En el concurso hubo 14 oferentes de los cuales luego de 39 rondas de subasta inversa (se adjudica a quien ofrece menor precio) fueron adjudicados ocho a un precio promedio de US$73 por megavatio (MW), informó Carlos Rodas gerente de planificación de la firma.
Con las nuevas contrataciones se logrará una estabilización de los precios para el consumidor final en el segmento de tarifa no social, explicó el ejecutivo.
Los contratos son para el plazo de 5 años, del 27 de marzo del 2020 al 30 de abril del 2025.
Del segundo al quinto año una parte del año el carbón será sustituido con 50% de generación con renovables, incluyendo 50 MW con la hidroeléctrica Chixoy del Instituto Nacional de Electrificación (Inde) y 8 con la hidroeléctrica propiedad de Tecnoguat (que forma parte de la italiana Enel Green Power).
Además, se contrataron dos MW con la empresa Alternativa de Energía Renovable. Se trata de una nueva generadora con biomasa a base de diferentes recursos renovables, entre estos la macadamia, y que se ubicará en Retalhuleu, agregó Rodas.
También en ese plazo los ingenios azucareros La Unión y dos plantas de San Diego proveerán 60 MW, de los cuales durante alrededor de seis meses serán con biomasa generados con bagazo de caña durante la zafra, y el resto del tiempo se hace con carbón.
Para el primer año, del 27 de marzo del 2020 al 30 de abril del 2021, San José se logró quedar con un contrato de 10 MW. Para ese plazo también fueron adjudicados 1 MW al Inde, 8 a Tecnoguat, 13 a Ingenio La Unión, 58 a San Diego y 30 a Orazul.
Según Rodas en la actualidad EEGSA compra en total 700 megavatios para cubrir la demanda de sus 1.3 millones de usuarios del cual el 56% se cubre con renovables en la actualidad y a partir del 27 de marzo próximo subiría a alrededor del 80%.
El precio inicial en las subastas fue de US$104 por MW, al final de las 39 rondas de ofertas se logró un promedio de US$73 por MW. Con el Inde fue en US$65, similar precio con la generadora AER.
El ejecutivo indicó que le llamó la atención que no se acercara a participar generación con gas natural. En Guatemala extrae gas natural la empresa City Petén en la Libertad, Petén luego de descubrir un yacimiento de este recurso cuando buscaba petróleo.
Contrato por vencer
San José es el último contrato aprobado por el Gobierno en la década de 1990 de urgencia la demanda. A pesar de que se cambió la legislación nacional del sector eléctrico en 1996 y creada la Ley General de Electricidad, los contratos conocidos como preextistente a esa normativa mantuvieron vigencia hasta que venció el plazo del documento. Entre estos estaban generadoras de seis ingenios (Concepción, La Unión, Magdalena, Madre Tierra, Santa Ana y Central Agroindustrial), y dos plantas a base de petróleo Tampa Electric y la de carbón San José.
Al ser adjudicada por solo 10 megavatios el primer año de las nuevas contrataciones en el 2020, San José quedará libre para buscar otros compradores por contrato o el mercado spot.
Según Rodas se debe continuar con las licitaciones el Plan de Expansión de Generación (PEG) a largo plazo por lo que ya solicitaron a la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) la cuarta edición PEG 4, para adquisiciones por 15 años del 2025 al 2040. Se busca que la tecnología y recursos de generación sea abierta y en el caso de EEGSA buscaría comprar al menos 200 megavatios, añadió.
Nuevas tendencias
Ahora las nuevas tendencias y desafíos suponen cambios en la generación y equipo eléctrico en EEGSA, comentó Rodas:
- Están implementando un plan piloto para cambiar los postes de madera por postes de polímero. Aunque todavía el costo es alto, 25% más que el de madera, el material tiene más tiempo de vida útil.
- A partir de febrero del 2020 se empezó a implementar la tarifa horaria, es decir una tarifa diferente de 10 de la noche a 6 de la mañana. Aunque el primer segmento en ser trasladado en forma obligatoria fue el de alrededor de 12 mil pequeñas y medianas empresas el 1 de febrero, se espera que se amplíe el uso de ese segmento para más empresas, industrias u hogares que se adapten a este tipo de demanda.
- La tarifa de la demanda adicional de 10 de la noche a 6 de la mañana, según el nuevo segmento por horario está en Q0.46 kilovatios hora menos que la tarifa normal en tarifa no social. La tarifa no social está en Q1.33 por kWh y la específica del mencionado horario en Q0.87 a partir de febrero del 2020.
- La otra tendencia es la autogeneración, principalmente con paneles solares. En la actualidad los autogeneradores de energía conectados a Eegsa representan 12 megavatios y se prevé que siga creciendo esta tendencia.
- Con inversión Q7 mil 500 se logra instalar los paneles (unos 4 paneles) paga generar 1 kilovatio de potencia, que alcanzaría para demanda de 180 kilovatios hora al mes. Entre la demanda y la inyección de energía al sistema con la generación propia que hace el usuario representa una rentabilidad de 6.6%, ejemplifica Rodas. El 20% de la energía demandada en un día se hace de 10 de la noche a seis de la mañana.
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