Jorge Alonso, gerente de EEGSA indicó entre las licitaciones se tiene prevista una de mediano plazo, esta sería para cubrir el vencimiento del contrato de San José por cuatro años a partir de mayo del próximo año.
En esta ser permitirá la participación abierta de oferentes de cualquier tipo de recursos de generación ya que lo que se busca es competitividad en el precio, explicó Alonso.
La otra licitación se ha previsto que sea de largo plazo por 15 años, y cuyas plantas deberán entrar luego que se venzan la anterior mencionada (en el 2024). Para esta pedirán que sean plantas nuevas. Lo que se busca es que con más la tecnología más moderna permita una generación más eficiente y procure mejores precios, comentó el gerente.
“Será solo de cuatro años para asegurar el suministro en ese plazo para hacer luego la licitación PEG 4” agregó al comentar que se basaría en el Plan de Expansión de Generación (PEG).
Los contratos preexistentes fueron contraídos antes de la vigencia de la Ley General de Electricidad (1996). Incluían generadoras de seis ingenios (Concepción, La Unión, Magdalena, Madre Tierra, Santa Ana y Central Agroindustrial), y dos plantas a base de petróleo y una de carbón como la generadora con carbón San José.
EEGSA junto a las distribuidoras de Energuate ya efectuaron con coordinación del Ministerio de Energía y de la CNEE tres licitaciones de largo plazo anteriores basada en mencionado plan.
El primer concurso que tiene previsto dicha empresa es una contratación de corto plazo, por 71 MW, para un año a partir de mayo próximo con la intención de cubrir el incremento de la demanda.
Para los contratos que se buscan de un año y de 4 años no se requerirá plantas nuevas, ya que son plazos muy cortos para comprometer una obra nueva, refirió el ejecutivo.
Aunque todavía no se tiene una fecha prevista para efectuar las licitaciones esperan que la siguiente semana la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) les apruebe las bases de licitación para poder posteriormente emitir y publicar los concursos.
En la actualidad EEGSA tiene contratado el suministro de 700 megavatios para cubrir la demanda de los usuarios en los departamentos de Escuintla, Guatemala y Chimaltenango.
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De ese volumen el 70% es con recursos renovables y el 30% restantes con generación de con combustibles fósiles. Sin embargo, Alonso dijo que como la participación es abierta aún no saben cómo cambiaría la matriz de generación contratada por EEGSA.
Se espera mejores condiciones
“Hay sobreoferta de generadoras en la actualidad y se espera poder lograr para estos cuatro años buenas ofertas con precios competitivos para poder trasladar esa baja de precios a los usuarios” mencionó Alonso.
Carlos Colom, expresidente de la CNEE dijo que los resultados dependerán de las bases de licitación que se emitan, indicó que es positivo que se abra a participar a todas las tecnologías de generación para tener buenas ofertas y competencias. A consideración de Colom “el carbón es más eficiente que el bunker para una planta que sea base del sistema de generación, pero lo mejor sigue siendo las energías renovables”.
El director de la comisión dijo que este es el momento para reflexionar sobre la importancia de las energías renovales ya que se está viendo una disminución de agua y los precios de la energía han aumentado.
“El aumento del spot es coyuntural, y no debería preocuparnos en el corto y mediano plazo sino en el largo plazo para seguir impulsando una matriz de energía diversificada”, agregó.
Hizo ver que mucha inversión para proyectos nuevos de energía está estancada y que “dentro de 7 u 8 años podría empezar a reflejarse problemas en las tarifas o generación porque ya no se siguieron construyendo más plantas”.
“El disparador para instalar proyectos es el crecimiento de la demanda, lamentablemente no hay un crecimiento de la demanda que haga necesario anticipar decisiones urgentes en generación y proponer proyectos con tecnología avanzada” agregó Alonso.
Energía
El precio de la energía spot (compra venta de energía sin contrato) ha subido en forma constante desde enero hasta la fecha, sin embargo a partir de febrero ha llegado a los US$100 el promedio en la banda media (horario de 6 de la mañana a 6 de la tarde) y se prevé que continúe esa tendencia por algunas semanas más.
El viernes se registraba en US$102.20 el megavatio hora MWH en ese horario, mientras que para este lunes se tenía previsto en US$99.05 MWH, según datos de precios previstos informados por el Administrador del Mercado Mayorista (AMM).
Explicó que el promedio registrado en diciembre en ese horario fue de US$54.71 por MWH, mientras que en enero estuvo en promedio de US$61.71, y para el lunes 4 de febrero el promedio estuvo en US$80.
Las razones de este incremento según el consultor es que aparte de haber menor generación con hidroeléctricas como efecto de invierno poco copioso en el 2018, por lo cual se ha tenido que convocar más generación con carbón y el petróleo, estos recursos han registrado alzas en los precios internacionales. A esto se une que la generadora con carbón, Jaguar, una de las más grandes del país, salió de operación por mantenimiento programado.
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