Según datos del sector de electricidad —como el Ministerio de Energía y Minas (MEM), Administrador del Mercado Mayorista (AMM) y la Asociación de Generadores con Energía Renovable (Ager)—, Guatemala aprovecha el 26 por ciento del total de su potencial de generación renovable que incluye las hidroeléctricas, energía eólica, geotérmica y la que proviene del bagazo de caña, y que en conjunto tiene capacidad instalada de dos mil 382.3 megavatios (MW).
Además, de energía solar hay instalados 92.5 MW. Sin embargo, el potencial de generación total aún no ha sido estimado, según el mencionado estudio elaborado por el Instituto de Investigación y Proyección sobre Ciencia y Tecnología (Incyt) de la Vicerrectoría de Investigación y Proyección (VRIP) de la Universidad Rafael Landívar (URL) en el 2016.
De estas energías, la que aporta mayor capacidad en la actualidad es la hidroeléctrica, con mil 578.7 megavatios, pero representa el 25.4 por ciento de su potencial.
Existe la posibilidad de incorporar más de las otras tecnologías mencionadas en la generación de energía renovable, ya que de la geotérmica, eólica y biomasa —con bagazo de caña— se aprovecha alrededor de 26 por ciento en conjunto, y al observarlas por separado el porcentaje varía.
Generación con el viento
La primera planta de generación eólica comenzó a operar en el país en abril del 2015 con 52.3 MW. Ahora la capacidad instalada de esta tecnología es de 107.4 MW, que representa el 10.7 por ciento de su potencial, con tres generadoras operando: San Antonio El Sitio (Villa Canales), Viento Blanco (San Vicente Pacaya) y Las Cumbres en Agua Blanca (Jutiapa), según información del AMM.
En el país están ubicadas 10 estaciones de medición de vientos, proyecto que dio inicio en el 2006, y se han analizado 13 sitios en Estanzuela, Zacapa; cabecera de San Marcos; Santa Catarina Ixtahuacán, Sololá; Alotenango, Sacatepéquez; Chiquimulilla, Santa Rosa; Mataquescuintla, Jalapa; Morales, Izabal; Villa Canales, Guatemala; Nentón, Huehuetenango; Guanagazapa, Escuintla, así como Moyuta, Quesada y Jutiapa, en el departamento de Jutiapa, refiere el informe Módulo de Estadísticas Energéticas de Guatemala, actualizado al 2016.
La solar, otra opción
En cuanto a la energía solar, de la que no hay estimado sobre su potencial de generación total, el MEM refiere en el Módulo de Estadísticas Energéticas de Guatemala que el país tiene un gran potencial solar debido a su posicionamiento geográfico. El valor promedio de radiación solar global para todo el país es de 5.3 kWh/m2 al día, los cuales, según el MEM, son más altos que el de los países que cuentan con programas exitosos de aprovechamiento de la energía, aunque no refleja un valor total de potencial de generación.
Los 92.5 MW instalados que aportan su energía directamente al Sistema Nacional Interconectado (SIN) son fotovoltaicos y constan de nueve plantas, de las cuales las más grandes son Horus I y II, ubicadas en Chiquimulilla, Santa Rosa, que suman 80 MW, y Sibo, con 5 MW en Estanzuela, Zacapa. Las otras seis son plantas que generan de 0.1 a 1.8 MW en Santa Rosa, Zacapa y Jutiapa.
Autoproductores amplían presencia
Hay otra opción que ha sumado usuarios. Se trata de la figura de autoproductores. Estos son usuarios de las distribuidoras de energía que instalan en sus casas o inmuebles paneles solares e inyectan al sistema la energía solar que generan durante el día y la distribuidora hace un balance entre lo aportado y lo consumido por dicho usuario para emitir la facturación mensual.
La Empresa Eléctrica de Guatemala (EEGSA) reporta tres mil 104 autoproductores que al 31 de marzo pasado tienen en conjunto una potencia instalada de 15 MW con paneles solares en los tejados. Carlos Rodas, gerente de Planificación de la firma, indicó que el dato es alto si se toma en cuenta que es una figura que no tiene muchos años de existir en Guatemala, pero bajo en comparación con la capacidad instalada que tienen otros países.
La tecnología ha bajado de precio y en la actualidad, con alrededor de Q7 mil 500 puede dotarse del panel fotovoltaico y del sistema que sirve para los usuarios, negocios u hogares que consumen 180 kWh al mes, con lo que se recupera la inversión y disminuye la factura mensual. El número de paneles por usar depende del consumo del usuario. Además, la distribuidora debe hacer una revisión a la instalación y conectar un contador o medidor diferente para que registre el aporte y el consumo.
Según Rodas, en la actualidad, incluso con la inversión inicial, esta opción sale más barata que la tarifa de generación que está conectada al sistema nacional.
Ventajas y desventajas
La ventaja más significativa de la energía solar y la eólica es que son recursos renovables que no emiten gases de efecto invernadero. Además, según Rudolf Jacobs, presidente de la Ager, los costos de instalación han disminuido. La energía solar cuesta unos US$800 mil el MW. Antes era más cara que el costo de instalación de las hidroeléctricas, pero ahora es menor, agregó. La misma tendencia ha tenido la eólica, pero el costo es de US$1 millón a US$1.2 millones por MW aproximadamente, dijo.
Edgar Navarro, presidente del AMM, puntualizó que es necesario seguir diversificando la matriz de generación energética y las fuentes renovables son una opción, por los beneficios que conllevan. Sin embargo, también en la eólica y la solar se debe tomar en cuenta que son energías intermitentes, que dependen del clima diario y el sistema debe invertir en tener otras tecnologías de respaldo, lo que aumenta los costos.
Luis Ortiz, exministro de Energía y Minas, expuso que en Guatemala se estima, por ejemplo, que la energía solar tiene capacidad de generar alrededor de 5 horas y media al día, ya que su capacidad disminuye por la mañana y por la tarde, durante la salida y la puesta del sol y cuando está nublado.
Geotermia, la energía que proviene del calor interior de la tierra
En el caso de las geotérmicas, según especialistas del sector, el recurso es constante y una buena alternativa, aunque el costo de instalación es más alto porque aparte del equipo, se debe costear la exploración para determinar las reservas del área. El Plan de Generación 2020-2050 calcula necesaria una inversión de US$4 millones por megavatio para plantas de geotermia.
Los recursos geotérmicos de Guatemala se han calculado en 4 mil MW, aunque el MEM calcula que económicamente es viable el de mil MW, se indica en el estudio Perfil Energético.
Con ese tipo de recurso operan dos plantas en el país por 49.2 MW —Ortitlán y Zunil—, pero solo se aprovecha el 4.9 por ciento del potencial referido por el MEM, cuando podría aprovecharse el recurso en San Marcos y Moyuta, Jutiapa.
La Ager considera que el país también debe aprovechar el potencial geotérmico. Aunque se ha anunciado en varios mandatos de gobierno una licitación específica para este tipo de tecnología o incluirla en un concurso con otros recursos de generación, a la fecha no se han concretado.
Jacobs explicó que una de las dificultades para desarrollar este recurso es que las áreas geotérmicas más estudiadas y de alto potencial en el país, compuestas por siete pozos, fueron declaradas por 25 años como reserva nacional a cargo del Instituto Nacional de Electrificación (Inde), con el acuerdo 842-92 de 1992, emitido por el gobierno de Jorge Serrano Elías, pero fue ampliado por un plazo igual en el 2017, en la gestión de Jimmy Morales. Sin embargo, refirió que a la fecha esa institución tampoco ha desarrollado inversión en esa área, por lo que a su criterio debería existir una decisión de política energética del Inde y del Estado con el fin de liberarlas para la inversión o permitir la coinversión con otros interesados.
El Inde, presidido por el ministro de Energía y Minas, Alberto Pimentel, respondió al respecto que con el acuerdo gubernativo en mención tiene como áreas de reserva geotérmica las de Zunil, Amatitlán, Tecuamburro, Moyuta y San Marcos.
Las primeras dos ya han sido desarrolladas hasta la etapa de explotación del campo. Las tres restantes, a las cuales se suma Zunil II, que se considera un reservorio independiente de Zunil I, se encuentran en distintas fases de desarrollo, se informó.
La entidad indicó que en 1993 firmó un contrato de compraventa de energía con Orzunil I de Electricidad Limitada para instalar y operar por un período de 25 años una planta geotérmica de 24 MW. Sería operada por esa firma hasta 2019, pero en el 2014 se modificó el contrato de coparticipación, con el cual Orzunil I quedó a cargo de la operación y mantenimiento del campo.
En el caso del campo geotérmico Amatitlán se licitó en el 2001 la instalación de una planta y el usufructo de esta, por 22 MW y con opción a aumentar de 40 a 50 MW más. Se adjudicó a la Empresa Ormat Industries Ltda., que la tiene a su cargo.
El Inde agregó que tiene planes para más plantas, como continuar con los estudios de exploración geotérmica del área de Tecuamburro. A la fecha se finalizó la perforación de un pozo de propósitos múltiples, ubicado en la finca Las Nubes, cercana a la laguna de Ixpaco, y se obtuvieron resultados como una profundidad máxima alcanzada en diámetro de 808.35 metros y la temperatura máxima medida al fondo de 235 grados centígrados.
Según el Inde, se tiene programado perforar un segundo pozo exploratorio en el área de Tecuamburro en Santa Rosa. Los fondos para esta exploración estarían incluidos en el proyecto de presupuesto del 2022.
La biomasa
Los ingenios azucareros usan el bagazo de caña, cuyo potencial está asociado con el volumen de producción y la capacidad instalada de las plantas generadoras. Ortiz, quien en la actualidad es el director ejecutivo de la Asociación de Cogeneradores Independientes (ACI), dijo que la capacidad total de los ingenios cogeneradores es de unos mil 20 MW —combinando biomasa, carbón o búnker— pero la disponible efectiva para el SNI (con biomasa) durante la época de zafra, que va de noviembre a mayo, es de 590 MW.
Este dato refleja que están utilizando con fuentes renovables el 64 por ciento de su potencial.
En los últimos 10 años el sector ha invertido en mejorar la eficiencia de las plantas generadoras, lo que le permite producir más, precisó Ortiz, al detallar que pasaron del uso de calderas a incorporar equipos más eficientes. Consideró que tienen capacidad de crecer, porque a medida que aumenta la producción de caña de azúcar se incrementa la posibilidad de producir más energía con el bagazo. En la actualidad hay investigaciones acerca del uso de hojas y otros desechos, que se estima una cantidad importante que aprovechar, aunque requieren ajustes tecnológicos para ser procesados.
Desechos y biogás
Dentro de la clasificación de energías renovables se señala que la basura es un recurso desaprovechado. La URL afirma en su estudio que no se ha estimado el potencial de producción de biogás a partir de desechos orgánicos de rellenos sanitarios y de industrias pecuarias en el país, pero que otros especialistas han elaborado estudios al respecto y consideraron que podrían representar oportunidades económicas para las municipalidades.
Entre estas, cita que en el país se producen más de ocho millones de toneladas métricas de desechos sólidos al año y que la capital genera el 72 por ciento. Con ese volumen se tendría potencial de generar unos 4 MW. Según datos del AMM, actualizados a enero del 2021, en la zona 3 opera Biogás Vertedero El Trébol Fases I y II, con 4.8 MW en total.
Las proyecciones citadas también refieren que el basurero de Villa Nueva podría generar 1 MW, mientras que tienen potencial los vertederos de Quetzaltenango, Huehuetenango y Puerto Barrios.
También se podrían aprovechar los desechos de la producción agroindustrial. En el 2019 el Grupo Central Agrícola instaló una planta de biogás para producir energía por 1 MW con potencial para duplicarlo.
La URL recomienda que debido a esas oportunidades en el uso de los desechos se deben realizar estudios de prefactibilidad para evaluar el potencial de generación y los costos. Otra recomendación es desarrollar un marco legal relacionado con el aprovechamiento de los residuos para la generación de energía.
También sugiere impulsar la instalación de sistemas de energía renovable aislados —como las solares— para comunidades que no cuentan con servicio de energía eléctrica.
Planes: Plantas con inversión de US$5 mil 500 millones
En el Plan de Expansión Indicativo del Sistema de Generación emitido por el MEM y actualizado por la actual administración para el período 2020-2050, se consideran como plantas candidatas 60 proyectos de generadoras en evaluación, de las cuales 51 son totalmente renovables y nueve plantas térmicas, que incluyen dos de biogás y tres con combinación de biomasa de bagazo de caña y carbón térmico para la época en que no hay zafra. Aparte, dos plantas de carbón cerca de los puertos del Atlántico y del Pacífico.
La inversión estimada para las de recursos renovables es de más de US$5 mil 508 millones en 30 años.
Se incluyen 19 hidroeléctricas —12 de más de 5 MW y seis menores, conocidas como Generador Distribuido Renovable, GDR— que tendrían capacidad para mil 46.5 a mil 50 MW, con una inversión estimada de US$2 mil 707.88 millones.
En la lista aparecen dos plantas de 200 MW, una de 100, una de 140, además de 181 del proyecto Xalalá —hidroeléctrica impulsada en años anteriores por el Inde, pero que no se ha logrado concretar—.
Además, 15 geotérmicas con capacidad de 356.6 MW y un estimado de inversión de US$1 mil 426 millones. También se agregaron nueve proyectos de energía solar con capacidad de 310 MW y costo estimado de US$375.1 millones, y ocho eólicos por 330 MW, que representarían alrededor de US$495 millones. También se mencionan dos proyectos de biogás por 10 MW y US$50 millones estimados de costo inicial, tres de biomasa de bagazo de caña de azúcar y combinada con carbón para época que no es zafra, por 125 MW y US$455.2 millones.
Los criterios para elaborar la lista se basan en la revisión de los Planes Indicativos anteriores y los resultados obtenidos en las tres licitaciones de largo plazo efectuadas. Cada concurso tuvo un enfoque diferente, la PEG-1-2010 se hizo con la finalidad de obtener precios competitivos en la compra de potencia y energía para las distribuidoras, la PEG-2-2012, que se enfocó en transformar y diversificar la matriz de generación eléctrica con el fin de disminuir y estabilizar los precios en la tarifas de electricidad de los usuarios finales, y la PEG-3-2013, que tuvo como propósito la compra de potencia y energía eléctrica para cubrir la demanda de los usuarios finales de las distribuidoras.
Las distribuidoras Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. y Energuate prepararon por más de seis meses la PEG-4 para lanzarla durante este año, con la que buscan contratar 400 MV con plazos de cinco años —si son plantas existentes— a 15 años —nuevas—, pero el proyecto fue suspendido por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), con el argumento de que debido a la pandemia no hay condiciones para promocionar el evento en el mercado internacional, y como no atraería competencia extranjera debía aplazarse.
La meta para 2027
Guatemala tiene una matriz energética muy robusta que duplica la demanda interna, señala Rudolf Jacobs, presidente de Ager, pero se debe decidir que se hará en el futuro para la propuesta energética.
Expresó que el país se impuso una meta de alcanzar el 80% de energía renovable para el 2027. En la actualidad se llega de 65% a 70% pero si no se promueve en los siguientes 10 años, la participación se reducirá y en lugar de alcanzar la meta podría quedar en 50%, y por ende el resto será de combustibles fósiles como en el 2008.
Jacobs, considera que se puede alcanzar alrededor del 85% de renovables, lo cual tendría un efecto importante de reducir las emisiones de efecto invernadero y el costo.
Respecto a otras opciones tanto Jacobs como Carlos Rodas, gerente de planificación de la EEGSA, consideran que se puede buscar traer al país la tecnología moderna de plantas con sistema de batería eficiente, el cual permitiría que se reserve o mueva la inyección de energía al sistema a las horas que se necesita más y abastecerse con energía de bajo costo eólica y solar, incluso hidroeléctrica.
