Estarán vigentes para el trimestre del 1 de noviembre del 2019 al 31 de enero del 2020.
La Comisión explicó que los cambios fueron influidos por la sequía durante los meses julio, agosto y una parte de septiembre, que se toman de base para calcular el trimestre que inicia este viernes. Debido a ello la generación térmica con combustibles fósiles tuvo mayor participación ante la reducción de la generación con hidroeléctricas.
La sequía “viene afectando intensamente la región desde el año pasado, registrando valores de energía generada por hidroeléctricas menores a los últimos 3 años” añadió en un boletín.
Tarifa no social
La tarifa no social para los usuarios de la Distribuidora de Electricidad de Occidente, S. A. (Deocsa) fue fijada en Q1.99, un aumento de Q0.04 por kilovatio hora al mes (kWh) y para la Distribuidora de Electricidad de Oriente S. A. (Deorsa) llegó a Q1.85, un alza de también de casi Q0.04.
Para la Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. (EEGSA) la tarifa no social se fijó en Q1.34, un aumento de casi un centavo.
Tarifa Social
La Tarifa Social quedó en Q1.86 por kWh para Deocsa y Q1.76 para Deorsa, con alzas de Q0.04 por kWh, y en EEGSA en Q1.25 con alza de casi un centavo.
En este segmento se mantiene el subsidio a la energía aportado por el Instituto Nacional de Electrificación (Inde) para los usuarios que tengan un consumo mensual hasta 100 kWh al mes, por lo que se les hace un descuento en la factura, agregó la CNEE.
Ajuste tarifario del servicio de energía eléctrica para el trimestre de Nov-2019 a Ene-2020, para usuarios de @EEGSAGuatemala y @Energuate_ 💡 Vea el boletín de prensa en https://t.co/LHK9R0Z09y pic.twitter.com/FVPK7HNfar
— CNEE (@CNEEGuatemala) October 31, 2019
El presidente de dicha Comisión, Rodrigo Fernández, mencionó que se usó el mecanismo que permite le Ley General de Electricidad para ampliar a varios trimestres la recuperación de saldos de la energía proveía, es decir las alzas se diluyen entre varios trimestres, para regular las tarifas y no trasladar a los usuarios la variación por el comportamiento del mercado de generación.
Agregó los meses de julio y agosto fueron muy bajos en generación con agua y septiembre fue un poco mejor, aspectos que tuvieron efecto relativo dentro de todos los costos del trimestre mientras que la generación térmica usa combustibles con precios más altos que la generación hídrica.
Debido a las lluvias de las últimas semanas, el embalse de Chixoy pasó de 787.26 a 798.07 msnm en 15 días (ver curva de 2019 en rojo). El volumen de agua almacenado corresponde al 84% de la capacidad total del embalse. 🌨️ Este fenómeno ayuda a la generación hidroeléctrica. pic.twitter.com/VU6tgigK5c
— CNEE (@CNEEGuatemala) October 18, 2019
Ese comportamiento también impactó los precios spot (del mercado de oportunidad de compra y venta de energía sin contrato), con un crecimiento de 16% respecto del primer trimestre del 2019.
Aún con esos cambios la evolución de la matriz energética del país ha permitido amortiguar los impactos mencionados, por lo que es necesario seguir avanzando en esa diversificación, agregó la CNEE.
La sequía provocó que las hidroeléctricas generaron por varios meses solo 40% respecto de inviernos normales. Chixoy reportaba en septiembre un embalse de 780.58 metros sobre el nivel del mar, considerado bajo para esa época del año. Se empezó a recuperar a partir de mediados de ese mes, también mejoraron los precios del spot y se han reportado promedios diarios de US$39 por MW.
Aparte de la recuperación del embalse, y mejora en la generación de las hidroeléctricas en general, en noviembre empieza la zafra por lo que los ingenios azucareros empieza a generar energía con biomasa, aspecto que podría ayudar a estabilizar o a bajar las tarifas.
EEGSA licita 120 MW para sustituir de generadora con carbón
La EEGSA lanzó el 31 de octubre del 2019 una licitación de mediano plazo por 120 megavatios (MW) para sustituir el contrato de la generadora con carbón San José que vence el 20 se febrero del 2020.
Las generadoras que salgan adjudicadas deberán de cubrir el período de más de 5 años, del 21 de febrero del 2020 al 30 de abril del 2025.
San José es el último contrato que queda vigente de los que ya existían antes de crearse y ponerse en vigencia la Ley General de Electricidad en 1996.
- Pueden participar generadores distribuidos renovables, centrales de entre 5 y 15 MW y las de 15 MW en adelante.
- El 5 de noviembre empezarán las reuniones informativas.
Jorge Alonso, gerente general de EEGSA explicó que “el último contrato que aún se tiene en vigencia de los que ya existían cuando se puso en vigencia la Ley General de Electricidad, es el de la carbonera San José, el cual vence en febrero, y para ese entonces ya se debe tener contratada la energía que ellos dejarían de suministrar”.
La empresa también tiene previstas otras licitaciones.
Se analiza lanzar otra licitación a para un plazo 15 años. La convocatoria se prevé para mediados del próximo año y se incluiría tanto la electricidad para cubrir el crecimiento de la demanda como el vencimiento de la planta que se busca contratar (por 5 años) para sustituir a la carbonera San José.
Se tienen altas expectativas de participación en las dos licitaciones para que se muy competitiva agregó Alonso quien mencionó “queremos abrir espacios para la geotermia, creemos que para las renovables todavía hay bastantes oportunidades. Por supuesto siempre necesitaremos térmicas para llenar la curva de carga, esa parte siempre necesita acción y respuesta rápida”.
Expuso que ven grandes retos, pero también oportunidades con las nuevas tecnologías que se han ido incorporando.
Entre los retos comentó que “se tiene que generar más oportunidades para los inversionistas, pero ojalá se resuelvan los temas de conflictividad y temas de las comunidades, porque difícilmente alguien que ve lo que está sucediendo confiará en invertir, y si lo hace lo encarecerá porque le incluye costos por el nivel de riesgo que le tienen que cubrir su inversión”.
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