Experiencias de la reforma

eléctrica en Guatemala

Silvia Alvarado de CórdobaDirectora

VI Foro Anual -ADIE-

Santo Domingo, República Dominicana Octubre 2016

ANTECEDENTES DEL SUBSECTOR

ELÉCTRICO DE GUATEMALA

Al final del período 1980-1990: CRISIS

• Disminuyen las inversiones

• No hay financiamiento ni en Q. ni en US$.

• La mayoría de la deuda externa la paga el Gobierno.

• Crisis de credibilidad técnica: Falla Chixoy y Aguacapa.

• Crisis de credibilidad por señalamientos de corrupción.

• Apagones.

• Condiciones macro económicas adversas al sector: devaluación y

crisis fiscal

• Insostenible déficit de las empresas públicas.

• Manejo deficiente de la crisis.

• Primeros intentos de cambio de política:

• En el sector se principia a hablar de cogeneración privada

(generación para autoconsumo con subproductos de la molienda;

el exceso se vende en el sistema).

Década del 90: el sector toca fondo

A P A G O N E S P R O G R A M A D O S

por Racionamentos: Quién los recuerda ?:

1996-2001: Emisión y Consolidación de un

nuevo Marco Regulatorio• 21 de noviembre de 1996 se publica el Decreto No. 93-96, Ley

General de Electricidad y el 21 de marzo se publica el AcuerdoGubernativo 256-97, Reglamento de la Ley General deElectricidad mediante los cuales:– Se convierte en política de Estado el ampliar la participación privada en

el sector energía y no realizar inversiones públicas, salvo por vía de lafinanciación de subsidios para la inversión en electrificación rural.

– Se abre la participación privada a la comercialización y distribución.

– Se continúa liberalizando el mercado eléctrico y se introduce la plenacompetencia en el mismo.

• Se crean y entran en operación las nuevas institucionessectoriales: Comisión Nacional de Energía Eléctrica como EnteRegulador (mayo 1997) y el Administrador del MercadoMayorista (1998).

• A partir de mayo 1998, se inicia la aplicación de tarifas deenergía eléctrica con estructura técnica, para los usuariosregulados de las empresas distribuidoras.

• Se inicia la aplicación de tasa de cambio del Quetzal respectoal US$ en la determinación de las tarifas.

1996

2001

IMPORTANTE HITO PARA CONSOLIDAR LA

APERTURA DEL MERCADO ELÉCTRICOVenta de acciones del Gobierno en EEGSA y en INDE

En mayo el gobierno de Arzú anunciópúblicamente la venta de accionesen la EEGSA, participación que fueadquirida por la cantidad de US$ 520millones pagados al contado por la

compañía Distribuidora EléctricaCentroamericana, S. A. (DECA), cuyosaccionistas eran la española Iberdrolade Energía, S. A. –con un 49% delcapital–; la estadounidense Teco

Power Services, representada por laTPS Ultramar Guatemala, S. A. –con el30% del capital–; y, la portuguesa EDP–Electricidad de Portugal, S. A. –29%del capital–.

En diciembre se culmina elmismo proceso para laempresa de distribución delINDE con lo cual se crean lasdos distribuidoras que

actualmente conocemoscomo DEOCSA y DEORSA bajola marca comercial Energuate.La participación accionariadel estado en estas empresas

fue adquirida por latransnacional Unión Fenosa deEspaña.

1998 1999

1996 LEY GENERAL DE ELECTRICIDAD

Infografía: Red Eléctrica de España

• Crea el Ente Regulador

• Crea el Administrador del

Mercado (Operador del Sistema)• Apertura al mercado y se

establecen procedimientos

• Separación de funciones en

la actividad eléctrica

Es libre la generación de electricidad y no se requiere para ello autorización o condición previa por parte del Estado, más que las reconocidas por la Constitución Política de la República de Guatemala y las leyes del país;

Es libre el transporte de electricidad

Es libre el transporte de

electricidad, cuando para ello no

sea necesario utilizar bienes de

dominio público; también es libre

el servicio de distribución privada

de electricidad;

Son libres los precios por la

prestación del servicio de

electricidad con la excepcion de

los servicios de transporte y

distribución sujetos a autorización

(uso de bienes de dominio publico)

Principios de la Ley General de

Electricidad

Comisión Nacional de

Energía Eléctrica

Como se integra la CNEE• Directorio de tres miembros

nombrados por período de cinco años elegidos de tres ternas de nombres a propuesta de:

1. El Poder Ejecutivo

2. Los Agentes del Mercado Eléctrico

3. Los Rectores de las Universidades del País

Funciones de la CNEE• Cumplir y hacer cumplir la Ley y sus

Reglamentos e imponer sanciones a los infractores.

• Proteger los derechos de los usuarios

• Prevenir conductas atentatorias contra la libre competencia,

• Definir las tarifas de transmisión y distribución, sujetas a regulación,

• Dirimir las controversias que surjan

entre los agentes del subsector eléctrico,

• Emitir las normas técnicas relativas al subsector eléctrico,

• Garantizar el libre acceso y uso de las líneas de transmisión y redes de distribución,

Administrador del Mercado

Mayorista

Quién es y como se integra Funciones• La coordinación de la operación

de centrales generadoras,interconexiones internacionales ylíneas de transporte al mínimo decosto para el conjunto deoperaciones del mercadomayorista

• Establecer precios de mercado decorto plazo para las transferenciasde potencia y energía cuando nocorresponden a contratoslibremente pactados

• Garantizar la seguridad y elabastecimiento de energíaeléctrica

• Operador del sistema y del

mercado

• Entidad privada sin fines de lucro

• La Junta Directiva está integradapor delegados de las cincoactividades que conforman elmercado (Generadores,Transportistas, Distribuidores,

comercializadores y GrandesUsuarios)

2007 Reforma a los

Reglamentos

• Reconocimiento y estímulo a la eficiencia de las

plantas generadoras.

• Señales de largo plazo para la inversión (Plazo de

los contratos, Planificación, etc.)

• Identificación de obras necesarias en Transmisión.

• Elaboración de una Plan de Expansión de

Transmisión

• Incentivar la Generación Distribuida Renovable.

2008 - 2015 2013 - 2027

Aumentar la oferta energética

del país a precios competitivos

Diversificar la matriz

energética, priorizando las

energía renovables

Promover competencia e

inversión

Seguridad del abastecimiento de

combustibles a precios competitivos

Diversificar la matriz de generación

de energía eléctrica mediante la

priorización de fuentes renovables

Ampliar el sistema de generación y transmisión de energía eléctrica, promover la inversión en 500 MW de energía renovable

1

2

3

Política Energética

Panorama institucional sub-sector

eléctrico Guatemala

Infografía: Banco Interamericano de Desarrollo -BID-

Mercado Eléctrico Guatemala104 GENERADORES

24 GDR´S8 TRANSPORTISTAS 19 DISTRIBUIDORAS

22 COMERCIALIZADORES866 GRANDES USUARIOS

DISTRIBUIDORA

EEGSA

DEOCSA

DEORSA

16 Empresas Eléctricas

Municipales

Servicio de Distribución GuatemalaLas Empresas EEGSA, DEOCSA y DEORSA representan el 92.55 % del total de usuarios.

Las Empresas Eléctrica municipales en total cuentan con 221, 665 usuarios

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

DEOCSA DEORSA

Kilómetros de Red

Media Tensión Baja Tensión

7,600

7,700

7,800

7,900

8,000

8,100

8,200

Media Tensión Baja Tensión

Kilómetros de Red

Operada por EmpresasPúblicas de Medellín con1, 161,191 usuariosPérdidas totalesreconocidas en pliegotarifario actual: 7.75%

Conformado por:

DEOCSA 1, 014,602 usuariosDEORSA 628, 647 usuariosPérdidas totales reconocidasen pliego tarifario actual:Deocsa-12.8% Deorsa-13.6%

Algunos Indicadores del Subsector Eléctrico (2015)

146.55

71.06

0

20

40

60

80

100

120

140

160

Precio de Oportunidad de Energía promedio

anual

66.9%

50.0%

52.0%

54.0%

56.0%

58.0%

60.0%

62.0%

64.0%

66.0%

68.0%Factor de Carga SNI

9,799.47

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

GW

h

Consumo de Energía

14.72%

35.38%

2.31%1.37%0.99%

0.05%

18.11%

21.69%

0.01%

5.37%

Matriz de Generación 2015

Bíomasa

Hidroelectricidad

Geotérmia

Solar

Eólica

Bíogas

Bunker

Carbón

Diesel

Importación

PLANTAS GENERADORAS MW

Hidoelectricas 1139.0

Generador Distribuido Renovable 72.4

Geotermia 33.6

Solar FV 80.0

Eólica 72.6

Biomasa 133.0

Biomasa/Búnker 343.6

Biomasa/Carbón 269.9

Turbinas de Vapor 531.0

Turbinas de Gas 143.7

Motores de Combustión Interna 555.4

TOTAL 3374.0

Capacidad efectiva instalada en el SNI

Centrales de Generación % que representa de la Capacidad Instalada

Renovables 45.4%

No Renovables 36.5%

Mixtas (Biomasa/Búnker y Biomasa/Carbón)

18.2%

HIDRO

34%

GDR HIDRO

2%

GDR TERMICO

0%

GEOTERMIA

1%

SOLAR FV

2%

EOLICO

2%BIOMASA

4%

BIOMASA

BUNKER

10%

BIOMASA

CARBON

8%

CARBON

16%

BUNKER

17%

DIESEL

4%2016

Fuente: Administrador del Mercado Mayorista

0.0

500.0

1000.0

1500.0

2000.0

2500.0

3000.0

3500.0

4000.0

(MW

)

Evolución de la capacidad

Hidros Geotérmicas Solar Eolico Ingenios Carbón Bunker Diesel

Regulación Secundaria

1er Plan de Expansión

Licitación PET-1-2009 y PEG-1-2010

2do Plan de Expansión

Continua…

Diagnóstico del

Subsector Eléctrico

Acciones tomadas por el Regulador

en seguimiento a su mandato

Licitaciones de

generación

Licitación Transporte

EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE GENERACIÓN

Diagnostico del Sector Reformas al Marco Legal

& Política Energética

Expansión del Sistema de Transporte

Expansión

del Sistema

de

Generación

Planificación para la Expansión del Sistema de

Generación

• La contratación del suministro de hasta 800MWde Potencia Garantizada, por un plazo dehasta 15 años, para iniciar el 1 de mayo de2015 ó 1 de mayo de 2016 ó 1 de mayo de2017 ó 1 de mayo de 2018 ó 1 de mayo de2019.

• La contratación del suministro de hasta 600MWde Potencia Garantizada, por un plazo dehasta 15 años, para iniciar el 1 de mayo de2015 ó el 1 de mayo de 2016 ó el 1 de mayo de2017 ó el 1 de mayo de 2018.

• La contratación del suministro de hasta

250MW de Potencia Garantizada, de los

cuales 60 MW son Potencia sin Energía

Asociada, por un plazo de hasta 15 años,

para iniciar entre el 1 de mayo de 2017 ó el

1 de mayo de 2018.

TS / 320 MW

TS / 230 MW

TS / 90 MW

TS / 44 MW

TS / 11 MW

TS / 197 MW

TS / 237 MW

TNS / 15 MW

TS / 5 MW

TNS / 233 MW

TS / 175 MW

TS / 42 MW

2007

2008

2009

2010

2011

2012

LP

LP

Licitaciones de generación realizadas

LP

2010

2011

2012

LP

LP

Licitaciones de Generación Largo Plazo(Sobre Cerrado)

• Se incorpora modelo de

optimización para obtener el

mínimo costo de suministro:

PGik = Potencia garantizada (MW) para el año

estacional “i” y la planta de generación “k”.

PPGik = Precio de la potencia ofertado (US$/kW-mes)

para el año estacional “i” y la planta “k”.

EGjk = Energía eléctrica mensual garantizada o

estimada (MWh) del mes “j” y la planta “k”.

PEOjk = Precio de la energía (US$/MWh) del mes “j” y la

planta de generación “k”.

Introducción del concepto de la Oferta Virtual

Las restricciones del modelo, son acorde a las necesidades de contratación.

Licitación de generación Largo Plazo(Rondas Sucesivas)

• Descubrimiento del precio a través de la competencia

• Extraer de los participantes su verdadera valoración del producto.

• Estimular la competencia con el objetivo de minimizar el costo de compra.

LP

Modelo de Evaluación

Económica

Entorno WEB

Ofertas Técnico -

económicas

BL:Función Objetivo

Restricciones

Oferta Virtual

& Factor Competencia

Pujas económicas

Potencia Adjudicada Licitaciones PEG1, PEG-2 y PEG-3

MIXTA

NO RENOVABLE

201.5 MW

RENOVABLE

939.4 MW635.6

101.0

71.387.5 44.0

47.3

120.0

34.2 15.00

100

200

300

400

500

600

700

Hidráulica Eólica Hidráulica

GDR

Solar Biomasa Carbón Gas

Natural

Búnker Biomasa

Búnker

MW

Potencia adjudicada Centrales Nuevas MW % MW Nuevo

Hidráulica 337.3 53 %

Eólica 101 100%

Hidráulica

GDR 70 97 %

Solar 87.5 100%

Biomasa 16 36 %

Carbón 47.3 100%

Gas

Natural 120 100%

Búnker 34 100%

Total 813

868 MW Garantizados

288 MW Instalados Energía Generada

Se desarrollaron proyectos

solares y eólicos sin

necesidad de subsidios.

…2012 2013 2014 2015 2016 2017…

117.5

114.9

97.74

US$

/MW

hComparación Precios Monómicos(costo promedio de la compra)

Valores referidos al 2013

Metodología

Sobre Cerrado

Metodología

Rondas

Sucesivas

Precios:Hidro de hasta 86.98 US$/MWh

Solar de hasta 86 US$/MWh

…2013 ..2015 2016…

133.7

89.82

87.04

US$/M

Wh

Comparación Precios Monómicos(costo promedio de la compra Licitaciones de Corto Plazo)

Metodología

Sobre Cerrado

Metodología

Rondas

Sucesivas

Precios:Hidro de hasta 53.2 US$/MWhMixtas de hasta 52.6 US$/MWh

Corto Plazo 1-2015

Corto Plazo 1-2015

Licitación Generación Distribuida

6

13.5

9.1

Potencia Adjudicada (MW)

Solar

Biomasa

Hidro

SINGeneración Distribuida

CONGeneración Distribuida

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

-

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

KW

lun mar mié jue vie sáb dom

MáximaMediaMínima

Media

Máxima

Mínima

Desarrollo de energías renovables

EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN

Resultados Licitaciones de Transporte

Largo Plazo

Licitación PET 1-2009 Licitación PETNAC 2014-2023

Construir infraestructura de transmisión para incentivar yviabilizar las nuevas inversiones en generación.

Se adjudico al menor Canon Anual (US$ 32, 349,900) por laprestación del Servicio de Transporte de Energía Eléctrica,siendo parte del proyecto:

• Diseño• Construcción• Constitución de Servidumbres• Supervisión• Operación y Mantenimiento

Incrementar el índice de electrificación, conectando a2100 comunidades no electrificadas.

Se adjudicaron las ofertas de 2 entidades, a un valor deCanon Anual (US$ 33, 278,153.16) por la prestación delServicio de Transporte de Energía Eléctrica, siendo partedel proyecto:

• Diseño• Construcción• Constitución de Servidumbres• Supervisión• Operación y Mantenimiento

km de Líneas de 230 kV

845

S/E Nuevas

12

Ampliaciones o adecuaciones

15

km de Líneas de 230 kV y 69 kV

546

S/E Nuevas

21

Ampliaciones o adecuaciones

19

Sistema de Transmisión al 2009

RESULTADOS DEL PET

PARA EVALUAR LOS RESULTADOS DE

LA REFORMA DEL SECTOR ELECTRICO,

UNA COMPARACIÓN EN

RETROSPECTIVA

El Estado como Generador

0.00

200.00

400.00

600.00

800.00

1000.00

1200.00

1400.00

1600.00

1800.00

MW

Demanda del Sistema Nacional

A partir de 1991 después de la Reforma

del Subsector

495.10

1,672

0.00

200.00

400.00

600.00

800.00

1000.00

1200.00

1400.00

1600.00

1800.00

MW

Demanda del Sistema Nacional Interconectado

La demanda se incrementó aproximadamente 338%

El Estado como generador

Después de la reforma con inversión

privada

828

3,706

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

MW

PUBLICO PRIVADO

La capacidad instalada se incrementó en

más del 280% con la privatización de 828 MW a 3,706 MW

Electrificación: El Estado como Generador

Índice de Electrificación

Después de la reforma -Privatización

9 de cada 10 guatemaltecos cuentan

con electricidad

91.96

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

(%)

Índice de Electrificación

Resultados de la Reforma Histórico BTS EEGSA (en valor monetario del 2016)

2.93

2.74 2.72 2.70 2.60

2.31

2.14 2.19

1.76

2.24 2.13

2.23

2.02

1.82

1.33

1.13

-

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

Q/K

Wh

(V

alo

r M

on

eta

rio

de

l 2

01

6)

Fuente: Base de Datos Regional, Ente Operador Regional.

Exportaciones

754.5

Importaciones

6.7

GuatemalaGWh

Exportaciones

101.8

Importaciones

909.4

El Salvador

GWh

Exportaciones

481.1

Importaciones

612.2

Honduras

GWh

Exportaciones

495.8

Importaciones

506.4

Nicaragua

GWh

Exportaciones

577.1

Importaciones

479.4

Costa Rica

GWh

Exportaciones

315.8

Importaciones

193.4

Panamá

GWh

Exportador neto del MER

Importaciones y Exportación en el MER

2015

RETOS/OPORTUNIDADES

• Sobreoferta de Generación

• Precios demasiado bajos

• Importaciones desde

México y su interface con

el MER

• Conflictividad Social en el

desarrollo de proyectos

hidroeléctricos

3,373 MW

2,732 MW

1,817 MW

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

Capacidad Efectiva al SNI Oferta Firme Eficiente Demanda Firme

MW

LO QUE SE LOGRÓ

• Guatemala ha sido el único país en la región que no ha enfrentado

racionamientos desde que se implementó la reforma. Al momento se

cuenta con una capacidad instalada de casi el doble de la demanda

máxima gracias a lo cual el riesgo de racionamientos se ha eliminado.

• Se ha conseguido elevar el índice de electrificación a nivel nacional del

42.9% en 1990 al 90.4% para el año 2016.

• Actualmente somos el país con el precio mayorista de generación más

barato en Centroamérica.

• También somos el país de la región que más inversión privada ha

registrado en su mercado eléctrico, tanto en generación como en

transporte y distribución gracias a lo cual se cuenta con un mercado

eléctrico robusto y confiable. Y,

• Se ha conseguido diversificar la matriz energética incorporando nuevas

tecnologías como la solar - fotovoltaica y la eólica y retomar el desarrollo

de sus recursos hidráulicos, consiguiendo revertir la dependencia de

combustibles fósiles importados para generación hacia un predominio de

los recursos renovables con los beneficios económicos y medio-

ambientales que ello representa.

PREGUNTAS Y RESPUESTAS