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Guatemala, 24 de julio de 2013

TRANSCRIPCIÓN DEL SEMINARIO DE LECCIONES APRENDIDAS EN PROYECTOS

DE INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA

ContenidoAcrónimos ................................................................................................................................................5

Preámbulo ...............................................................................................................................................7

Palabras de bienvenida y objetivos del taller ...................................................................................9

Palabras inaugurales e importancia del PET y los PEG ................................................................. 11

1. Lecciones aprendidas en el desarrollo de proyectos eléctricos ................................... 13

A. Transmisión ....................................................................................................................................... 13i. – TRECSA– ................................................................................................................................... 13

B. Generación ........................................................................................................................................ 24i. ENEL .............................................................................................................................................. 24ii. AGER ............................................................................................................................................. 29

2. Requisitos para el Desarrollo de los Proyectos ................................................................ 37

A. Autorizaciones de Uso de Bienes de Dominio Público ...................................................... 37B. Ambientales ...................................................................................................................................... 40C. Cambio de Uso de la Tierra .......................................................................................................... 44D. Acceso al Sistema de Transporte ................................................................................................ 47E. Acceso al AMM ................................................................................................................................. 50F. Mercado Eléctrico Regional ......................................................................................................... 54

3. Panel de Expertos .................................................................................................................. 57

4. Conclusiones del Panel ......................................................................................................... 65

5. Anexos ..................................................................................................................................... 66

A. Agenda del Taller ............................................................................................................................. 66B. Invitación de participación .......................................................................................................... 67C. Entidades participantes ................................................................................................................ 67D. Lista de participantes ..................................................................................................................... 68

Transcripción del seminario de lecciones aprendidas en proyectos de infraestructura eléctrica

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AcrónimosAcrónimo Definición

AMM Administrador del Mercado Mayorista

AGER Asociación de Generadores con Energía Renovable

C&Conex Capacidad y Conexión

CenHidro Centrales Hidroeléctricas

CNEE Comisión Nacional de Energía Eléctrica

CONAP Consejo Nacional de Áreas Protegidas

Ctro. Ctrol Centro de Control -del AMM-

DCA Diario de Centro América

DDHH Derechos Humanos

DGE Dirección General de Energía

e.j. como por ejemplo, por ejemplo

EAE Estudio Ambiental Estratégico

EAI Estudio Ambiental Individual

ECUT Estudio de Capacidad de Uso de la Tierra

EIA Estudio de Impacto Ambiental

ER Energía Renovable

GDRs Generadores Distribuidos Renovables

IA Instrumento Ambiental

IDAEH Instituto Nacional de Antropología e Historia

IFC International Finance Corporation - World Bank Group

INAB Instituto Nacional de Bosques

INDE Instituto Nacional de Electrificación

km kilómetro (un mil metros)

LGE Ley General de Electricidad

LT Línea de Transmisión

m2 metros cuadrados ( 1 m x 1 m)

m3 metros cúbicos (1 m x 1 m x 1m)

MARN Ministerio de Ambiente y Recursos Naturales

mca metros columna de agua

MEM Ministerio de Energía y Minas

MER Mercado Eléctrico Regional

MM Mercado Mayorista

NEAST Normas de Estudios de Acceso al Sistema de Transporte

NTAUCT Normas Técnicas de Acceso y Uso de la Capacidad de Transporte


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Acrónimo Definición

NTGDR Norma Técnica para la Conexión, Operación, Control y Comercializa-ción de la Generación Distribuida Renovable

OCRET Oficina de Control de Reservas Territoriales del Estado

PEG Plan de Expansión al Sistema de Generación de Electricidad

PET Plan de Expansión al Sistema de Transporte de Electricidad

pipeline anglicismo, referente a la preparación/producción de un proyecto

RAMM Reglamento del Administrador del Mercado Mayorista

RLGE Reglamento de la Ley General de Electricidad

S/E Subestación Eléctrica

SAT Superintendencia de Administración Tributaria

TDRs Términos de Referencia

TRECSA Transportadora de Energía de Centroamérica, S.A.

UAconEE Usuarios Autoproductores con Excedentes de Energía

web anglicismo, hace referencia a la Internet


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Preámbulocución de los Proyectos de Expansión de la Generación y de la Transmisión Eléctrica”, con el propósito de reunir a las diferentes instituciones del Estado, las asociaciones gre-miales y a las empresas adjudicadas, a fin de exponer los procesos jurídico administrativos que se requieren de conformidad con el mar-co legal y reglamentario para la obtención de las licencias y que, las empresas desarrollado-ras por su parte expusieran las experiencias, retos, dificultades, las barreras y en general, la problemática tanto técnica como social y administrativa encontrada para la ejecución de los proyectos y las estrategias, acciones correctivas y buenas prácticas recomenda-das para superar los obstáculos y alcanzar una ejecución exitosa.

El taller se llevó a cabo en el Hotel Intercon-tinental de la ciudad de Guatemala el 24 de julio de 2013, con una agenda que incluyó diversas presentaciones de entidades públi-cas y privadas y concluyó con un panel de expertos de preguntas y respuestas con el público participante.

En este documento se deja memoria de lo acontecido durante el taller, se recopila y transcriben las principales materias que se abordaron, las conclusiones, recomen-daciones y planes de acción a las que se arribaron.

Como resultado de los planes de expansión de la generación y de la transmisión eléctri-ca, en los cuales se proyectaron los requeri-mientos nacionales de suministro de energía y potencia, en el corto, mediano y largo plazo, para satisfacer la demanda de los usuarios de las distribuidoras de electricidad, se organi-zaron una serie de licitaciones para seleccio-nar a las empresas generadoras que estarían a cargo del suministro.

Producto de estas licitaciones se contrataron diversos proyectos, para entrar en operación en los próximos cinco años; especialmente aquellos de generación a partir de fuentes de energías renovables, que están programados.

Considerando que para la construcción y puesta en marcha de los proyectos, según el marco legal vigente, se precisa que las em-presas desarrolladoras obtengan diversos permisos, autorizaciones y licencias de las entidades del sector público y que además, coyunturalmente los proyectos de genera-ción hidroeléctrica y de transporte, están en-frentando barreras de tipo social y otras de diversa índole, que limitan el avance en su ejecución; el Directorio de la Comisión Na-cional de Energía, encabezado por su Presi-dente la Licenciada Carmen Urízar, consideró importante la realización de un taller, que se denominó “Lecciones aprendidas en la eje-


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Licenciada Carmen Urízar Hernández. Egresada de la Uni-versidad Francisco Marroquín, cuenta con una maestría en

Economía con especialización en Finanzas de Clemson University (USA). Actualmente es la Presidente de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE). En 2007-2008 desempeñó el cargo de Ministra de Energía y Minas. Fue Pre-sidenta de la Comisión Nacional Petrolera de Guatemala, y Vicepresidente del Consejo del Instituto Nacional de Electrificación (INDE). Durante su gestión se diseñó y lanzó la Política Energética de Guatemala 2008-2015

El taller sobre “Lecciones aprendidas en la ejecución de los Proyectos de Expansión de la Generación y de la Transmisión Eléctrica” al cual fueron invitadas las diferentes institu-ciones del Estado que intervienen en la ex-tensión de licencias o autorizaciones para la ejecución de los proyectos de infraestructura eléctrica y las empresas adjudicadas para su desarrollo, se llevó a cabo con el propósito de que el sector público expusiera los procesos jurídico-administrativos que se requieren de conformidad con el marco legal y reglamen-tario y, las empresas desarrolladoras por su parte, las experiencias, retos, dificultades, las barreras y en general, la problemática tanto técnica como social y administrativa encon-trada para la ejecución de los proyectos y las estrategias, acciones correctivas y buenas prácticas recomendadas para superar los obstáculos y alcanzar una ejecución exitosa. El Taller concluye con un Panel de Expertos de entidades públicas y privadas interac-

tuando a través de preguntas y respuestas con el público participante.

Acompañan autoridades de gobierno, par-ticipantes en los procesos de autorización o licenciamiento en el subsector eléctrico: MARN, CONAP, INAB, MEM, CNEE, AMM, otros.

Es del interés de las autoridades del sector público escuchar a los desarrolladores de proyectos al respecto de las principales ba-rreras y tropiezos, a efecto de emprender acciones más expeditas que permitan me-jorar y concretar los proyectos en los plazos establecidos.

Se trató de identificar e invitar a las institu-ciones que tienen relación con los proyectos, tales como:

1. MARN: permisos en el tema ambiental que guardan relación con CONAP, OCRET, INAB, IDAEH, para la obtención del EIA (Estos permisos constituyen una condi-ción para continuar procesos en las enti-dades del sector eléctrico).

2. Municipalidades: licencias y permisos de construcción.

3. CNEE: establecer en qué se puede mejo-rar para acortar los tiempos, el acceso a la red de transporte (tema importante) y estudios que se requieren.

4. MEM: las autorizaciones en el uso de los bienes públicos, registro como agentes, las servidumbres, el otorgamiento de

Palabras DE biEnvEniDA y objETivos DEL TALLER


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incentivos de conformidad con la ley de incentivos.

5. AMM: la incorporación al MM de nuevos agentes.

Las condiciones y los riesgos para la ejecu-ción de los proyectos hace 10 años eran di-ferentes y relativamente pocos. El verdadero éxito de lo que se está haciendo actualmente se alcanzará cuando los proyectos se con-creten e inicien operación comercial; la ad-judicación ha sido el primer paso exitoso del proceso, pero cualquier postergación para la

entrada de los proyectos debe ser motivo de preocupación.

Se quiere llevar una agenda para trabajar de una manera muy rápida. Mayo 2015 es una fecha importante, hay expectativa de entra-da de proyectos nuevos (pequeños y gran-des) y todos son importantes; que se logren concretar es la meta y los riesgos que se de-ben atender. Se establecerá una estrategia de manera institucional para poder trabajar en establecer la forma de poder atenderlos, disminuir los riesgos y obviamente poder enfrentarlos.


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Palabras inAuGuRALEs E imPoRTAnCiA DEL PET y Los PEG

Ingeniero Edwin Ro-das. Egresado de la Universidad de San

Carlos de Guatemala, cuenta con un Postgrado en Administración y Planificación de Negocios, es el actual Viceministro del Área Energética del Ministerio de Energía y Minas (MEM), y Presi-dente de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), posee amplia experiencia eje-cutiva en la administración de empresas dis-tribuidoras, comercializadoras, transportistas y generadoras que operan en el mercado eléc-trico nacional y regional. Con más de tres dé-cadas de experiencia en el mercado energético, es responsable del primer proceso de desincor-poración de activos de generación de Empresa Eléctrica de Guatemala (EEGSA), y responsable de fundar el Administrador de Mercado Mayo-rista de Electricidad de Guatemala (AMM).

Este será un taller con lecciones aprendidas de los procesos que se siguieron en las licita-ciones de los planes de expansión de la ge-neración y de la transmisión a partir del año 2009, cuando se adjudicó una gran red de transporte de electricidad vital para el país.

Los pasos fueron dándose de una manera lógica al promover primero el Plan de Ex-pansión de la Transmisión PET, el cual abrió la oportunidad para que pudieran darse posteriormente una cantidad de proyectos de generación, que entusiastamente partici-paron en las Licitaciones PEG-1 y PEG-2. Sin embargo, en el taller se verá que los actores que tienen la responsabilidad de desarrollar el PET-1-2009 (más de 800 km de líneas de transmisión y subestaciones) han enfrentado

barreras asociadas a diferentes clases de ries-go y tienen el reto de superarlas.

La experiencia del PET-1 ha sido importante para el PET-2, que se piensa emprender en el corto plazo.

En las licitaciones del PEG-1 se vio el entusias-mo de grandes, medianos y pequeños gene-radores y las ofertas excedieron los 800 MW ofertados.

No obstante, los participantes apostaban a que el PET estaría construido; por eso es muy importante la conclusión del PET-1-2009.

La PEG-2 fue una licitación diferente porque se disponía de lección aprendida. En la PEG-1 se adjudicaron 200 MW, se incorporaron nuevos inversionistas/generadores, apostan-do por este nuevo modelo que tiene Guate-mala, lo cual hace que lógicamente se vaya diversificando la matriz de generación para beneficio de todo el país, especialmente para obtener precios más favorables en el futuro.

La lección aprendida del PEG-1 se vio refleja-da en la PEG-2 en donde, en un trabajo con-junto, MEM-CNEE abrieron las puertas para otras tecnologías renovables y no convencio-nales (eólica y solar principalmente). La diver-sificación de la matriz de generación que se tendrá a partir del 2015 no la va a tener nin-gún otro país de Centroamérica. Guatemala ha apostado plantas de viento y dejó abierta la puerta para plantas solares.

Con una visión clara hacia el futuro, este tipo de iniciativas serán de mucho beneficio para el sector.

Ministerio de Energia y Minas


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A. TRAnsmisión

i. TRECSA

LECCIONES APRENDIDAS PET-1-2009

Ingeniero Guillermo Pérez. Gerente Gene-ral de TRECSA –desa-

rrolladora del Plan de Expansión de la Transmi-sión de Electricidad desde 2009–. Especialidad: sistemas de transmisión y distribución de ener-gía eléctrica.

Objetivo: Situación actual, gestión interinsti-tucional, retos y lecciones aprendidas en la im-plementación del Plan de Expansión al Trans-porte de electricidad PET -1.

1. Lecciones APREnDiDAs En EL DEsARRoLLo DE PRoyECTos ELéCTRiCos

1. Antecedentes

El PET-1 nació como proceso de licitación, ad-judicado a TRECSA. En 2011 y 2013 se declaró proyecto de necesidad pública y urgencia na-cional, mediante los Acuerdos Gubernativos AG-137-2011 y AG-145-2013.

Se compone de 6 lotes, conteniendo 850 km de líneas de transmisión de 230 KV, 24 obras entre las que se encuentran amplia-ciones y construcciones de nuevas subesta-ciones. Se duplicará la capacidad de trans-porte del Sistema Nacional Interconectado, SNI.

Atraviesa: 15 departamentos, 74 municipios y más de 340 centros poblados.


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ANTECEDENTES

Licitación abierta para la prestación del servicio de transporte de energía eléctrica

• En marzo 2009 CNEE lanzó la licitación que incluyó:

• Contratación del diseño • Constitución de servidumbres • Operación y mantenimiento de obras de transmisión

• TRECSA participó y ganó la licitación

Inicio de gestiones para Programas de Ejecución de Obras

• El 1 de marzo de 2010 TRECSA inició las gestiones correspondientes a los Programas de Ejecución de Obras del Contrato.

Proyecto declarado de Urgencia Nacional

• Acuerdo Gubernativo N° 137 de 2011: declara de Urgencia Nacional y Necesidad Pública la Construcción de Obras

• El 7 de feb de 2012, Ministerio de Minas y Energía Acuerda O t o r -gar Autorización De�nitiva a TRECSA para prestación del servicio de transporte de electricidad para proyecto PET-01-2009 Plan de expansión de Transporte 2008-2018, de Línea de Transmisión de 230 kV por 50 años

• El 20 de marzo de 2012 se �rmó el Contrato de la Licencia de Trans-portista.

• Acuerdo Gubernativo N° 145 de 2013: declara de Urgencia Nacional y Necesidad Pública la Construcción de Obras contenidas en Plan de Expansión del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica.


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El Proyecto consiste en: Diseño, constitu-ción de servidumbres, construcción, super-visión, operación y mantenimiento de las obras de Transmisión, consideradas en el Plan de Expansión del Sistema de Transporte 2008- 2018 que hicieron parte de la Licitación PET-1-2009 de la CNEE. Comprende la cons-trucción de:

• 853kmdelíneasdetransmisión;

• 12subestacionesnuevasyampliaciónde12 subestaciones existentes.

El Proyecto se ubica en:• 15departamentos;• 74municipios;• Másde340centrospoblados.

2. Importancia del Proyecto

Las obras de expansión incrementarán la con-fiabilidad del sistema eléctrico, actualmente es muy vulnerable a fallas. Se conseguirá un sistema eléctrico más “enmallado”. Ante una contingencia permitirá caminos alternos para que la electricidad fluya. Se incentivarán inversiones en generación de Energía Eléctri-ca. Ejemplo claro los PEG-1 y PEG-2.

- Se potencializan los proyectos de distribu-ción de la energía eléctrica;

- Se amplían las oportunidades de creci-miento en el sector industrial;

- En la etapa de generación se crea oportuni-dad de desarrollo;

- Desarrollo de las comunidades en las áreas de influencia del proyecto.

No se trata del proyecto de una empresa pri-vada. La empresa privada solo es un contra-tista que viene a realizar las obras que nece-sita el país.

El 03 de abril de 2013 se emitió nuevo acuer-do gubernativo y se promueve la creación de una Comisión de apoyo interinstitucional que lidera el MEM, se insta a diferentes enti-dades del Estado autónomas y descentraliza-das para que presten el apoyo que requiere este tipo de proyectos.


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Las obras de expansión de transmisión aumentarán la confiabilidad y mejorarán la calidad del suministro, minimizando la frecuencia y duración de las fallas, adecuando la red, que actualmente tiene una topología radial a una mallada.

Las obras de transmisión incentivarán las inversiones en nuevas cen-trales eléctricas de generación con base en recursos renovables, las cuales se encuentran alejadas de los mayores centros de demanda, proporcionándoles las facilidades de transporte de la energía a tra-vés de dichas obras.

Se potencializará la ejecución de proyectos de distribución de ener-gía eléctrica, lo que dará la posibilidad de una mayor cobertura en el servicio de energía eléctrica.

Se amplían las oportunidades de crecimiento del sector industrial.

Se genera desarrollo en el área de influencia del Proyecto, tanto en la construcción como en la etapa de operación.

3. Avances a la fecha

Desde 2011 se tiene todas las licencias ambientales del MARN, no obstante, esta no es la única licencia que se debe obtener para los proyectos, también hay que obtener otros permisos y licencias.


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Al 30 de junio de 2013, la situación es la siguiente:

3.1 Licencias, Acuerdos y permisos municipales:

- Licencias ambientales 100%;

- Avales municipales 76% (56 de 74 municipios);

- Licencias de construcción subestaciones 83% (20 de 24 subestaciones);

- Contratos de conexión con ETCEE (INDE), ENEL (Chixoy II), TRELEC, HIDROXACBAL. Pendiente EPR. ENEL (Uspantán);

- Acuerdos en servidumbres 66% (3506 Propietarios, 547 Km.);

- Sitios disponibles para obra civil de es-tructuras (Licencias ambiental, Servi-dumbre legalizada, Aval, ECUT) 38% (787 estructuras).

Para el retiro de la vegetación forestal se re-quiere otro tipo de licencia que la emite INAB.

INAB hasta la fecha ha emitido 1,357 licencias, se estima que se requerirá de 2,500 licencias. El cumplimiento de esta tarea, depende de las servidumbres y que los propietarios dejen ingresar a los sitios.

El avance de servidumbres es del 66% en acuerdo, aunque la negociación es superior a éste.

Los avances municipales: se ha obtenido 76% de avales. Tema complejo, no hay reglamen-tación clara y tampoco unicidad de criterios en cuanto a la emisión de éstos (avales).

Las licencias de construcción de las S/E, de las nuevas ya están.

3.2 Líneas de transmisión

- Ingeniería de diseño 95%;

- Suministros 97%;

- Obras civiles estructuras 23% (473 estructuras);

- Montaje de estructuras 18% (363 estructuras);

- Avance en Líneas de Transmisión: ya se tiene 473 sitios de torre con obra civil (to-tal será del orden de 2050);

- El montaje de estructuras va de 363 sitios de torre con estructuras montadas;

- Hay trabajos civiles en 14 Subestacio-nes y montaje electromecánico en 10 Subestaciones.;

- Con INDE, TRELEC, ENEL, XACBAL, ya hay acuerdo de servidumbres hasta en un 66%.

4. Retos:

- Reto transversal: cumplir con la calidad y el cumplimiento de un proyecto pro-pio de infraestructura con impacto a ni-vel nacional;

- Reto de la Planeación en comunidades con alta conflictividad y con alta vulnerabili-dad. La conflictividad afecta en el avance;

- Coordinación interinstitucional: Im-portancia de la Coordinación Interins-titucional más allá de las institucio-nes directamente involucradas en la temática;

- Comunicación como herramienta para la creación de confianza.


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5. Lecciones Aprendidas

GESTIONES DEL PROYECTO

CONSTRUCCIÓN • Líneas de Transmisión

• Subestaciones • Centro de Control

ESTUDIOS ELÉCTRICOS

SUMINISTROS • Líneas de Transmisión

• Subestaciones • Centro de Control LICENCIAS

• Licencias de Construcción para

Subestaciones. • Avales Municipales para

Líneas de Transmisión

CONTRATOS DE CONEXIÓN

• INDE • TRELEC

• TREO • TRANSNOVA

• EPR

GESTIÓN AMBIENTAL

• Estudios de Impacto Ambiental • Estudios de Cambiode Uso de la Tierra

• Licencias Ambientales• Licencia ECUT´s

GESTIÓN SOCIAL• Autoridades de Gobierno

• Comunidades • Propietarios

GESTIÓN PREDIAL Constitución de

Servidumbres paraLíneas de

Transmisión Adquisición deterrenos para

Subestaciones

DISEÑOS• Líneas de

• Transmisión• Subestaciones

• Centro de Control


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El estudio de impacto ambiental es la llave de inicio de los procesos:

- Gestión ambiental;

i. El MARN es un eje principal y la llave que abre los expedientes e interac-túa con CONAP, INAB, IDAEH, DGE/MEM, CNEE;

ii. Los plazos de los proyectos deben coincidir con los nominalmente indi-cados en el marco legal para la apro-bación de un EIA (de 90 días), pero se puede demorar más en la prácti-ca, por los tiempos utilizados para formular preguntas, aclaraciones y respuestas;

iii. Las licencias forestales dependen de instrumentos adicionales;

iv. Las licencias de construcción no tie-nen plazos definidos;

v. Gestión Social: involucrar también di-versos actores;

vi. Divulgación y promoción del proyecto;

vii. Necesidades de información;viii. Servidumbres.

- Para construcción de líneas de transmi-sión se requiere:

i. Licencia ambiental;ii. Servidumbre (propietario);iii. Aval Municipal;iv. ECUT (licencia forestal, principalmen-

te la servidumbre);v. Viabilidad (diseños aprobados por la

parte técnica, licencias y permisos, pero fundamental: el apoyo de la comunidad).

- Los contratos de conexión. RESOLUCIÓN CNEE 204-2009: Conexión de obras de transmisión que forman parte del Plan de Expansión del Sistema de Transporte con Instalaciones existentes.


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• Gestión Ambiental:

LECCIÓN APRENDIDA: Contar con términos de referencia aprobados es un factor de éxito en el licenciamiento ambiental.

• Gestión Ambiental-Instituciones:

LECCIÓN APRENDIDA: Es importante alinear los plazos del Proyecto con los plazos esta-blecidos en las diferentes instituciones para aprobar las correspondientes Resoluciones.

• Gestión Social:

LECCIÓN APRENDIDA: La Gestión Social con la participación de todas las entidades de Go-bierno es vital para el conocimiento del Pro-yecto previo a los procesos licitatorios.

LECCIÓN APRENDIDA: La Gestión Social con la participación de todas las entidades de Gobierno es vital durante la ejecución del Proyecto, pues son varios actores políticos en una misma zona geográfica y reglamenta-ción interna distinta.

• Divulgación del Proyecto:

LECCIÓN APRENDIDA: Es necesario crear conciencia que la declaratoria de urgencia nacional y necesidad pública es un tema de gobierno.

LECCIÓN APRENDIDA: Es importante que las entidades del gobierno promotoras del Proyecto intercambien previamente infor-mación técnica del Proyecto con las distintas autoridades de gobierno y con las entidades que tendrán que incidir en las respectivas au-torizaciones del Proyecto.

• Necesidades de Información:

LECCIÓN APRENDIDA: Es necesario contar con material con mensajes claros y con per-tinencia cultural para las diferentes áreas de influencia del Proyecto.

• Gestión Social Comunicaciones:

LECCIÓN APRENDIDA: Se pueden aunar esfuerzos de empresas del Sector Eléctrico para llevar un mensaje de mayor impacto hacia la sociedad, sobre la importancia de la ejecución de proyectos de infraestructura eléctrica.

• Gestión Predial-Servidumbres:

LECCIÓN APRENDIDA: Deben abreviarse los plazos para constituir servidumbres en bie-nes del Estado, así como deben definirse pro-cedimientos especiales que brinden certeza jurídica a las empresas cuando constituya la servidumbre sobre posesión.

LECCIÓN APRENDIDA: Es importante contar con información del Registro de la Propiedad actualizada.

• Licencias y Permisos-Líneas de Transmisión:

LECCIÓN APRENDIDA: Para la construcción de líneas de transmisión se requiere la obten-ción de varios requisitos que deben estar ali-neados con el plazo del Proyecto. Se requiere igualmente el apoyo de la comunidad.


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6. Conclusiones y Recomendaciones:

PROYECTO COMPLEJO:

- Diferencias de interpretación en temas de participación pública;

- Información errónea del impacto del proyecto;

- Carencia de los registros de propiedad;

- Complejidad de la aprobación de las li-cencias forestales (por servidumbre, dife-rencias regionales y subregionales);

- Proyecto sin precedentes.

El Proyecto enfrenta dificultades de índole social y ambiental:

• Solicitudesdelascomunidadesentemasque sobrepasan la pertinencia del Pro-yecto o con expectativas desbordadas;

• Oposición en algunas comunidades aproyectos de infraestructura;

• Diferenciaseninterpretacionesentemasde participación pública;

• Necesario contrarrestar informaciónerrónea de impactos del Proyecto a las comunidades por parte de algunos lí-deres, creando temores y rechazo al proyecto;


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• Carenciaderegistrosdepropiedaddelatierra;

• Complejidadenlosprocesosdeaproba-ción de Licencias Forestales (ECUT);

• Faltadereglamentacióndeloscobrosdeavales municipales y negativa injustificada de alcaldes a entregar avales municipales;

• Esnecesarioquelaimportanciayalcancedel Proyecto sean conocidos y promovi-dos no solo por las instituciones directa-mente involucradas en el sector energé-tico sino por todas las que puedan tener incidencia en el desarrollo del Proyecto;

• Esnecesarioafianzar losmecanismosdecoordinación entre instituciones (MEM, CNEE, CONAP, INAB, IDAEH, DGE, MARN, PDH, MP), con competencia para con-ceptuar sobre viabilidad del Proyecto (Comité);

• Reglamentarlascondicionesydocumen-tación para los proyectos de Transmisión de energía eléctrica, en la gestión de

EIAS, ECUTS, Avales Municipales, permi-sos ante otras entidades;

• Es importante contar con informacióndel Registro de la Propiedad actuali-zada y revisar el procedimiento para establecer servidumbres en Bienes del Estado;

• Lascondicionessociopolíticasdelpaísin-cide la gestión de servidumbres;

• Se debe promover e implementaruna legislación de servidumbres de utilidad pública y buscar dar certeza jurídica en los casos donde se consti-tuye la servidumbre en terrenos con posesión;

• Se debe unificar la reglamentación depermisos municipales para proyectos de infraestructura;

• Es importante revisar los criterios basepara la suscripción de Contratos de Co-nexión especialmente en sitios donde se comparte propiedad.


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PREGUNTAS Y RESPUESTAS

Preguntas Respuestas

¿Qué estrategia social se está em-pleando para dar a conocer el pro-yecto, para obtener la anuencia de las comunidades?

En sitios donde ya se está construyendo, se ha podido empezar a desa-rrollar el Plan de Responsabilidad Global -de la organización-.

Con respecto a la gestión de las servi-dumbres y la titulación ¿Cómo se ha tratado de resolver el problema?

Toda servidumbre se tiene que registrar, para eso resulta sumamen-te importante la interacción que se tenga con diferentes autoridades (municipales, indígenas) para dar a conocer la magnitud de los proyec-tos e implicaciones que puedan tener.

¿Se tiene conocimiento que hay algún riesgo sobre la validación que pudiera hacerse de permiso de CONAP?

Si la LT pasa por las áreas que son zonas de amortiguamiento, es por-que las autoridades (CONAP) han proporcionado las autorizaciones para que el trazo de la línea pase por esas áreas.

Proyecto de ley de servidumbre ¿Se han utilizado el procedimiento que establece la LGE, para el tema de servidumbres?

En algunos casos, se han llevado los casos hasta el MEM, y de alguna ma-nera han servido para avanzar en las negociaciones de la servidumbre.

En cuanto a la ley de servidumbres, resulta muy importante para este tipo de proyectos, porque puede fijar una reglamentación muy clara. Será de mucha ayuda al proyecto para poderlo terminar (ya que se lle-va del orden de 66%).

Relacionado con el tema de licencias. ¿Cuál es la experiencia?, ¿pensaron al inicio de la emisión de una única licen-cia o se han visto en el tropiezo de que en las instituciones debe emitirse una licencia por partes (aprobación global o aprobaciones parciales de mayor rango de trayecto). ¿Licencia global?

Se pensó y el INAB facilitó las cosas, se cuenta con un dictamen técnico y uno jurídico. El primero puede hacerse de acuerdo con la reglamen-tación forestal y puede agilizarse de esta manera. De la parte jurídica no. Eso ayudará muchísimo, y resulta deseable poder hablar desde el inicio de una licencia técnica y jurídica, así como que no dependa tanto de otros entes externos. Para que sea posible es necesario revisar/mo-dificar la Ley Forestal y que las instituciones puedan cambiar sus proce-dimientos; actualmente no es posible pues esto lo rige una ley. Resulta deseable que haya una única licencia para la totalidad del proyecto.

¿Qué esperan de los entes públicos involucrados, para poder concluir el proyecto?

Así como desde el inicio del proyecto para lo que fue para la elabora-ción de los TDRs para licenciamiento ambiental y así como está esta-blecido en el acuerdo gubernativo de un comité de apoyo, lo impor-tante es que se puedan alinear todas la variables para lo que resta de aprobaciones de licencias, de avales, de licencias de construcción, etc.

¿Alguna experiencia relación entre pri-vados que pudiera pensarse obstaculi-za el desarrollo del proyecto. ¿Hay un caso de esto?

Ocurre cuando es necesario suscribir contratos de conexión entre dife-rentes agentes que intervienen en el proyecto, e.g. conectarse en S/E de otros propietarios. Para que eso avance, debe haber reglas claras de los contratos de conexión y es importante la mediación de institucio-nes técnicas/de gobierno, con minutas muy precisas y revisando las diferentes adjudicaciones a los proyectos para que sean concordantes.

¿Cuándo terminan?

El proyecto se estableció que terminaba en octubre 2013. Por situa-ciones expuestas, que son de fuerza mayor, eso no es posible (con-flictividad social, negativas de servidumbre y permiso). Ha llegado a establecerse una energización de proyecto por etapas. Empezando a energizarse a finales 2013 (S/E como críticas para el sistema), y termi-nando en el último trimestre del 2015. Se necesita el compromiso de todas las instituciones de Gobierno, pero también el compromiso de la comunidad (casos con todas las licencias obtenidas) debido a la in-fluencia de líderes que han presentado oposición al proyecto.


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b. GEnERACión

i. ENEL

Renato Patzán. Ingenie-ro Industrial y Gerente de Proyectos de ENEL Green

Power Guatemala. Con más de 15 años de ex-periencia en el sector construcción de proyectos de Energía Renovable y con formación especia-lizada del PMI.

Objetivo: Experiencias en la Gestión de un Pro-yecto de Generación Eléctrica de 87 MW con re-cursos renovables, y lecciones aprendidas.

EXPERiEnCiA y LECCionEs APREnDiDAs En PRoyECTos DE GEnERACión

ENEL agrupa, actualmente en Guatemala, una capacidad de generación de electricidad de 163 MW.

Exposición del caso Palo Viejo, en el área del Quiché.

Características: a) el índice de electrificación Quiché (San Juan Cotzal): 33%; b) Ubicado a 280 km de la ciudad capital; c) Tiene un sis-tema de conducción 21 km de canal abierto, cruza 2 quebradas amplias; d) Hitos: inicio principios de 2009, planeado iniciar opera-ción comercial en agosto 2011, con atraso de 8 meses; e) Es la tercera más grande de Guatemala –87 MW–; f ) Retos más grandes: 6 millones de m3 modificados; g) 5 presas que derivan el cauce de 4 ríos; h) 21 km de canal; i) 200 mil m3 concreto; j) Tubería de alta presión 700 m; k) 2 sifones de 320 mca; m) 2430 toneladas de acero; n) Embalse para ‘piquear 4 h, 5 000 m3; o) Casa de máquinas convencional; p) Caminos de acceso (hubo que construirse 12 km y mejorar puentes); q) Se hubo que modificar la casa de máqui-nas (relocalizarla) 150 m más abajo; r) La LT

inicialmente se tenía planeado construirla como línea secundaria de 230 KV para co-nectar a la S/E Quixal. Los propietarios de esa S/E tenían la expectativa de conectar Xalalá. Cambio muy importante que impac-tó el cronograma del proyecto. 10 millones de h/hombre; s) La presa Cotzal = 60 % del caudal del proyecto; t) los canales de con-ducción (trapezoidal) en áreas con menor riesgo de derrumbes

Factores que fueron un reto:

- La geología ( por variaciones cada 25 me-tros, con cambios de diseño);

- El cronograma;- El factor social;- El factor geológico;- El clima (tormenta Ágatha impactó pro-

yecto y rutas de acceso);- Acceso al SNI;- Costos más significativos: no se pudo ha-

cer efectivo las excepciones arancelarias.

En importancia los retos:

1. Factor Social –problemas por retiro del alcalde– y autoridades indígenas con oposición:• LimitacióndeaccesoporyparaENEL;• Informaciónfalsa;• Contratistaspararoncompletamente;• En 2011 eligen a sus representan-

tes: se retomaron las mesas de negociaciones;

• En2013consiguenacuerdosquesonmodelo a replicar próximamente.

2. Técnicos:• ConexiónalacentralPaloViejoatra-

vés del Anillo Hidráulico (34 km de 230 KV y construir 2 S/E);

• Retraso,porloanterior,de3-4meses;• Sumóatrasoademáslaconflictividad

social.


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3. Económicos:• No sepudoaprovechar lasexencio-

nes de la Ley de Incentivos;• Lostiemposdelostrámitesnohace

que se puedan hacer los beneficios;• Decidieronpagarlosimpuestospara

tener los bienes, y afectó el flujo de caja importante.

4. Geología;

5. Factor Social.

• Firma de un convenio a largo plazo para contribuir al desarrollo económico, social, ambiental y cultural del municipio.

Año 2007: Inicio del Proyecto por ENEL GREEN POWER

Año 2008: Se obtienen las autorizaciones co-rrespondientes por parte de los municipios locales y de instituciones (Ministerio Medio Ambiente, Ministerio Energía y Minas, Comi-sión Nacional de Energía, etc.).

Año 2009-2010: Inicio de la construcción.

• Vacío institucional en un municipio por la salida del alcalde;

• Asociaciones informales remplazan rá-pidamente a las instituciones auto-de-clarándose legítimos representantes de las comunidades;

• Mesas de trabajo informales no dan resultados, a pesar de la presencia de testigos independientes;

• La informalidad genera información falsa y refuerza posiciones ideológicas que son aprovechadas de manera instru-mental para recaudar recursos a través de actores internacionales, que reaccionan a lo que parece desde lejos, una causa justa;

• El conflicto escala. Las asociaciones infor-males llegan a exigir el 20% de los ingresos del proyecto y paralizan con la fuerza las obras de construcción. En riesgo el estado de derecho y la legalidad en la región, con consecuente de manifestaciones violentas.

Año 2011:

• La comunidad elige democráticamen-te sus legítimos representantes en elecciones municipales, donde participa el 87% de la población;

• Las comunidades toman distancia de las asociaciones informales apoyando a las instituciones democráticas.

Año 2012:

• Creación de un mesa de trabajo ins-titucional con verificadores y la facili-tación del Sistema Nacional de Diálogo Permanente.

Año 2013:

• Firma de un convenio a largo plazo para contribuir al desarrollo económico, social, ambiental y cultural del municipio.

Importancia del Tema Social:

- El tema social es importante acompañar-lo por las instituciones de gobierno.

- Desde la fase de estudio se deben cons-truir relaciones con visión a largo plazo.

- Que las autoridades garanticen el libre acceso a las instalaciones de interco-nexión con los agentes.

- Buscar mecanismos que agilicen los procesos de licencias, permisos y autorizaciones.


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- Que se ajusten a los cronogramas de los proyectos para que se cumplan en ese sentido.

- Solamente en un trabajo en conjunto y coordinado entre instituciones e inver-sionistas se garantizará el éxito de los proyectos futuros.

Factores que afectaron el cronograma y costo del proyecto

Interconexión SNI:

• El estudio de Factibilidad, contemplabauna línea secundaria a conectarse a la Subestación Quixal;

• Alsolicitarselaautorización,seinformóaEnel que el propietario de la Subestación Quixal, tiene entre sus planes conectar el proyecto Xalalá, y que habían otros dos proyectos también interesados en la mis-ma conexión;

• Debido a esta situación fue necesarioconstruir la subestación Chixoy ll;

• Debiendo buscar una solución a lainterconexión.

Clima:

• En mayo de 2010 la tormenta tropicalÁgatha, destruyó parte de red de ac-cesos y algunos puentes en la ruta al proyecto;

• ENELdebió reparar tramosde los cami-nos afectados, aproches de puentes y darles mantenimiento, para poder ingre-sar los equipos de generación y materia-les de construcción.

Exenciones Fiscales:

Tiempos excesivos en la aprobación de los beneficios en las dependencias encargadas:

a) DGE declaración del proyecto renova-ble y dictamen sobre procedencia de los incentivos;

b) MEM autorización para continuar con el trámite;

c) SAT certificación de exoneraciones de IVA y Aranceles de Importación.

Geología:

• Losestudiosgeológicosestimabanunto-tal de 3.8 millones de mt3 de excavación;

• Laorografíadelazonaesmuyescarpada,por lo que las áreas de botaderos, debieron ser tratadas con procesos especiales de co-locación, compactación y revegetación.

Consideraciones Finales:

1. En el tema social es necesario el acompa-ñamiento de las instituciones de Gobierno que avalen y promuevan los proyectos ante las comunidades y autoridades locales;

2. Desde la fase estudios y desarrollo, se deben construir relaciones con las comu-nidades y partes interesadas con visión de largo plazo, informando sobre las di-ferentes etapas de los proyectos y sobre las políticas de RSC;

3. Se debe garantizar el libre acceso o inter-conexión a las instalaciones existentes a los agentes transportistas;

4. Las autoridades deben buscar mecanis-mos que agilicen los procesos de licencias, permisos y autorizaciones, que se ajusten y no afecten los cronogramas de los pro-yectos y se cumpla el incentivo fiscal.


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En este proyecto se presen-tarán retos sociales para ENEL. ¿Cuáles fueron las acciones concretas que des-bloquearon las acciones del proyecto?

Afrontarlo –poner la cara–, el gobierno les apoyó en su momento. Hablar con las autoridades, explicarles cómo habían obtenido todas las autorizaciones.

Surgen una serie de solicitudes desproporcionadas de comunidades que es-taban fuera de la consideración para un proyecto del tamaño de Palo Viejo (20% de las ganancias de las regalías netas y una cantidad de millones de quetzales para que les permitieran continuar con la construcción).

Se contacta a las instituciones del Estado, quienes proporcionan acompaña-miento en las mesas informales con autoridades que no fueron elegidas legí-timamente por las comunidades:

Se consigue ir desvirtuando los argumentos de las comunidades y de sus so-licitudes, los cuales eran realmente fuera de algo que pudiera ser proporcio-nado por el proyecto;

Se recibió el acompañamiento de testigos de honor que apoyaron en el sen-tido de aclarar asuntos;

Después, en 2011 la elección del nuevo alcalde permite tomar acciones con autoridades legítimas.

Dentro de la negociación y acuerdo a que se llega-ron para continuar con la ejecución, ¿se hizo algo es-pecífico en cuanto a algún contrato con las autoridades municipales?

Se logró un acuerdo con las autoridades electas después del conflicto. Firma-do a principios de año y que precisamente hace poco se hizo el primer aporte a la comunidad en términos que permita el contrato mismo;

Contrato muy interesante y que exige transparencia. Si hay un acuerdo sus-crito para el efecto.

En lo que respecta a los acuerdos y la negociación social involucrada: ¿Hubo influencia de la Iglesia cató-lica y como eso se manifestó en todo este conflicto que afrontaron?

Participaron las dos iglesias (Mons. Ramazzini representando a católicos y el representante de las congregaciones evangélicas). Dentro del acuerdo formal y final con la comunidad del alcalde de Cotzal, no hubo participación de la iglesia.

Mientras hubo intercambio y diálogo con las autoridades que no eran legíti-mas electas, sí participó el acompañamiento de autoridades religiosas.

Llegaron a acuerdos que fueron capaces de permitir continuar con el proyecto, ¿lo ven como algo positivo, un buen ejemplo o algo a seguir?, ¿O es algo que no debiera replicarse?

Es la forma que se encontró para avanzar en el proyecto;

Se tiene que compartir el valor de estos proyectos;

Hay que llevar energía a esas comunidades;

No hay cómo sustentar que las comunidades no tengan electrificación y allí tienen una de las hidroeléctricas más grandes del país (en el departamento están las 3 más grandes). Importante compartir la riqueza de estos proyectos;

Con el IDAEH, se tomaron acciones para conservar el patrimonio histórico que se encontró en parte del proyecto.


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En cuanto a la dificultad que hubo para hacer uso de los incentivos fiscales. ¿Con cuánta anticipación trataron de hacer esos trámites?

Se inició en el momento de firma de contrato de provisión de bienes y mate-riales y que caen dentro de lo del proyecto. Iniciaron inmediatamente. Cono-cían de la dificultad en el proyecto de generación Montecristo para cumplir con los requerimientos de DGE, de la SAT; y el MEM que son al final los que aprueban las licencias;

El inconveniente cuando se está al inicio de la fabricación es que no se tiene toda la información para documentar los equipos que va a hacer, las partidas arancelarias; el proveedor recomienda unas, la SAT piensa que son otras. Al final del día el inconveniente son los tiempos de gestión. En algunos casos se logró fácilmente o en los tiempos estipulados.

El tiempo entre el inicio construcción y la puesta en operación fueron casi 3 años. ¿Durante ese período no fue posible conseguir las excepciones?

Se consiguió el 20% del total de las exenciones previstas. No fue posible uti-lizar este mecanismo, ya que se necesita tener el equipo en el tiempo que te lo exige el contratista, y conseguir la ventaja de la exención estuvo desfasada del cronograma del proyecto.

¿Que impacto en cuanto a la valoración financiera del proyecto, más o menos, re-presenta el poder contar con esas excepciones al final del día (es decir, en cuánto afec-ta la Tasa de Retorno)?

No se tiene el número, pero como hubo otros. No se tiene en mente pero sí se ha calculado.

Contratos de conexión: la de-cisión de adonde conectarse por la dificultad experimen-tada. ¿Cómo ven lo que res-pecta a la interconexión con el PET?

Sin comentarios


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ii. AGER

Experiencia y lecciones aprendidas en pro-yectos de generación

Juan Carlos Mén-dez. Ingeniero Elec-tricista y Presiden-

te de AGER, Presidente Ejecutivo de la División de Energía de Corporación Multi-Inversiones, experto en Energía Renovable –hidroeléctricos, eólicos, geotérmicos – y Finanzas.

Objetivo: Experiencias en Asociación de Gene-radores de Energías Renovables en Guatemala –AGER–, y lecciones aprendidas en la gestión de proyectos, perspectiva técnica, desde el punto de vista regulatorio, de mercado, social y ambiental.

Moderadora: Carmen Urízar

1. ¿Qué es AGER?

Es una Asociación dedicada a la promoción de las Energías Renovables en Guatemala. 41 asociados. No solo desarrolladores de pro-yectos, sino empresas que están interesadas en el estudio y proveeduría de servicios a todos esos proyectos de ER. Se han trazado también como meta, en el 2025, un 80% de la generación proveniente de la ER.

Del 1998 a 2012, se observa que la capacidad instalada adicional está en el orden 1,373 MW compuestas por 69 centrales de gene-ración. La mayoría de hidroeléctricas (19), pequeñas también GDRs (especialmente en los últimos años), y de plantas que utilizan bunker como combustible primario. Recién en años recientes centrales hidráulicas han venido aumentando de tamaño. Lo significa-tivo es que muestra una señal positiva hacia el inversionista, éste ha entendido el mensaje del sector y de alguna manera ha reacciona-do positivamente en el sentido de buscar in-clusive buscar inversiones mayores.

Los proyectos en cartera para el año 2015, re-sultado de iniciativas de nuevas inversiones, y de centrales adjudicadas en los procesos de licitación PEG 1 y 2.

En 14 años se han construido 69 centrales de generación, pero en el plazo de 3 años para el año 2015, se han de construir 56 centrales de generación.

Esto es un gran reto, y aunque hay muchas centrales pequeñas, lo cierto es que las di-ficultades que tienen las pequeñas, no son muy diferentes muchas veces de las que ex-perimenta una central grande.

Destacan 46 hidroeléctricas, donde hay una buena cantidad de GDRs, alrededor 21 Cen-trales pequeñas, 3 centrales de viento, 2 sola-res y algunas que tienen que ver con carbón, gas natural y bunker que son resultado del proceso de licitación.

2. Gestión de Proyectos

El éxito o la probabilidad de éxito del desa-rrollo de proyectos depende que se haga una buena gestión de estos proyectos.

Hay metodologías, buenas prácticas, y lo que ha funcionado:

- Área del Alcance de los proyectos: Tener claro el alcance de los proyectos, el tiem-po, los costos asociados y la calidad;

- Área del Desarrollo: es necesario seguir una secuencia y fases lógicas:

• Gestión de oportunidades, analizardetenidamente la oportunidad, en-torno del proyecto;

• Metodologíayprácticasdecómosetoma una idea de proyecto y se lleva a una realidad;


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• Gestióndelaoperación:eldíaadía;

• Transversal: la gestión del conoci-miento, que es poder trasladar las experiencias a lo interno de las orga-nizaciones y traducir en algo de valor.

La gestión de oportunidades tiene que ver con una secuencia que van de lo macro a lo micro.

1. Analizar lo atractivo de cada una de las tecnologías, con las necesidades;

2. Qué condiciones hay en relación a la ma-triz energética específica;

3. Decidir en dónde se quiere invertir.

Hay que analizar el tema de las regulaciones nacionales y regionales, ver así el mercado re-gional, riesgos y amenazas.

Luego del análisis inicial, ya se puede definir el proyecto.

La Gestión de Proyectos es básicamente una rutina que se utiliza para poder plantear, monitorear y verificar que ese proyecto está cumpliendo con las expectativas inicialmen-te definidas.

El ciclo normal de la Gestión de Proyectos: Etapa de inicio, Etapa de planificación, Fase de ejecución y un Cierre que va unido a unas lecciones aprendidas, que es bueno dejarlas documentadas.

Cada una de las etapas tiene una serie de ob-jetivos y de entregables.

Fases de la Gestión de Proyectos:

Fase de Inicio

Objetivos:

✓ Definir alcance preliminar de la fase;✓ Identificar aprendizajes que colaboren

en la implementación de la fase.

Entregables:

✓ Project Charter Inicial;✓ Aprendizajes Identificados.

Fase de Planeamiento:

Objetivos:

✓ Definir el alcance, desarrollar cronogra-ma y presupuesto para cumplir los obje-tivos e identificar riesgos;

✓ Garantizar la aprobación de la ejecución de la fase.

Entregables:

✓ EAP (Estructura Analítica del Proyecto) y Cronograma;

✓ Riesgos ubicados en un Mapa;✓ Presupuesto;✓ Project Charter.

Fase de Ejecución

Objetivos:

✓ Completar tareas definidas en el crono-grama para satisfacer las especificacio-nes de la fase;

✓ Evaluar el desempeño continuamen-te para identificar variaciones con el cronograma.


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Entregables:

✓ Reportes Semanales avance;✓ Reporte de Costos;✓ Análisis Ruta Crítica.

Fase de Cierre

Objetivos:

✓ Formalizar la finalización de la fase;✓ Identificar, consolidar y documentar las

principales lecciones aprendidas durante la fase.

Entregables:

✓ Finalización del Proyecto;✓ Lecciones Documentadas.

Lecciones Aprendidas:

Las lecciones aprendidas se pueden ordenar de acuerdo a las siguientes perspectivas:

• GestióndeProyectos;• Técnica;• Regulatoria;• Mercado;• Socio-Ambiental;• Financiera.

Lecciones aprendidas desde la perspectiva de la gestión de proyectos:

• Esnecesariodesarrollar una visión inte-gral del proyecto;

• Losproyectosnofallanalfinalizar,fallanen su concepción. Un mal comienzo pro-voca un mal final, como regla general, con excepciones;

• Nuncadebesubestimarselacomplejidadde los proyectos. Algunos creen que es

muy fácil. Pero cada proyecto tiene dife-rentes problemas y complejidades;

• Los proyectos exitosos son aquellosque se gestionan profesionalmente y con método. Las cosas no ocurren por casualidad;

• Planificación. Cuanto más se planificamás suerte se tiene. Se dice 80% de pla-nificación, 20% de ejecución;

• “ExecutionisGod”(DELL);

La ejecución, la disciplina el monitoreo es lo que saca adelante a los Proyectos;

• Cuantomásridículoslosplazosdeentre-ga, más despilfarro de recursos en lograr-los. Hay que ser realistas;

• El riesgodenohacer lagestiónde ries-gos, es el mayor de los riesgos;

• Evitaratodacostalaseconomíasmalen-tendidas. Pasa la factura más adelante;

• Mantenerelsentidodeurgencia,tiempo,costo y calidad. El proyecto se atrasa día a día.

Lecciones aprendidas desde la perspectiva técnica:

• Debe evaluarse correctamente el recur-so. Sobrestimación o subestimación pue-de ser fatal;

• Invertir lonecesarioenlaingenieríaylaplanificación;

• Noignorarosaltarseetapas(pre-factibili-dad, factibilidad, etc.);

• La selección de un buen contratista escrítico. No por ser más grande es mejor;


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• La modalidad de la contratación de-pende del tipo, complejidad y condi-ciones específicas del proyecto y del desarrollador;

• Deben asignarse los riesgos del pro-yecto a las partes que estén mejor preparadas para manejarlos y miti-garlos. Por ejemplo, ejecutar la obra por cuenta propia, puede dejar malas experiencias;

• Lanaturalezadasorpresasygeneralmen-te desagradables. Desarrollar planes de contingencias;

• Tenercinturayestarpreparadoparaha-cer cambios, inclusive drásticos, durante la ejecución;

• Hay que seguir los ciclos económi-cos mundiales ya que afectan todos los productos importados (equipos de generación);

Las lecciones aprendidas desde el punto de vista regulatorio:

• La industria eléctrica es unade lasmásreguladas a nivel nacional. Tenemos que estar preparados;

• Lageneracióneslibre,peronotanto.Haybarreras importantes a la inversión;

• Saberdeelectricidadeslodemenos,hayque entender de economía, de leyes, de finanzas, y mucha matemática;

• Esbuenohacerseacompañardeunbuenabogado;

• Tomar en cuenta los plazos “norma-les” para la obtención de permisos yautorizaciones.

Las lecciones aprendidas desde el punto de vista de mercado:

• Losmercados“desregulados”tienenma-yores riesgos para los participantes que los mercados monopólicos. Hay mayor competencia;

• Elmercadoeléctricoesunmercadodon-desecompraysevendeun“commodity”dominado por expertos;

• Las licitaciones promovidas por las Dis-tribuidoras son el vehículo ideal para la contratación largo plazo de los proyectos renovables;

• Aunque losfinancistas estánmás abier-tos a tomar riesgos de mercado en pro-yectos renovables, un buen contrato PPA facilita el financiamiento;

• Debeconsiderarsequeelmercadoeléctricoestá evolucionando a un mercado regional.

Las lecciones aprendidas, perspectiva social y ambiental:

• La socialización de los proyectos es tanimportante como la factibilidad técnica;

• La conflictividad social debe abordar-se de manera estratégica, integral y con recursos;

• LaLeynoessuficiente,tampocolabuenafe;

• Desarrollardentrodelaorganizaciónunsentido de empatía y entendimiento de la cultura indígena;

• La RSE es el mecanismo más efectivopara atender las demandas de las comu-nidades y crear un ambiente de coopera-ción y desarrollo sostenible;


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• Las relaciones comunitarias deben ha-cerse en forma estructurada y siguiendo las mejores prácticas y casos de éxito ya existentes en Guatemala;

• El deterioro del medio ambiente es unfactor a considerar en el diseño de las nuevas centrales.

Las lecciones aprendidas, perspectiva financiera:

• Los financistas prefieren los proyectosdebidamente garantizados y/o financie-ramente muy sólidos;

• Unpromotordecalidadesapreciado;

• Los financistas internacionales (bancamultilateral o bilateral) son muy sofistica-dos y los procesos de financiamiento son engorrosos y con altos requerimientos y costos;

• Labancalocalyregionalestáempezan-do a participar en el financiamiento de proyectos Greenfield, especialmente re-novables. Hay que aprovechar los perío-dos de alta liquidez;

• Normalmente los contratos de financia-mientos son sumamente restrictivos, un buen abogado puede ayudar;

• Es importanteganarymantener lacon-fianza de los financistas. Pueden darse si-tuaciones de incumplimiento. Es impor-tante un buen sponsor;

• Cuandosetratadefinanciamientointer-nacional el cumplimiento de altos están-dares ambientales y sociales es requerido (Banco Mundial, Principios Ecuador).

ConCLusionEs:Hay por lo menos 56 centrales en desarrollo o construcción en este momento, es un gran reto lograr que todas ellas lleguen a cons-truirse, en tiempo, en presupuesto y con la calidad requerida. Un número importante de proyectos tendrán serios problemas.

• Cada desarrollador tiene su propia vi-sión del proyecto y cuenta con ciertas competencias para hacer frente a las dificultades que aparecerán durante la implementación;

• Hayherramientasymétodosdegestiónde proyectos que pueden ayudar al éxi-to de los mismos y que unidos a un lide-razgo claro y una disciplina de ejecución pueden hacer la diferencia;

• La industria eléctrica es especialmentecompleja, tradicionalmente había estado en manos de empresas estatales especia-lizada con mucha capacidad de absorber sobre costos. En un mercado desregula-do los sobrecostos y errores los absorbe el desarrollador.

Resumen de los puntos importantes, por Licenciada Carmen Urízar

1. Algo muy positivo de los proyectos de Energías Renovables, es el crecimiento que se ha dado del 98-2012 y los grandes desafíos que se tienen en los próximos tres años, pero con una visión futurista positiva.

2. Para desarrollar proyectos, varios mensa-jes sobre el secreto de su éxito:

a. La necesidad imperiosa de planificar “el que no planifica pone en riesgo grandemente los resultados de un proyecto”. Importancia de fijar un


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norte. La necesidad de ver el bosque y no sólo el árbol;

b. La necesidad de no improvisar;

c. Entender muy claramente la parte de los riesgos.

3. Se confirma el dicho que: “no es casuali-dad,sinocausalidad”.Seponemuyclaro.

o Para llegar de un lugar a otro hay que trabajar muy fuertemente. Es evidente que la ruta crítica de todo lo que hay que hacer en un negocio eléctrico; saber los pasos que hay que dar;

o El sentido de urgencia. No hay rece-tas, cada proyecto tiene sus propias características;

o La necesidad, aún dentro de la pla-nificación, se pone de manifiesto la importancia de la flexibilidad.


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¿Cómo hace AGER para participar en el tema de la conflictividad actual de los proyectos?

Básicamente AGER es una asociación donde se busca promover y facilitar el desarrollo de los proyectos y se ha hecho muchas veces esta pregunta. AGER no tiene el papel de resolver los problemas sociales o de ser un intermediario, o negociador cuando surge un conflicto. Básicamente, lo que hacen es pre-parar y sugerir utilizar herramientas técnicas –que facilitan a los asociados– para utilizar y adaptar en las circunstancias particulares. AGER se encuentra trabajando fuertemente en el desarrollo de un manual de buenas prácticas de relacionamiento comunitario; e igualmente en un manual de inversión, con programas de Responsabilidad Social: inversión estratégica social.

¿Por qué AGER no toma el liderazgo de comunicación para formar e informar a la opinión pública sobre la bondad de las ERs?

Parte de la respuesta anterior, ya están de hecho en el inicio de una campaña publicitaria, que podrá permanecer por largo tiempo, o convertirse en perma-nente. Presenta cierta dificultad y complejidad armar una estrategia compren-siva y que tenga un alcance a nivel nacional.

¿Cuál es el procedimiento para lograr la aceptación de un proyecto por la comuni-dad y qué expectativas hay en cuanto a procedimientos en el MEM, MARN, Goberna-ción, Alcaldías, etc.?

AGER ha atendido recientemente (últimos dos meses) la presentación del ma-nual de Buenas Prácticas de Relacionamiento Comunitario, en conjunto con el IFC. Básicamente como AGER, se están adhiriendo a ese manual de buenas prácticas. No es una receta, pero sí tiene una estructura. Es un manual valioso: aporta ideas de lo que se debe hacer, desde el manejo de cómo acercarse a las comunidades, cómo identificar a los líderes, la forma de comunicar oportuna y transparentemente, una estructura que pueda atender reclamos. La AGER pone a disposición de interesados, el proporcionar atención personalizada para dar a conocer la aplicación del manual.

En orden de prioridad ¿cuá-les son las principales barre-ras en las diferentes fases de un proyecto, en cuanto a au-torizaciones, construcción, operación?

La gestión con terceros. Todo lo demás está bajo el control del desarrollador. Tiene que ver con: 1) los permisos, no por la dificultad/complejidad, sino por el tiempo que toman; 2) aspecto socio-ambiental. En este momento, la preo-cupación máxima que se tiene en los desarrolladores de proyectos está en el manejo exitoso de las relaciones comunitarias –que afectan la implementa-ción de los proyectos; 3) Mercado. Muchos desarrolladores asumen que los proyectos se venden solos. O que en realidad las perspectivas de mercado no deberían de ser importantes (por deficiente comprensión de éste).

Recomendación para los nuevos desarrolladores que hace proyectos por pri-mera vez: Hay que entender en qué mercado, en qué precios es que estos proyectos van a operar y hacer transacciones.

¿Cuáles son las principales recomendaciones para que se optimicen los tiempos?

Tiene que ver con el sentido de urgencia, y gestionar a los terceros –un poco a las instituciones, al contratista, a los proveedores, etc.–. Tiene que ver con: 1ero. ) La claridad de cuándo y qué se necesita; 2do.) Con seguimiento cons-tante, que es a través de una gestión del día a día. Un proyecto que se atrasa un año empezó con lo que se hace día tras día.

Como AGER, se están trabajando con el MEM para impulsar algunas medidas que faciliten las aprobaciones. Asimismo con el MARN, buscando que haya procesos dedicados para facilitar/agilizar la aprobación de proyectos de ER.


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A. AuToRizACionEs DE uso DE biEnEs DE Dominio PúbLiCo

Fabio Gudiel. In-geniero Electri-cista y Jefe de la Unidad de Planifi-

cación Energética del MEM; con estudios espe-cializados en Proyectos y con más de 10 años de experiencia desempeñándose en la Direc-ción General de Energía.

Objetivo: Requisitos para recibir aprobación para la utilización de bienes de dominio públi-co en proyectos de Generación de Energía Eléc-trica –Transporte y Generación Renovable–; aplicación para la obtención de Incentivos para proyectos de electricidad.

Algunos de los Trámites que realiza el MEM en materia de proyectos de energía.

La base legal es el Art. 13. Autorización (LGE): la utilización de bienes de dominio público. Interpretación, posiblemente en muchos de los casos autoriza un registro, una califica-ción, pero dentro del contexto de la ley, está establecido para bienes de dominio público.

Requisitos generales (no solo en el MEM, sino en toda la administración pública)

1. Acreditación del solicitante

Requisitos PARA EL DEsARRoLLo DE Los PRoyECTos

Ministerio de Energia y Minas

a. Copia legalizada del Acta de Consti-tución Social;

b. Copia legalizada del Nombramiento del Representante Legal;

c. Documento de acreditación del Re-presentante Legal;

d. Patentes de la Sociedad y Comercio.

Requisitos (Art. 4 de la LGE) Específicos

- El nivel de factibilidad que se requiere el proyecto;

- La descripción del proyecto;- Copia de los planos. Acotados en planta y

perfil;- EIA;- Impactos Eléctricos (estudios NEAST);- Especificación de bienes a utilizar;- Cronograma y Presupuesto.

Entregables

1. Folder (original y copia);a. Plano del proyecto;

2. Plica (para constituir tal debe llegar debi-damente sellado);b. Información en detalle.

Proceso de Autorización

1. Revisión inicial: solicitante presenta la solicitud:a. Se debe verificar si el área de la auto-

rización está libre u otorgada;b. Si el área de autorización no está

otorgada.


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2. Análisis Técnico –de la documentación–:a. Se verifica que el contenido sea lo

que se requiere;i. Pueda ser que en la revisión inicial

de la plica vengan planos;1. Que los planos correspondan al

proyecto;ii. Si cumple con los requisitos

técnicos.

b. Inspección técnica al área del proyecto;

1. Que no hayan otras instalacio-nes en área del proyecto que puedan verse afectadas;

2. Que la información incluida en la solicitud sea correcta y verídica;

3. Se emite una opinión Técnica.

3. Análisis Jurídico:a. Verificar que la información cum-

pla dentro del contexto y normativa jurídica;

b. Se emite un dictamen jurídico:i. Si son bienes del estado o dominio

público, hay injerencia del asesor jurídico del Estado –PGN– a la cual se le consulta para que emita su visto bueno;

ii. Si se aprueba;

4. Emisión de Acuerdo Ministerial:a. Se le da al solicitante para que lo pu-

blique en el Diario de CA;

b. Establece la ley, que existen 30 días desde la emisión del Acuerdo para que se pueda pasar a la suscripción del contrato.

5. Suscripción de Contrato:a. Establece las obligaciones y derechos

que debe tener el adjudicatario;

b. Una vez firmado, el adjudicatario ya puede desarrollar su actividad.

Aspectos Clave e Importantes

1. Solicitud de acuerdo al tipo de servicio que se está solicitando;

2. Nombre del proyecto;3. Requisitos Mínimos;4. Documentos Concordantes;5. Límites Municipales.

Aplicación de la Ley de Incentivos –Decre-to 52-2003-

Centrado en el Artículo 5. Donde se estable-cen los incentivos a otorgar.

Reglamento 211-2005, se desarrollan los pro-cedimientos y se regula la ley. Incentivos

1. Exención de derechos arancelarios para generación de energía, –el IVA–;

2. Exención del ISR en primeros 10 años de operación.

Calificación: Si es o no renovable el proyec-to, calificación de maquinaria y equipo solo para el proceso y directamente relacionado y calificación de los períodos. No se pueden mezclar incentivos para distintas etapas: Construcción, operación comercial, etc.

Los incentivos los otorga la SAT, el MEM solo califica y emite una resolución.

Recomendaciones Generales

- Trazar una ruta de gestiones que hay que desarrollar en todas las instituciones involucradas.

- Información concordante en documen-tación entre las instituciones.

- Identificar en forma única el proyecto- Abocarse al MEM previo a realizar una

solicitud


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¿Dentro de los requisitos se pide el presu-puesto del proyecto, por qué y para qué? No es información relevante para dar una autorización.

Aclaración: el funcionario hace lo que la ley le manda. El crono-grama y el presupuesto están incluidos en los Requisitos Mí-nimos que están establecidos en el LGE. Dentro de los análisis de la razón de ser de la solicitud del presupuesto, se encuentra que para cualquier proyecto se debe saber el monto que cos-tará. El objeto es que se ha considerado la implementación de una fianza de cumplimiento -no arbitraria- relacionada al costo del proyecto (para evitar la especulación de proyectos).

Cuando las autorizaciones son productos de un concurso, ¿cuáles son los criterios que se toman en cuenta para adjudicar un proyecto?- ¿cómo se garantiza que se esté otorgando al mejor desarrollador?

Aún no se dispone de una amplia experiencia en este tipo de solicitudes. Se sigue un proceso lógico. Evaluar que los requisi-tos mínimos se cumplan. En el caso que se cumpla por más de uno de los interesados los requisitos mínimos, se evaluará el mejor proyectado. Se ven criterios:

Que sea socialmente viable;

Que el desarrollador tenga la capacidad de llevarlo a cabo/ejecutarlo.

Se ha visto que muchos expedientes de proyectos estiman meses en el MEM para conseguir una resolución. ¿A qué se debe el tiempo tan largo?

En la gestión de expedientes, debido a la estructura organiza-cional actual, los procesos son muy burocráticos y largos.

Es necesario hacer una reingeniería de procesos –en el MEM- y/o utilizar herramientas informáticas que permitan ser más ágiles en el análisis de las solicitudes.

¿Qué hace el MEM para prevenir, que se so-liciten autorizaciones para poder especular con los proyectos y que no correspondan efectivamente a desarrolladores, sino a una persona que quiera especular con una autorización?

Actualmente, dentro del contrato de la autorización se están colocando obligaciones más rigurosas a los adjudicatarios. Se ha colocado una fianza de cumplimiento del contrato, y de no cumplirse la ejecución se solicita el cumplimiento de la obliga-ción para con el MEM.

Con respecto a GDRs. Debido a que un GDR no hace un trámite de autorización, ¿qué certeza jurídica tiene este GDR, que no pue-da venir un proyecto después a utilizar las mismas cotas que su proyecto?

En este caso, el MEM desde hace años, en virtud de que la LGE establece una obligatoriedad para generadores mayores de 5 MW, creo un registro con fines estadísticos para proyectos me-nores a 5 MW. Esto aporta conocimiento al MEM de qué pro-yectos hay, y en que áreas. Segundo, dentro de la información que presenta el solicitante menor a 5 MW, indica las fechas es-timadas en que iniciará operación, y si no inicia en ésta, hace el MEM un requerimiento de cumplimientos, y si se determina que no es una empresa que no lo va ha desarrollar se procede a cancelar el registro.

Sobre GDR. El estudio de Capacidad y Co-nexión: ¿se presenta el Estudio de C&Conex como el estudio de impacto eléctrico?

Respondida por Rafael Argueta: Se afirma que esta consulta se verá clarificada en la presentación de CNEE con lo que respecta a la NTGRD.


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b. AmbiEnTALEs

Estudios de Impacto ambiental e instrumentos ambientales

Diego López. Arquitecto y Asesor de la Unidad de Calidad Ambiental del MARN. Docente y ex-perto en Diseño Ambientalmente Amigable.

Objetivo: Requisitos para la presentación de Instrumentos Ambientales, y la experiencia en su evaluación dependiente de su categoriza-ción –magnitud o impacto ambiental–, y utili-zación de la Ventanilla Única –Ágil–.

La base legal es el Decreto Ley de Protección y Mejoramiento del Medio Ambiente. En el artículo 8 se establece Estudio de impacto ambiental. En el año 96 empieza el proce-so de legalización de los proyectos que se realizan en Guatemala. En el 2000 se crea el MARN, y su reglamento.

Se actualiza con el acuerdo gubernativo 431-2007, el proceso administrativo para aprobar o no el instrumento ambiental. El MARN aprueba o no la gestión ambiental, el instrumento ambiental y no el proyecto en sí mismo.

Qué es un instrumento ambiental:

1. Un documento, que establece una línea base y la forma en que se ha de realizar la gestión ambiental de un proyecto. Es decir un EIA o Instrumento Ambiental, establece una situación actual sin y con proyecto para analizar la viabilidad am-biental e intentar predecir en proyectos a futuro, de qué forma va a afectar al am-biente y proponer de qué forma se va a reducir o compensar el daño al ambiente.

La parte ambiental de todo proyecto siempre o casi siempre se puede viabilizar. Es decir se puede superar las observaciones para que sea viable. No es viable cuando está en un área protegida, indicado por CONAP –ente rector en Áreas Protegidas–. También lo pue-de negar el INAB, e incluso el MEM.

El acuerdo gubernativo actual obliga a solici-tar opinión técnica en dos ocasiones, a saber:

1. Si es de área protegida, con CONAP;2. Si es proyecto de energía, con el MEM.

Clasificación de los Instrumentos ambientales

- Correctivos: para obras que ya existen;- Predictivos: para obras que aún no exis-

ten y están en fase de planificación.

El EIA es uno de los varios Instrumentos Ambientales.


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TIPOS DE INSTRUMENTOS AMBIENTALES

Instrumento Correctivo Instrumento Predictivo

Bajo Impacto Ambiental Potencial

Diagnóstico Ambiental de Bajo Impacto (DABI)

Evaluación Ambiental Inicial (EAI)

Alto Impacto Ambiental Potencial

Diagnóstico Ambiental Evaluación de Impacto Ambiental (EIA)

Categorías de Proyectos

AMI C B2 B1 A MP

Mínimo Impacto Ambiental Potencial

Bajo Impacto Ambiental Potencial

Bajo a Moderado Impacto Ambiental Potencial

Moderado a Alto Impacto Ambiental Potencial

Alto Impacto Ambiental Potencial

Proyectos de alcance nacional o regional

La mayoría de proyectos eléctricos, no llegan a ser megaproyectos. Los proyectos de gene-ración eléctrica siempre están entre las cate-gorías B2 y A –dependiendo de la generación que tengan–. Los proyectos de transporte se basan en la longitud de las LTs.

Comentario: No se puede ver el proceso en el MARN como un trámite, sino como un análisis técnico-científico para establecer la viabilidad ambiental del proyecto, y para establecer que las medidas de corrección, compensación y mitigación son las adecua-das a la magnitud del proyecto. En la mayoría de los casos se está prediciendo, siempre se hace más holgado por cualquier imprevisto no considerado.

El tiempo que se lleve queda en segundo pla-no con respecto a la importancia de protec-ción del ambiente.

Cuando los proyectos se clasifican de B1 es predictivo. Para los A y Megaproyectos se uti-

lizan los TDRs que se encuentran en la página web del MARN. Para los proyectos eléctricos de generación o transporte, generalmente se utiliza un proceso alternativo que existe en la que las personas ingresan solicitud de TDRs específicos para su proyecto. El MARN genera una lista de requisitos que el consultor debe cumplir y qué instrumento utilizar a efecto que esté completo y pueda ser analizado.

Para saber en qué categoría se ubica un pro-yecto: En el Acuerdo 134-2005, se aprobó el listado taxativo de proyectos, el cual es una guía para dar una idea de dónde/cómo pue-de quedar en categoría cada proyecto. A pe-sar de ser una guía, queda siempre a mejor criterio técnico del MARN, por medio de la Dirección General Gestión Ambiental, final-mente asignar la categoría de un proyecto. Tanto subirla o bajarla –categoría– depende de las características particulares de cada proyecto.

El taxativo fue creado en el 2005.


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La información de los TDRs y de los Ins-trumentos Ambientales está en la página web del MARN (www.marn.gob.gt), en la parte de Ventanilla Única. Allí se encuen-

tran todos los documentos que necesitan los consultores y todo lo que se exige en un IA para un proyecto.

¿Cuál instrumento corresponde a cada categoría?

AMI C B2 B1 A MP

Instrumentos Predictivos

Evaluación Ambiental Inicial para Actividades de Mínimo Impacto

Evaluación Ambiental Inicial –EAI– (Formulario)

Evaluación Ambiental Inicial –EAI– (Formulario) más Plan de Gestión Ambiental

Estudio de Impacto Ambiental (EIA) según TDR’s generales.



Instrumentos Correctivos

Diagnóstico Ambiental de Mínimo Impacto

Diagnóstico Ambiental de Bajo Impacto –DABI– (Formulario)

Diagnóstico Ambiental de Bajo Impacto –DABI– (Formulario) más Plan de Gestión Ambiental

Diagnóstico Ambiental (D) según TDR’s generales.



Acuerdo Gubernativo 431-2007, Art. 28


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¿Cuándo podríamos tener guías am-bientales específicas para el sector eléctrico?

El proceso de creación de guías ambientales ha avanzado, habrá que consultarlo con altas autoridades del MARN, que es un proceso que podría empezar. Las guías existentes han iniciado como una iniciativa del sector interesado (ya existen algunas guías ambientales). Hay que proponerlo al MARN.

¿Están conscientes de lo que está establecido en la LGE y qué están haciendo en la programación para cumplir con los 60 días?

Los tiempos administrativos ha sido algo delicado en el MARN, en marzo (2013) inició un proceso de revisión de tiempos (éstos se han reducido un poco). En cuestión legal, al MARN el reglamento le indica solicitar a CONAP cuando es ÁREA PROTEGIDA, y al MEM.

El análisis de un IA toma 4 meses (80 días hábiles), pero las opiniones y ampliación de la información, no cuentan dentro del tiempo estable-cido en ley.

Con respecto a los registros y el cumplimiento de las medidas de mitigación

Cuando se piden informes, la periodicidad va de 3 a 6 meses. Entonces, cuando una empresa es ambientalmente responsable los registros se llevan a cabo sin que el MARN los pida. Las medidas de mitigación no se consideran excesivas sino correctas. La idea de los IA es que si lo realiza un consultor debe balancearse con lo que el MARN solicita y lo que la empresa pueda generar.

El PET ha sido declarado de urgencia nacional. ¿Existe alguna instrucción en el MARN para darle la prioridad necesaria y mecanismos para acor-tar los plazos de trámites?, ¿o son tratados como cualquier otro?

Depende de la magnitud, y este proyecto tiene la magnitud más alta. Los documentos aportados son voluminosos y deben ser analizados completamente. La ley obliga enviar a solicitar opinión, y ésta les fa-culta para desestimar la opinión de CONAP si no se entrega la misma en 15 días hábiles.

En algunos casos, la socialización dura años previos al diseño del pro-yecto. La parte social antes de que todo el proyecto se ejecute puede agilizar el transitar del proyecto en las instituciones involucradas en la gestión permisos/avales.


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C. CAmbio DE uso DE LA TiERRA

Estudios del Cambio del Uso de la Tierra

Mario Saúl Cifuentes, Abo-gado y Notario. Jefe de la Unidad de Asuntos Jurídi-cos del INAB. Con experien-cia para el Cumplimiento

de la Legislación Ambiental en el MARN, y asesor jurídico de instituciones como: INDE, Empresas Distribuidoras de Electricidad y CNEE.

Objetivo: Experiencias del INAB en las autori-zaciones de los ECUT, áreas de su competen-cia relativas a los Instrumentos Ambientales, y Gestión Forestal.

Licencia forestal para cambio de uso de la tierra: Facultad otorgada por el Estado a per-sonas individuales o jurídicas, para que por su cuenta y riesgo se realicen aprovechamientos forestales en terrenos de propiedad privada cubiertos de bosque, para otros usos diversos.

Artículo 36 de la Ley Forestal:

Requisitos para la licencia de cambio de uso de la tierra:

1. Solicitud con información mínima;

2. Certificación del Registro General de la Propiedad –un alto porcentaje de la pro-piedad en Guatemala se encuentra en posesión, también se permite presentar otros documentos que garantice la po-sesión del inmueble– Declaraciones jura-das, certificaciones municipales, etc.;

3. Plan de aprovechamiento;

4. Estudio de factibilidad o justificación del proyecto;

5. Estudio de capacidad de Uso de la Tierra –ECUT–;

6. Constancia de aprobación del EIA.

El interesado pagará: a) Fondo Forestal Pri-vativo o b) Reforestará un área igual a la transformada

ASPECTOS RELEVANTES

- Cambio de cobertura en tierras de voca-ción forestal –es necesario tener a la vista el plan de manejo–;

- Pago al Fondo Forestal Privativo –el valor de la madera en pie (10% sobre lo que se considera que tiene el valor comercial de la madera a talar y va a dar tanto al INAB como a la Municipalidad);

- Cuencas Hidrográficas –prohibido elimi-nar bosque en las cuencas–;

- Licencia –es la autorización para imple-mentar el plan de manejo–. La ley Fores-tal es de desarrollo, contempla la licencia como aprovechamiento forestal. No es cambio para otra actividad, sino de apro-vechar la madera;

- Solicitud de Licencia –no se admite si no se acompaña del Plan de Manejo y los re-quisitos técnicos;

- Obligaciones de Repoblación Forestal –ver literal c) Art. 67 Ley Forestal;

- Estudio de Pre-factibilidad –para proyec-tos > 10 MW;

- Monto de la licencia –pagar 10% de la madera en pie, y pagadero al ser autori-zada la licencia y en función de las espe-cies forestales existentes y de variables técnicas comerciales–.


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Lecciones Aprendidas en la Gestión Forestal

- El proyecto eléctrico más importan-te para INAB es la gestión con TRECSA desde 2011 (actualmente se tienen 601 días de gestiones administrativas con TRECSA, se han emitido 1,651 licen-cias= 2.25 licencias/día para cambio de uso de la tierra). El INAB es plenamente consciente de la importancia que im-plica para el país. Se ha priorizado esa gestión, que se refleja en la cantidad de licencias;

- Se deben aplicar correctivos para hacer más dinámica la gestión

o Problemas para autorizar licencias porque los tendidos eléctricos son trazados sin considerar aspectos técnico-forestales (e.g. pendientes, cauces de río, fuentes de agua o la Capacidad de Uso de la Tierra). La normativa forestal prohíbe el corte de bosque cuando la pendiente es muy pronunciada (por la erosión);

o Fuentes de agua: parte de la normati-va forestal está incluida en el código de salud que prohíbe la eliminación de bosque en ciertas áreas circun-dantes a las fuentes de agua;

o Inconvenientes con el Inventario fo-restal –la información que presentan los usuarios–. El tramo normalmente de las LTs es largo y variable en sus condiciones, por lo que al final exis-ten variaciones o diferencias signifi-cativas al verificar las especies fores-tales, relacionado con el pago;

o Las áreas a intervenir no son debi-damente delimitadas en el cam-po. Definir las áreas para hacer la intervención;

o De lo administrativo. Solo se le puede emitir licencia al propietario o posee-dor. La Ley indica que solo se pueda dar licencia al propietario o poseedor;

o A veces los terrenos tienen graváme-nes que obstaculizan la gestión ad-ministrativa y legal;

o Es deseable, que las servidumbres que involucren los proyectos eléc-tricos sean presentados de una sola vez, aunque se reconoce que es difícil en la práctica. Se tendría facilidad en la emisión de licencias –aunque en la práctica es complicado–;

o La experiencia adquirida con TRECSA, muestra que la gran cantidad de usua-rios (poseedores o propietarios involu-crados) hace inmanejable las gestiones administrativas. Se pagan impuestos por cantidades bastante pequeñas. Se podría hacer una sola gestión para ob-tener muchas más licencias;

o Limitado el INAB por la oposición social en algunas áreas. Cuando es necesario hacer verificaciones en los sitios a in-tervenir. Los comunitarios no permiten el ingreso para realizar verificaciones;

o En la parte legal, muchos trazos es-tán dirigidos a las partes altas de las cuencas, con lo cual hay que for-mular algún tipo de justificación de tipo técnico forestal, para evitar reclamos de los sectores sociales y ambientales;

o Cuando las gestiones ante el MARN para obtener la aprobación del EIA se hace a nombre de la empresa encar-gada del Proyecto y la Resolución no concuerda con el nombre del propie-tario del inmueble;


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o Es conveniente establecer el vínculo: Propietario-Empresa-INAB. En oca-siones se ha tenido que cambiar las resoluciones del MARN, lo cual es muy complicado.

Cuando alguna entidad hace negociación para obtener una servidumbre de paso, pien-

san que este documento les autoriza para ha-cer las gestiones para la licencia. No se puede hacer la gestión con la simple obtención de la servidumbre. La normativa obliga a hacer la gestión con el poseedor o propietario del inmueble. La petición la tiene que hacer el propietario.


¿Qué análisis ha realizado –al interior– INAB para reducir pla-zos de licencias ECUT para pro-yectos de urgencia nacional de transporte, e.g. PET?

Se ha tratado de privilegiar la atención a los proyectos eléctricos. El prome-dio de 2.25 licencias/día hace ver que se está tratando de acortar plazos. Al-gunas licencias que no se han emitido se deben a aspectos puntuales, y que se han resuelto de manera individual. Para poder acortar los plazos tendría que haber una normativa superior, que englobe los proyectos eléctricos por la importancia como país.

En el caso del marco legal y re-glamentario ¿debieran hacerse algunos cambios?

Tema complejo. Por ejemplo cuando se encuentran con la LAP –conserva-ción de protección– y la Ley forestal –de fomento–, es difícil hacerlas coin-cidir. Debiera existir una ley superior que ayudaría a resolver las diferencias.

¿Cómo se les acredita el dere-cho de posición dentro de los expedientes ante la falta de título?

Se ha cubierto esto con declaraciones juradas –la persona que dice ser la poseedora del bien concurre ante notario quien hace notar su declaración. La ley así lo establece, y de acuerdo a la fe pública del notario. También los usuarios se acercan a la alcaldía y obtienen la constancia municipal –aunque no es perfecto desde el punto de vista legal– si se le da validez.

¿Restricciones de pago al Fondo Forestal Privativo para Proyec-tos Hidroeléctricos?

El pago suple la obligación de reforestación.

En el caso de LTs que requieren muchos ECUT, ¿tiene el INAB la capacidad para atender y apro-bar los estudios?

Actualmente, lo que se está haciendo, una vez presentada la solicitud para cambio de uso de la tierra –en un trazo específico se hace el dictamen téc-nico completo– se aprueban técnicamente Todo el Trazo de la LT. Lo que consigue un beneficio en los tiempos. No se puede obviar los dictámenes jurídicos, y en los que comparecen deben ser los legítimamente autorizados para hacerlo. Dentro del contexto nacional la posesión se manipula mucho.

¿Cuál es la diferencia entre las competencias del CONAP e INAB?

La competencia territorial está vinculada a la declaratoria de Áreas Protegi-das. El INAB ha tomado como parámetro la declaración por medio de un De-creto Legislativo que designa un área como protegida. Sin embargo, cuando un lugar fuera de Área Protegida aparece una especie forestal que está pro-tegida de acuerdo a Convenios Internacionales o Listado de Órganos Com-petentes, se ven obligados a trasladar la solicitud a CONAP.

¿Cuál es el papel del INAB en la información de las comunida-des para evitar la conflictividad social y evitar la información distorsionada?

El INAB no es promotor social, y no realiza ese tipo de actividad. Sin embar-go, cuando se hacen inspecciones de campo, se hace del conocimiento de las personas que se ha solicitado una licencia y de allí surge conocimiento si existe o no conflictividad. Es imprescindible establecer la legítima posesión de la tierra, para no incurrir en responsabilidad licencia que no corresponde. Como entidad publica y garante del sector forestal, tienen que interceder en cuestiones, pero no se socializan las licencias.


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D. ACCEso AL sisTEmA DE TRAnsPoRTE

Normas de Estudios de Acceso al Sistema de Transporte y Norma Técnica para la Cone-xión, Operación, Control y Comercialización de la Generación Distribuida Renovable

Oscar Arriaga, Inge-niero Electricista y Jefe del Departamento de Normas y Estudios Eléctricos de CNEE. Con experiencia en

Análisis para Acceso al Sistema de Transporte de Electricidad, miembro de CONCYT y docente del área profesional.

Objetivos:

- Comentar normas técnicas relacionadas con los proyectos de Generación y Trans-porte de Electricidad (NEAST y NTAUCT);

- Mencionar información que está disponible en la CNEE para apoyar a los inversionistas;

- Presentar resultados de la aplicación de la NTGDR.

El fundamento del Subsector Eléctrico es LGE, y sus reglamentos: RLGE y el RAMM. 9 Normas Técnicas emitidas por CNEE. Además hay una Ley de Incentivos a la Generación con Ener-gías Renovables, la Ley de la Tarifa Social.

Normas Técnicas publicadas en la página web de la CNEE: www.cnee.gob.gt. Asimis-mo, se encuentran estudios realizados con la experiencia adquirida.

Normas NEAST establecen la forma en que deben ser realizadas la simulaciones eléctri-cas –fundamento de la gestión en la CNEE (trata de analizar qué ocurrirá a priori con la

incorporación de un nuevo proyecto) ya sea de ampliación al sistema de transporte, nueva generación, o una demanda que se pretende conectar al Sistema de Transporte. Se observa el comportamiento del SNI en las bandas ho-rarias (pico, media y valle) con el propósito de establecer si se requiere instalación de equipo especial o alguna protección específica.

Una herramienta sólida e importante para el inversionista son las Entidades Precalificadas, que realizan estudios eléctricos para el cum-plimiento de las NEAST y NTAUCT.

Los estudios se hacen para el año que inicia operación y para cuatro años a futuro.

Entidades precalificadas: Entidades que realizan estudios eléctricos que están precali-ficados por la Comisión mediante Resolución.

La norma NEAST está relacionada con pro-yectos de Generación > 5 MW, especialmen-te diseñada para tecnología hidráulica y geotérmica. Se presentará un expediente al MEM, para tener la autorización del bien de dominio público. Uno de los componentes de la autorización es un estudio del impacto eléctrico en el SNI de acuerdo a esta norma, y debe llevar la autorización de la CNEE.

La NTAUCT, establece los requerimientos para que se puedan hacer los estudios cuan-do un proyecto se ha de conectar en un perío-do próximo al SNI –hidroeléctrico, geotérmi-co, térmico, grandes usuarios, transportistas que amplían su capacidad o distribuidoras próximas a instalarse con nuevas redes–.

Antes de resolver, la CNEE debe tener en el expe-diente la resolución de aprobación del EIA.

La CNEE se ve obligada a pedir aclaraciones, o rechazar una solicitud porque en el EIA, la componente eléctrica es muy escueta (no se proporciona información a lo relacionado a


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los tres componentes principales: generado-res, línea de transmisión y S/E. En ocasiones en el estudio ambiental solo aparece la gene-ración pero no aparece la línea o no aparece la subestación, lo cual causa problemas.

La CNEE dispone de Guías preparadas para tratar con especial cuidado lo relativo a:

1. Nombre. Importante definirlo bien y mantenerlo único;

2. Describir los elementos;3. Medios de Contacto Técnico;4. Medios de Contacto Jurídico.

Cuando ha ingresado un expediente a la CNEE para su gestión, las etapas son:

- 1era.: Técnica;- 2da. Jurídica: providencias o notas rubri-

cadas por autoridad competente.

La NTGDR publicada en 2008. La gestión se realiza a través de documentos autori-zados por la CNEE y disponibles en las dis-tribuidoras (EEGSA, DEOCSA y DEORSA) –formularios autorizados y muy básicos–.

Cualquier proyecto en el sector eléctrico es-tará acompañado de su EIA.

Se puede presentar al principio de la gestión (con el sello de entregado en la ventanilla única del MARN), y antes de resolver se re-quiere la resolución respectiva (del MARN).

El acceso a la Red de Distribución está ase-gurado por la Normativa, pero muchas ve-ces derivado del Dictamen de Capacidad hecho por la Distribuidora se llega a la con-clusión que es necesario re-conductorar (reemplazar el conductor actual por otro, usualmente por uno de mayor capacidad de conducción de corriente), repotenciar la red. Esto afecta la inversión que inicialmente se había establecido para el proyecto.

El diagrama de flujo establecido para la gestión (si todos los documentos son los adecuados) de autorización de un GDR deberá obtenerse en 2 meses con 21 días.

Diferencia entre un GDR y un usuario auto-productor con excedentes de energía GDR puede vender su energía y si puede asegurar una potencia, también. Un usuario autopro-ductor con excedentes de energía no puede vender energía.

Respecto a la potencia, tiene que ser de una potencia ≤ 5MW. Cuando un autoproductor con excedentes de energía requiera cambio de medidor de energía se presentan 2 casos: para un usuario regulado la distribuidora de-berá cambiarlo a su costa, en el caso de un gran usuario éste deberá cambiarlo a su costa.

Al momento (julio 2013) han sido autoriza-dos 25 GDR –15 en operación y 10 en cons-trucción–. 40.53 MW aprobados y generando actualmente 19.93 MW. Mayoritariamente, se están concentrando los GDRs en la zona sur del país.


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¿Por qué existen dos normas de ACCESO, por que se realizan dos estudios?

El primer estudio es con una antelación de unos 5 a 6 años a la operación del proyecto (etapa de prefactibilidad). El escenario del primer estudio es muy distinto al escenario en el cual se autoriza el acceso al transporte. Uno es una etapa de prefactibilidad para obtener la autorización del MEM al uso de bienes de dominio público, y el otro es para la autorización de conectarse.

¿Cuáles son las razones por las cuales se atrasan los trámites de acceso si la LGE y las normas esta-blecen 60 días para su resolución?

En ningún expediente de la CNEE se ha atrasado más allá de los 60 días que establece la LGE y el RLGE. Cuando llega un expediente se solicita opi-nión al operador del sistema y al transportista involucrado en la conexión. A veces los estudios presentados están incompletos, y es imposible llegar a una evaluación de cuál será el impacto eléctrico en el SNI, por lo que se solicitan ampliaciones a lo proporcionado.

Cuando se presenta la solicitud a la CNEE, este tiene un nombre que difiere de lo que viene en el estudio. ¿Se puede tomar más de los 60, pues es previo a cumplir requisitos?

Ese es uno de los problemas. Por la falta de la resolución del EIA, la CNEE está obligada a resolver y lo hace de manera negativa, y se cierra el expe-diente. Puede ser reconsiderado cuando el interesado ya tiene lo relacio-nado al medio ambiente. El otro tema es de estudios eléctricos que están incompletos. O estudios que no permiten llegar a conclusiones finales.

Luego de más de 10 años de vi-gencia de las NEAST y NTAUT, ¿qué cambios deben hacérseles para mejorar su eficacia?

Con relación a la aplicación de la norma, los estudios que requiere la normativa actual son requerimientos muy básicos, y se ha hecho varios estudios para la modificación. Al momento se están trabajando aspectos técnicos de conexión específica de los proyectos. Actualmente hay una lista de 7 transportistas.

Los estudios NEAST y NTGDR: ¿dentro de los estudios eléctricos, qué criterios se toman para hacer estudios transitorios, específicos y especializados?

Para los estudios transitorios se refieren a Cargas Dinámicas de genera-dores. Además hay una tabla específica en la norma donde ya se indica cuando son requeridos éstos. Adicionalmente, en 2013 entró en vigencia la RTR, situación que ha conducido a requerir adicionales a los estudios (e.g. la interconexión con México, El Salvador, Honduras; o la utilización de toda la red de C.A.). El sistema está cambiando y hay que adecuarse a ellos.

De GDRs. ¿requieren obligato-riamente de estudios NEAST los GDRs?

No se requiere.

¿Puede el distribuidor negar el ac-ceso a la red?, ¿hasta donde puede el distribuidor solicitar que se me-jore la red para conectar un GDR?

El distribuidor no puede negar el acceso a un GDR. No obstante, la CNEE puede requerir modificaciones a la red (ya que sin estas resultan inviables) de acuerdo a la simulación realizada por el distribuidor (e.g. problemas de regulación de voltaje) y se condiciona la conexión.

¿Cómo hace un GDR que quiere conectarse, cómo hace para saber (en las Normas) en dónde (punto de conexión)?

El GDR sugiere un punto de conexión de acuerdo al lugar donde esté ins-talado su proyecto. El análisis lo realiza, para determinar en qué condicio-nes se puede conectar.

Para un GDR ¿es un estudio de Cap&Conex es el que se entre-ga como un estudio de Impacto Eléctrico?

Si, así es. La diferencia es que en este caso el GDR no lo hace, sino la distri-buidora. Se estableció así porque es el distribuidor el que conoce su red (por la curva de demanda, y lo dinámicas que son las redes de distribución).


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E. ACCEso AL AmmRequisitos de Acceso al Administrado del Mercado Mayorista

Yury Urbina, Ingenie-ro Electricista y Ge-rente de Operación del SNI en el AMM.

Experiencia profesional en Operaciones en el INDE, EEGSA, Central Térmica, y gestión de Grandes Usuarios.

Objetivo: Experiencias del AMM para evaluar y aprobar el acceso de nuevos agentes al Mer-cado Mayorista, requisitos y plazos para su ges-tión e incorporación.

El AMM, tiene la función de coordinar la ope-ración del SNI. Cuando hablamos de merca-do perdemos de vista la plataforma que hace viable las transacciones comerciales de este mercado, es básicamente un sistema eléctri-co, que obedece a las leyes de la física. Ese MM también involucra responsabilidades y obligaciones y el AMM está administrando los bienes e instalaciones de otros.

¿Por qué razón hay que cumplir con requisi-tos para participar en el MM?

El Administrador, tiene que velar por los in-tereses técnicos y financieros de los partici-pantes en el mercado. Hay que asegurar que las instalaciones de quien se incorpora, fun-cionen de la mejor manera posible respecto al resto del sistema y viceversa y velar por los intereses financieros de los participantes.

Lo que hace AMM está basado en el marco legal vigente, partiendo de la LGE y su regla-mento, el RAMM, las Normas de Coordina-ción Comercial y de Coordinación Operativa.

Se está velando para el cumplimiento de ese marco legal vigente, que se pueda tener la iden-

tificación, que se tenga un respaldo financiero, que se cuente con la autorización de conexión y los acuerdos operativos correspondientes, que se tenga un modelado adecuado para la si-mulación y evaluación de la operación, que se pueda llevar a cabo una efectiva supervisión y coordinación de la operación; y que la adminis-tración de operaciones comerciales sea llevado de buena manera –con éxito–.

Identificación: el AMM tiene que identificar de manera plena a los participantes.

- Certificación de inscripción en el registro del MEM;

- La documentación de constitución de la entidad;

- La patente de comercio;- La documentación correspondiente al re-

presentante legal;- La planilla 1-8, que permite mantener el

contacto con los participantes del MM, y ;- Los acuerdos de conexión por parte de

esta nueva entidad que se está conectan-do al sistema para establecer la relación operativa y comercial que pueda surgir como participante.

El respaldo financiero: Para tener la certeza de que las transacciones estarán cubiertas, que se contará con liquidez a lo largo del tiempo. El mercado tiene que estar asegu-rado. Se establece una línea de crédito en el Banco liquidador en donde se hace la con-ciliación de las transacciones: mercados de oportunidad, desvíos de potencia.

Hay un compromiso –declaración jurada de compromiso de pago– de quien se está in-corporando, con el objetivo de asegurar el pago de cualquier deuda.

La autorización de conexión: Que cuenten con la autorización de conexión o de acceso a la ca-pacidad de transporte. Bien importante y bien identificadas las características del proyecto.


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La información del proyecto será concordan-te en su gestión de validación. Si hay cam-bios, hay que asegurarse que éstos queden debidamente registrados en las instancias correspondientes.

De la experiencia del AMM, la recomendación: los estudios eléctricos de acceso a la capacidad de transporte, además de ser un requisito, son una oportunidad para evaluarse y tomar accio-nes para la buena coordinación y operación.

Eventualmente, el equipamiento que se re-quiera en una central puede diferir del equi-pamiento estándar y se tiene oportunidad para adaptar.

Modelado:

Son aspectos técnicos, si una central genera-dora o una LT no está adecuadamente mode-lada, va a tener implicaciones económicas en el mercado. En la medida que en el modelado y simulación podamos aproximarnos más a la realidad, los resultados en la operación real del sistema serán mejores.

Ajustes de equipamientos: Gobernador, re-gulador, etc., son elementos importantes que a la AMM le son útiles para evaluar la opera-ción del SNI. En la medida que la simulación se pueda aproximar a la realidad, asegurará la continuidad de la operación del SNI a través de las medidas tomadas.

El sistema actual está bastante estresado, en consecuencia, la participación de los genera-dores en la regulación de frecuencia, regula-ción de voltaje, es importante. No importa el tamaño de la central pues siempre tendrá un impacto en el sistema.

En la medida que se disponga de la mejor información técnica de los equipos para la modelación, mejor serán los resultados en la operación del sistema.

Las planillas de la coordinación comercial de la norma 1, sirven para poder modelar las unidades generadoras en los modelos de optimización.

¿Qué necesita AMM?

1. Conocer las características operacionales de las unidades y centrales generadoras;

2. Tiempos de arranque;3. Tiempo de parada;4. Tiempo entre una parada y un arranque;5. En las centrales hidráulicas:

a. Los caudales;b. Los datos hidrológicos;c. El embalse;d. Los costos de operación y

mantenimiento;e. Los mantenimientos y toda esa in-

formación que permitirá optimizar el uso de los recursos disponibles.

Reiteración de lo que se dijo: Lo que tenga-mos modelado en la optimización que se hace, tendrá impacto económico. Antes no teníamos tiempos de arranque y parada. Se utiliza esta información en la programación, semanal, despacho diario y adicionalmente se tiene, los informes de embalse para las centrales reguladoras con capacidad de re-gulación. Impacto en la OFE disponible.

En cuanto a la supervisión y operación, el AMM, necesita tener una comunicación di-recta entre las centrales generadoras y el Centro de control.

El programa de prueba: es importante y hay protocolos de prueba con los transportistas para la conexión y en todo caso se requiere reserva rodante para hacer pruebas, esa pér-dida de potencia en pruebas puede ser com-pensada, etc.

Medición comercial para la Administración de Transacciones Comerciales, la medición


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comercial es importante y relevante dado que es a partir de esta donde se puede ha-cer la cuenta de la energía/potencia que se ha entregado o consumido del SNI, cual es la unidad generadora, etc. A partir de los resultados de las pruebas y la medición se establece la OFE y se otorga la licencia para participar en el mercado de potencia en el MM y acceso a los sistemas informáticos del AMM, que es la puerta de entrada para la información que debe presentarse ante el operador.

Recomendaciones de las lecciones aprendidas:

1. Acercarse con anticipación al AMM, para requerir qué información se nece-sita o para informar características par-ticulares de los proyectos que se están desarrollando.

2. Las centrales generadoras en los países que son construidas tienen controles muy básicos, considerando que son uni-

dades pequeñas de 10, 20, 50 MW. Pero en nuestro país, en el SNI (1600 MW de demanda máxima) son unidades que tie-nen una participación importante en la regulación de voltaje y de frecuencia.

3. La conveniencia de contar ahora con equipamientos de control adecuados para responder a esa necesidad, es algo que hace imprescindible que se cuente con el equipamiento necesario para la estabilización de potencia en las unida-des y tener continuidad en la operación –que tiene un efecto en la inter-conec-tividad– de la operación, desde México hasta Panamá.

4. El SNI nacional es apenas una fracción del sistema interconectado (SIEPAC), pero cualquier cantidad por pequeña que pa-rezca es muy importante.

5. Cumplimiento de los requisitos en el AMM para que pueda participar en este mercado.


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¿Con cuánta anticipación debieran prepa-rarse y estar listos con su habilitación en el AMM –agentes generadores o transportis-tas– según sea el caso?

Mínimo se considera que 6 meses antes de la intención de co-nectar el proyecto, debiera haber un acercamiento al AMM y a la CNEE. Seis meses en términos generales, pero proyectos de gran envergadura o con limitaciones de transporte deberán tener ma-yor anticipación.

Para la elección de equipamiento (consultar su uso y característi-cas) es algo importante acercarse también al AMM.

¿Tiene el AMM plazo para incorporar a la gestión técnica y comercial a un nuevo agente?

Normativamente no está establecido un plazo. Lo que el AMM se ha impuesto como meta es hacer una incorporación lo más pronto posible. La experiencia les ha llevado, es que no es menos de 4 semanas en el tiempo que se puede hacer (en el caso de un agente completamente).

Un GDR, ¿tiene qué registrarse como agente en el AMM, o no?

Los GDRs tienen posibilidades de participar en el MM directamen-te, o hacerlo indirectamente (por comercializador). En el caso de los GDRs hay dos posibilidades. 1) en donde sólo están haciendo transacciones de energía - los requisitos son mínimos; y 2) Para el que va a participar y quiere Oferta Firme Eficiente, tiene que reunir requisitos similares a los de un Agente del MM.

¿Cómo ven la incorporación de energía renovable no convencionales (eólica, so-lar, etc.) al SNI desde el punto de vista del despacho y su compensación?

La energía renovable no convencional que se esta planteando, tiene algunas limitaciones en su participación a nivel operativo (limitaciones en regulación de voltaje). Y la variabilidad en cuanto a su perfil de generación es algo que tiene impacto en cuanto a la generación. El reto para AMM es lograr hacer uso de esa genera-ción, y complementar la operación de ésta, a efecto de mantener el balance de generación en el SNI. En este sentido, todavía hace falta complementar la normativa actual en la forma como se ha de hacer esa compensación.

¿Tiene el AMM algún plan definido para trabajar en una propuesta de normativa que pueda abordar todos estos aspectos?

En la generación eólica ya hay unas primeras evaluaciones realiza-das; se considera como parte de las propuestas normativas que se tienen que desarrollar. En términos generales, se tiene que mante-ner el balance de generación y demanda. Para poder compensar esas variaciones, deberá definirse quién será el responsable para poder contar con la reserva correspondiente.

¿En qué norma se establece que un ge-nerador deba tener reserva rodante para realizar pruebas de acceso?

Está en la Norma 14, en donde está establecido los requisitos que deben cumplir, y se establece que debe contar con Potencia Ro-dante que respaldará su operación.

¿Bajo qué criterio de ley o norma se calcu-la la línea de crédito para nuevos agentes?

La línea de crédito se calcula a partir de la Norma de Coordinación No. 12, a partir de la estimación de su participación en el MM.

¿Dónde se puede obtener información detallada de los tipos de contrato de Com-pra de Largo Plazo de Potencia y Energía de Guatemala?

En la NCC No. 13 están los tipos de contrato que hay en el MM.

Para facilitar a participantes del mercado su incorporación, el AMM ha estado proporcionando un Kit de Habilitación. Éste se puede obtener en la Gerencia de Apoyo Estratégico del AMM, además de acceder a reuniones con personal operativo y comercial para re-solver inquietudes.


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f. mERCADo ELéCTRiCo REGionAL

Procedimiento de Acceso a la Red de Transmisión Regional –RTR–

José Roberto Lina-res Muñoz. Inge-niero Electricista y

Gerente Técnico de la CRIE. Experiencia en Mer-cado Mayorista de El Salvador y Mercado Eléc-trico Regional de América Central.

Objetivo: Compartir las experiencias relacio-nadas al Acceso a la RTR, sus requisitos, plazos y estudios mínimos necesarios para simular su impacto eléctrico.

La CRIE tiene a cargo las autorizaciones de acceso a la Red Regional. Está compuesta por las interconexiones –antiguas y nuevas – del SIEPAC. Toda la red de 230 kV, el criterio para calificarla como regional, esta sirve de medio para permitir las transacciones regionales.

Regulación del Acceso a la Red de Transmi-sión Regional –RTR–

Considerandos:

- Tanto las Redes de Transmisión Regiona-les como Nacionales son de libre acceso;

- Todos los agentes de los MM nacionales, reconocidos, son agentes del MER;

- La CRIE regulará y autorizará la genera-ción y transmisión regionales.

Procedimiento para el Acceso a la RTR –Re-glamento del MER–

- Presentar el interesado solicitud a CRIE para conectarse a la RTR;

- De ser necesario, deberá presentar-se constancia de gestión, el permiso o concesión;

- La solicitud se acompañará de los estu-dios Técnicos y Ambientales;

- Incluir en la solicitud Estudios de Amplia-ciones a Riesgo de la RTR, y demostrar:

o Que no afectan adversamente las ins-talaciones del Agente Transmisor;

o No causarán que la RTR opere fuera de los parámetros fijados.

- El EOR analizará la solicitud y verificará diseño así como especificaciones de las instalaciones;

- El EOR enviará informe a CRIE con copia a los involucrados, con sus comentarios y recomendaciones en relación a aproba-ción o rechazo de la solicitud, incluyendo:

o Fundamento y evaluación técnica;

o Correcciones a introducir a los estu-dios o al proyecto para ser aprobado.

Se realiza una explicación del procedimiento para el Acceso a la RTR – y que es la solicitud de conexión a CRIE, y lo que corresponde a la Autorización de puesta en servicio por el EOR.

CRITERIOS DE CALIDAD, SEGURIDAD Y DESEMPEÑO

1. Para diseño de instalaciones (propuesta por EOR);

2. Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño.


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ESTUDIOS PARA LAS AMPLIACIONES A RIESGOS

1. Contenido de Estudios;2. Verificación No Producción Efectos

Adversos;3. Etapas.

ALCANCE DE LOS ESTUDIOS ELÉCTRICOS

1. Estudios eléctricos en Régimen Permanente;

2. Estudios de Transitorios Electromecánicos.

El Sistema Regional Interconectado –SER– opera interconectado desde el año 2002 (en-tre Honduras y El Salvador)

La interconexión obliga a coordinar la ope-ración, que ya se está haciendo, y que se puede obtener muchos beneficios al realizar una buena coordinación. Se está llegando a pensar en Contratos a Largo Plazo, Contratos Firmas y obligadamente el medio para ga-rantizar la capacidad de transmisión para las transacciones.

Después de una operación coordinada, hay que realizar expansiones coordinadas ya que la capacidad de transmisión es algo dinámico y se va agotando en la medida de la entrada de nuevos proyectos.

ConCLusionEs1. Verificar que los nuevos proyectos no im-

pacten el SER;

2. El procedimiento de acceso al RTR verifi-ca el cumplimiento de criterios de diseño y CSD.

REComEnDACionEs1. Dar a conocer los requerimientos de ac-

ceso a la RTR o capacidad de transporte;

2. Realizar con antelación los trámites loca-les, y las solicitudes regionales;

3. La base de datos para realizar estudios regionales debe ser solicitada al EOR.


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¿Cuánto tiempo demora el trámite ante la CRIE?

Según el esquema mostrado, los tiempos para las revisiones de los estudios son 15-20 días hábiles. No pasará de 3 meses tramitar todo el proceso. No obstante, el tránsito del expediente ha demorado, en promedio, 6 meses.

¿A quienes, exactamente, aplica los estudios de acceso a la RTR?

Sean proyectos de Transmisión o Generación (inyectar o retirar ener-gía) que se conecten directamente a la RTR. Si hay un proyecto in-directamente conectado y va a afectar (un proyecto muy grande y llegue radialmente) se podrá analizar también.

En cuanto a la duplicidad de los trá-mites que se están haciendo, ya que los agentes en Guatemala hacen una solicitud de acceso ante el Regulador. ¿Cómo considera CRIE la unificación de los procedimientos y qué es lo que se tendría que hacer para lograrlo?

El procedimiento se puede utilizar a través de la efectiva coordinación entre las entidades responsables de un país. La entidad responsable de un país y la CRIE, con una mejor coordinación. Basado en la norma-tiva actual, se puede hacer mucho que trate de coordinar los alcances de los estudios, aclarando por el tipo de estudio.


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Panel DE EXPERTos

El Panel de Expertos se ha conformado con los integrantes siguientes:

Licda. Carmen Urízar –CNEE– Moderadora del Panel de ExpertosIng. Edwin Rodas –MEM y CRIE–Lic. Rudolf Jacobs –AGER–Lic. Jaime Díaz –PRONACOM–Ing. Eduardo Arita –TRELEC–Ing. Vinicio Montero –MARN–Ing. Guillermo Pérez –TRECSA–

El panel pretende ser un intercambio de opi-niones en relación a lo tratado en el Taller de Lecciones Aprendidas.

La intervención de las instituciones públicas con los trámites que requieren cumplir, es condición para que se puedan concretar los proyectos eléctricos (transporte y genera-ción). Tiene que ver con instituciones como el MARN, para que se active un proceso (la llave se reconoce en el EIA, para que se active un proceso en otras instancias). El común deno-minador de todas las ponencias y preocupa-ción No. 1 en términos de trámites han sido los plazos. Lo que dice la ley y lo que ocurre en la práctica es una preocupación sentida, debido a que resulta importante en la esfera de la competitividad.

1. Para PRONACOM, ¿Cuáles son los retos de la Administración Pública para hacer ágiles y efectivos los trámites, tomando en cuenta que un interesado en infraes-tructura eléctrica debe realizar numero-sas gestiones para obtener autorizacio-nes y licencias?

- Lic. Jaime Díaz -PRONACOM. Los trá-mites hay que analizarlos siempre desde el punto de vista del usuario y cuestionar la pertinencia y legali-dad de los trámites. PRONACOM ha avanzado a través de utilizar prin-cipios que se aplican a cualquier proceso.

• Publicidad de los trámites (fal-ta de claridad, dando paso a la discrecionalidad);

• Confianza(elprincipiodelabuenafe);

• Implementación (informaciónon-line);

• Utilizarcopiassimples;• Agrupandopasossimilares.

2. Para el MEM. Requerir el presupuesto del proyecto. ¿Por qué es pertinente solici-tarlo?, y ¿Qué está haciendo el MEM en cuanto a los tiempos que llevan en su análisis y que puede tomar meses en su aprobación?, ¿Qué se puede hacer a fu-turo, si actualmente no se está haciendo, en términos de agilizar los trámites y ser consecuentes con los objetivos de la po-lítica energética?

- Ing. Edwin Rodas –MEM–. Existe acuerdo a lo expuesto por PRONA-COM, y han estado bajo considera-ción del Viceministerio. Las iniciativas son: 1). Pasar del sistema de Memo-riales a Formularios Estandarizados. 2). Eliminar la discrecionalidad del funcionario público.


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Asimismo, se consideran necesarios:

- Procedimiento para archivar documentos;

- Utilizar copias electrónicas en lugar de físicas;

- Crear Bases de Datos;- Modernizar, fortalecer y capacitar al per-

sonal del MEM;- Considerar la Ventanilla Única con AGER,

entre otras;- Implementar la caja receptora de pagos,

y nuevos formularios para Acceso de Bie-nes de Dominio Público;

- Incluir a la asesoría jurídica en la gestión de las solicitudes (para reducir los tiem-pos en la gestión).

3. Para AGER. Desde la óptica privada: ¿Dón-de ven que hay espacios para la agilidad de procesos, de temas puntuales, donde las organizaciones (incluyendo a la CNEE) se pueden hacer cambios?

- Lic. Rudolf Jacobs –AGER–. Se consi-dera que la mayoría de proyectos de generación (por entrar) van a incum-plir principalmente por atrasos en los trámites (proceso complejo). Con cada cambio ministerial se han agre-gado pasos a la gestión de permisos y autorizaciones.

- Se añade a lo anterior: la falta de cer-teza de las consultas comunitarias, preocupación de la oposición social, y factores políticos; los que generan pasos adicionales que atrasan aún más las aprobaciones;

- Las licitaciones, cada muchos años, ocasiona que haya proyectos que li-citen antes de estar en una etapa de madurez de hacerlo (debido a la falta de conocimiento de los trámites);

- Para las instituciones: necesaria mu-chísima coordinación entre ministe-rios y departamentos (e.g. unir física-mente a la DGE con el MEM y fortalecer técnica y presupuestariamente).

4. Para TRECSA. Desde la óptica privada: ¿Dónde ven que hay espacios para la agi-lidad de procesos, de temas puntuales, donde las organizaciones (incluyendo a la CNEE) se pueden hacer cambios?

- Ing. Guillermo Pérez –TRECSA–. En análisis se hará desde dos pun-tos de vista: i) ambiental y, ii) de servidumbres.

- Ambiental: se sabe que las autori-dades hacen sus mejores esfuerzos para cumplir con la normatividad es-tablecida. Lo que hay que hacer son reflexiones: ¿estarán los plazos ali-neados con los proyectos?; ¿qué tan compatibles son los procedimientos y los plazos de los licenciamientos con proyectos de urgencia nacional?;

- Desde el punto de vista Predial: El im-pulso a la Ley de Servidumbres y com-patibilizarlo con los avales municipa-les. Como se señaló, son muchas las variables que intervienen para hacer la construcción de un solo sitio de torre.

Debe haber revisión de los alcances y los plazos, además de un ente en-cargado que centralizará (e.g. “ven-tanilla única”) las aprobaciones, lascompatibilizará de tal manera que sean coherentes con los plazos de ejecución de los proyectos.

5. Pregunta para el MARN. ¿Cómo ve la su-gerencia de agilizar los procesos –aten-diendo a Ventanillas Únicas– y qué tan consecuente se encuentra para que los


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proyectos eléctricos reciban el estatus de Prioridad Nacional?

- Ing. Vinicio Montero del MARN. Pri-mero, el ente rector de ambiente es el MARN, y es necesario presentar por proyecto un EIA o IA, de acuerdo a su dimensión/categoría, no obstante, las licencias para ECUT están en INAB y CONAP: dos procesos diferentes y gestionados por aparte. Segundo, el MARN está en la mejor disposición de mejorar los plazos de gestión; se han creado Guías, TDRs para proyec-tos –se están creando para Proyectos Eléctricos, para dar a conocer cómo tiene que ser remitido un expediente de acuerdo a su categoría.

- El MARN tiene un plazo de 60 días para resolver, pero cuando solicita opinión de otra institución automáti-camente se detiene el tiempo hasta que la institución emita la opinión respectiva (del CONAP y el MEM);

- Alternativa: Dentro de la normativa ambiental, existe la Evaluación Am-biental Estratégica –EAE– (casi no utilizada), que perfectamente encaja para proyectos de gran envergadura (como para el PET). Se puede presen-tar una EAE, que será aprobada por el MARN, y posteriormente se van pre-sentado Evaluaciones Ambientales Iniciales –EAI– (e.g. la construcción de una S/E) que tiene un máximo de horas para ser aprobada. El EAI es un formulario simple, y la EAE garantiza que se cumpla el Plan de Mitigación Ambiental del proyecto.

6. Pregunta TRELEC. ¿Que desafíos se en-frentan y cómo se pueden agilizar los trá-mites desde la óptica de un transportista con participación importante en el país?

- Ing. Eduardo Arita –TRELEC–. Deben de hacerse esfuerzos en coordinar con y entre las diversas instituciones (e.g. el MARN con el IDAEH, CONAP, etc.). La experiencia ha mostrado que los tiempos de gestión de permisos pueden durar incluso años.

- El gobierno tiene un rol importante para lograr que las instituciones se comprometan. Se han de establecer normas de regulación para los plazos y se cumplan (e.g. las gestiones con las municipalidades).

7. Para el MEM. ¿Qué restricciones y limita-ciones enfrentan las instituciones públi-cas para atender esas exigencias de los privados para ser más ágiles?

- Ing. Edwin Rodas –MEM–. A raíz que se emitió el Acuerdo 145-2013, se estableció el Grupo de Apoyo, inme-diatamente integrado por el MEM, CONAP, MARN. Lo que hay que hacer es trabajar coordinadamente, y es precisamente lo que falta.

- Asimismo, falta el apoyo de los in-versionistas, en el sentido de bus-car un mecanismo que facilite las gestiones/trámites (e.g. aportando recursos en colaboración de las insti-tuciones públicas), y la mejora en la comunicación;

- El MEM está generando tarifas por la prestación de algunos servicios, lo que aportará recursos para apoyar la agilización de las gestiones.

8. Para el MARN. ¿Que restricciones y limi-taciones enfrentan las instituciones pú-blicas para atender esas exigencias de los privados para ser más ágiles?


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- Ing. Vinicio Montero –MARN–. Debe existir más y mejor comunicación/coordinación entre las instituciones. Aún así, se debe reconocer la existen-cia de problemas de fondo: a) impli-caciones legales, las instituciones de ambiente y recursos naturales están dispersas en varias dependencias, y se actuará a través de un marco jurí-dico diferente. La dispersión de ins-tituciones se debe considerar y arre-glar de fondo.

9. Para el MARN. Con ese diagnóstico ¿hay propuestas del MARN para tratar de mi-nimizar ese problema?

- Ing. Vinicio Montero –MARN–. Hay propuestas y acciones. En términos generales de proyectos, se creó en el MARN la Ventanilla Ágil para proyec-tos de mínimo impacto (que resuelve en 48 horas). El MARN, puede en algún momento re-categorizar un proyecto y puede agilizar los trámites dentro de lo que le compete. Se ha trabajado en la homologación de IA, no obstante persisten las modificaciones en cada cambio de período gubernamental.

- El MARN actualmente está en un pro-ceso de emitir las Guías, está en la coordinación con otras instituciones relacionadas para agilizar la gestión, y utilizar propuestas de EAE para pro-yectos de gran envergadura;

- Debería estructurarse la homologación de IA a través de un Acuerdo Guberna-tivo o Ley, teniendo un Listado Taxativo de acuerdo a TDRs y guías ambientales.

10. Para PRONACOM. ¿Que restricciones y limitaciones enfrentan las instituciones públicas para atender esas exigencias de los privados para ser más ágiles?

- Lic. Jaime Díaz de PRONACOM. Se ha iniciado un proceso: para poder digi-talizar y analizar los procesos y trámi-tes que tiene el Estado, y tener una agenda de simplificación se muestra un resultado, el portal asisehace.gt. La coordinación con instituciones, re-cursos, aspectos Legales o Temas de Fondo, Coordinación con Sector Pri-vado y Fortalecimiento Técnico son los factores que dificultan el acuerdo entre instituciones.

- El tema de la coordinación como se ha hecho para su mejora, pasa en dos vías: 1) adentro de las instituciones (no se está acostumbrado a trabajar juntos) con coordinación y el hecho de usar espacios compartidos para atraer a los usuarios; 2) fuera de las instituciones.

11. Para TRECSA. ¿Los privados cómo visuali-zan una Ventanilla Única? (reducir plazos y coordinar a través de una sola puerta para el inversionista), ¿cómo pueden ayudar en su implementación?

- Por el Ing. Guillermo Pérez –TRECSA–. Resulta interesante, pero hay que dimensionar quiénes conformarán ésta. Entre las dificultades que en-frentan las instituciones se encuen-tran con que tienen que emitir una aprobación y reciben proyectos de diferente índole (e.g. mineros, hi-droeléctricos, transporte de energía). Con seguridad, son las mismas perso-nas haciendo esfuerzos sobrehuma-nos para dar respuesta eficientemen-te a las gestiones. La Ventanilla Única tiene que dimensionarse de acuerdo con los tipos de proyectos.

- Conformar equipos dimensionados de acuerdo a las necesidades de los


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proyectos eléctricos, realizando una revisión de los requisitos jurídicos que han de ser ajustados a las apro-baciones que tienen que hacer las instituciones.

- Por el Lic. Jacobs –AGER–. “Los pro-yectos no avanzan si alguien no se responsabiliza de ellos”, por lo quese le reconoce a PRONACOM el lide-razgo de esta iniciativa. Es posible avanzar, y sencillamente requiere voluntad. AGER ha ofrecido al MEM (como posible líder de la ventanilla) recursos para agilizar y centralizar operaciones.

- Conformar equipos competentes y utilizar un período de 3-6 meses para conseguir resultados, utilizando he-rramientas tecnológicas –vía virtual/web– que revele el manejo de la do-cumentación y la trazabilidad de la situación/trámite. Se ofrece el apoyo del sector privado, ya que el sistema actual demanda muchos recursos y tiempo.

- Por el Ing. Eduardo Arita –TRELEC–. Se coincide con las opiniones de la Venta-nilla Única. Se recomienda no olvidar que es un proceso que tiene actividades, y que cada una pertenece a diferentes instituciones. Cómo un proceso como tal se puede medir, mejorar. La ventani-lla es una opción para avanzar y se está dispuesto a colaborar para agilizar los proyectos.

- Para la agilidad de los procesos, con-siderar la firma electrónica.


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Preguntas de los participantes del Taller al Panel de Expertos

Para el MEM

Pregunta Respuesta

¿Qué actividades están realizando para apoyar la socialización de pro-yectos hidroeléctricos?

El MEM ha reactivado al Viceministerio de Desarrollo Sostenible, sin embar-go el tema es tan grande que no debe ser abordado por una institución. Las características del abordaje se están analizando, principalmente en lo estratégico.

¿Existe un plan que las instituciones de gobierno proporcionen a la po-blación rural información real con respecto a los proyectos de genera-ción de energía?

Si, a través del Viceministerio de Desarrollo Sostenible.

Si la puesta en marcha de una cen-tral se retrasa por dificultades de índole social ¿se puede justificar como causa de fuerza mayor?

Sí, el Contrato de Autorización Definitiva contempla en la Cláusula X debe estar plenamente justificado. Para aplicarse una causa mayor debe entre-garse debidamente demostrado, porque muchas veces los problemas so-ciales se producen como consecuencia de un abordaje no debidamente diligenciado.

Para AGER

¿Debiera de fortalecer a sus agre-miados como un todo, ya que el PER está fortalecido con las institu-ciones con declaraciones de urgen-cia nacional por su naturaleza, pero los proyectos aislados no están in-tegrados a esos beneficios, o para qué una entidad se agremia?

La constitución manda al Estado aprovechar los recursos renovables con fi-nes energéticos. La administración debe facilitar y promover ésta;

Se agremia para hacer todo lo que individualmente cuesta hacer. Se ven atendiendo las necesidades sectoriales;

AGER ha llevado una encuesta en el área rural a los proyectos de energía. La oposición es de un pequeño grupo. Se debe hablar ahora de lo normal, el progreso requiere cierto conflicto. No sobre-reaccionar con una sobre-regu-lación en un proyecto de energía;

AGER trata de entender la percepción del país para realizar un plan de comu-nicación: a) que son las energías renovables; b) la etapa exitosa de la opera-ción del proyecto.

Para el MARN

Del EAE, si tiene un abordaje pobre al tema de participación pública (lo que más se ataca actualmente), ¿será ésta la más ideal?

Todos los Instrumentos de gestión ambiental tienen una fase pública en la que se pueden hacer observaciones. Los proyectos eléctricos están catego-rizados desde B2 a tipo A (generadores y transportista);

La EAE está arriba de los anteriores niveles. Se aplica para proyectos de gran envergadura. Definitivamente, debe haber una guía para eso.

la EAE para otros casos resultó ideal, ya que no pasa por territorios como la LT, sino utiliza recursos naturales como el espectro radioeléctrico ¿es conveniente para energía?

La EAE facilitará el trabajo al MARN para proyectos de gran envergadura:

Fin de cumplimiento ambiental;

Fin de facilitación y agilización de todas las acciones o subproyectos que van a contemplarse en el proyecto de gran envergadura;

Será el MARN partícipe de la iniciativa de PRONACOM

¿Cuándo podrían estar terminadas las guías ambientales y si se les to-mará en cuenta (agentes actuales y futuros)?

En un plazo de 2 meses se harán talleres de socialización de las Guías.


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Para el MEM

Pregunta Respuesta

Para la CNEE

¿Cuál es el rol de las multilaterales (papel como asesor y financista en el sector de energía, renovables, in-tegración Centroamérica y AP)?

La banca multilateral siempre ha sido aliada del país. Asimismo, con el apoyo al sector privado;

Los bancos multilaterales, en su rol, les compete justamente apoyar a que las agendas de los países avancen. El gran beneficio sucede cuando los países tienen claro qué quieren hacer, y los bancos apoyan esos objetivos;

Guatemala, desde los 90s dejó claro hacia dónde quería ir, por lo que los multilaterales se unieron de una manera exitosa y se conformaron como aliados para esta reforma (e. g. en la formulación de la LGE, en la cual orga-nismos como el BID, BM, AID fueron parte medular de ésta, en lograr que la reforma se concretara);

Como financistas, son los bancos naturales. Es importante decir, que ingre-san acompañados de la banca nacional –con un actualizado dinamismo–. La complejidad del sector energético ha requerido que la banca nacional se forme/informe de los riesgos para financiar estos proyectos.

CONCLUSIÓN: la banca multilateral ha jugado un papel importante como asesores y acompañantes de agendas de gobierno, de darle continuidad a las agendas empujadas por el sector privado.

En renovables e integración el BID fue el financista del SIEPAC (la infraestruc-tura más importante de la región), el MER, la operación del MER, etc.;

En renovables, con proyectos de AID, cuyo desafío es el cómo proveer acom-pañamiento para que el MER sea un éxito, aprovechando las energías re-novables, sus desafíos (con renovables intermitentes o no convencionales);

En AP, entre los desafíos más importantes se encuentra lo relativo a reducir la discrecionalidad de la gestión municipal. Desde el 2010, la CNEE ha lide-rado un Plan Integral de Eficiencia Energética (con todos los componentes necesarios para que el país avance y consiga ahorros a nivel nacional). La iniciativa de ley se encuentra esperando la aprobación Legislativa, y los mul-tilaterales tienen oportunidad para financiar las sustituciones tecnológicas.

Socialización –reto importante con carencia de liderazgo actualmente– ¿cómo puede la CNEE apoyar a que alguna institución asuma la coordi-nación de esta variable crítica?

Es un tema, que por su naturaleza, el liderazgo corresponde al MEM. Razón por la cual, en el 2007, se conformó el Viceministerio de Desarrollo Sosteni-ble, y ya existe coordinación;

Sin embargo, es responsabilidad de todos. Destinando muchos recursos a estrategias de comunicación masiva. La CNEE recientemente presentó su estrategia de comunicación;

El tema de prevención, que es el que se está tratando actualmente con he-rramientas de comunicación, y cuyos impactos no se observarán en el corto plazo.


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Conclusiones DEL PAnEL

1. Reconocer al tema social actualmente como el principal riesgo. Se le debe aten-der de manera coordinada. Obviamente, el desafío al riesgo social es diferente dependiendo de las dimensiones del proyecto.

2. Planificar resulta necesario ante los desa-fíos en la gestión ambiental, predial, ges-tión técnica misma del proyecto.

3. Avanzar en la gestión de trámites por sis-temas –que avancen su gestión dentro de las instituciones de manera imperso-nal–. Facilitar la trazabilidad que revele el avance en el proceso.

4. Al alcanzar la sistematización de la ges-tión de trámites, se conseguirá ser efec-tivos en las instituciones, atender con prontitud y que se concreten en las fe-chas que se han establecido. Asimismo, cargar en los desarrolladores los riesgos que les competen en sus proyectos.

5. Planificar con anticipación. Se lleva la su-gerencia, para las instituciones, de una planeación con mayor anticipación (para que los interesados dispongan de perío-dos mayores para planificar sus proyec-tos también).

6. Convertir, la excelente comunicación en-tre instituciones involucradas en una que mejora y agiliza la gestión de los trámites de tal manera que facilite la ejecución de los proyectos de electricidad.


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Anexosa. Agenda del Taller

HOTEL INTERCONTINENTAL, SALON ROBLE II MIÉRCOLES 24 DE JULIO DE 2013

TALLER LECCIONES APRENDIDAS LICITACIONES PEG y PET

8:00 Registro Participantes

8:30 Palabras Bienvenida y Objetivos del Taller Licenciada Carmen Urízar CNEE

8:45 Palabras Inaugurales importancia del PET y PEG Ingeniero Edwin Rodas Viceministro MEM

9:00 Presentación TRECSA Lecciones Aprendidas y Avances del PET -1-2009 Ing. Guillermo Pérez TRECSA

9.30 Presentación ENEL, Experiencia y Lecciones aprendidas en Proyectos de Generación

Ing. Renato Patzán ENEL

10:00 Coffe Break

10:30 Autorizaciones de Bienes Uso de Dominio Público e Incen-tivos de Ley a Proyectos Energías Renovables

Ing. Fabio Gudiel MEM

11:00 Estudios de Impacto Ambiental EIA e Instrumentos Ambientales

Arq. Diego López MARN

11:30 Presentación AGER Experiencia y Lecciones aprendidas en Proyectos de Generación

Ing. Juan Carlos Méndez AGER

12:00 Estudios de Acceso NEAST y GDR´s Ing. Oscar Arriaga CNEE

12:30 Requisitos de ingreso al AMM Ing. Yuri Urbina AMM

13:00 Almuerzo

14:00 Estudios de Cambio del Uso de la Tierra INAB Lic. Saúl Cifuentes INAB

14:30 Procedimiento de Acceso a la Red de Transmisión Regio-nal RTR

Ing. José Roberto Linares CRIE

15:00Panel de Expertos “Acciones de las instituciones de go-bierno para facilitar y promover el desarrollo de la infraes-tructuraeléctrica”

Moderadora: Licda. Carmen Urízar CNEE

MEM AGERPRONACOMTRELECMARNTRECSA

16:00 Resultados y Conclusiones Finales CNEE


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b. Invitación de participación

c. Entidades participantes

Ministerio de Energia y Minas Ministerio de Ambiente y Recursos Naturales

La Comisión Nacional de Energía Eléctrica Se complace en invitarle al

Taller de Lecciones Aprendidas Licitaciones

PET y PEG

A realizarse el miércoles 24 de julio de 2013 de 8:30 a 16:30 horas

Hotel Real Intercontinental, Salón Roble I

Invitación personal e intransferible RSVP : [email protected] Confirmar asistencia antes del 24 de julio de 2013

con la participación de


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d. Participantes

nombre organización

Gabriela Roca 4 Abogados

José Sarmiento AEI Energy

Anayté Guardado AGER

Rudolph Jacobs AGER

Juan Carlos Méndez AGER

Pablo García Salas AGER

Rodolfo Díaz-Bonatti AGER

Hugo Leonel Orellana Martínez Agroforestal El Cedro, S.A.

Pablo Felipe Arimany Schaeffer Aguilar, Arimany y Asociados

Yuri Urbina AMM

Horacio Fernández ANG

Rodolfo Schildknecht Arrendamientos Industriales, S.A.

Rodolfo MacDonald Asociación de Congeneradores

Alejandro Funes Cerro de Hula

Luis Ortiz COENCA

Marco Tax CONAP

Gustavo González CONAP

Jaime Freire Bernat Coralito, S.A.

José Linares CRIE

Julio Cesar Solares Peñate DGE

Héctor Cristian Ponciano Mancilla DGE

Axel Bautista Dirección General de Energía

Arlyn Escobar de Sandoval Dirección General de Energía

Carlos Fernando Rodas EEGSA

Jorge Alonzo EEGSA

Guillermo Puente EIME-USAC

Renardo Francisco Ovalle Vides El Sarral, S.A.

Renato Patzán ENEL

Claudia Carolina García Carrera Energía Limpia de Guatemala, S.A. / Xacba

Dimas Carranza Energuate


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nombre organización

Pablo E. García Salas Fuerza Hídrica

Sergio Moller Fuerza Hídrica

Marta Rivera FUNDACIÓN SOLAR

Luis Ernesto Batres González Generadora Nacional, S.A.

Sebastián García-Prendes GREENERGYZE

Luis Pedro López Recinos Grupo Generador de Oriente, S.A.

Julio Velásquez Hidroeléctrica 3 Ríos

Carlos Pérez-Albert Hidroeléctrica El Cobano

Edgar Alfonso Penagos Castillo Hidroeléctrica San Luis, S.A.

Erwin Sanabria Hidroeléctrica Tres Ríos, S.A.

Mario Saúl Cifuentes Hernández INAB

Edgar Rodríguez INAB

Edwin Castro Ingenio Magdalena

Raúl Lopez Inversiones Agrícolas Diversificadas, S.A.

Federico Areano Barillas Inversiones Agrícolas Diversificadas, S.A.

Heber Otoniel González Inversiones Pasabien, S.A.

Diego López MARN

Fabio Gudiel MEM

Edwin Rodas MEM / CRIE

David Carías Salazar OCRET

Luis Arriaza PAH Guatemala

Edward Morales PRONACOM

Jaime Díaz PRONACOM

Marlon Toledo Proyectos Sostenibles de Guatemala, S.A.

Ana Lucía Rueda Proyectos Sostenibles de Guatemala, S.A.

Deborah Ley TETRA TECH

Ignacio Rodríguez TETRA TECH / Contratista USAID

Enrique Ayobi TRECSA

Orlando Altamirano USAID / Iniciativa Regional de Energía Limpia

María Eugenia Aycinena Viento Blanco, S.A.

José Ricardo Chacón Menéndez Xolhuitz Providencia, S.A.

Esta publicación fue impresa en los talleres gráficos de Serviprensa, S. A. (PBX: 2245-8888) en el mes de febero de 2014. La edición consta de 150 ejemplares en papel bond 80 gramos.

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