La PEG-5 sigue sin claridad

¡Buenos días!

Dudas y plazos ajustados. La falta de coordinación y reglas claras en la PEG-5 amenazan con ahuyentar a inversionistas interesados, así como comprometer la licitación de generación más grande en la historia energética del país.

Brecha energética. La infraestructura de transmisión eléctrica se ha quedado corta frente al ritmo de crecimiento del país, advierte Enrique Crespo, CEO de CMI Capital. Esto compromete la capacidad de cubrir la demanda eléctrica futura.

Cierre polémico. El MEM recibió los activos de Perenco tras el vencimiento del contrato 2-85. El traspaso incluye infraestructura petrolera, oleoducto y bienes comunitarios… Todo en medio de cuestionamientos legales y dudas sobre la viabilidad del proceso.

¡Hasta el próximo mes!

Cuatro meses después del anuncio oficial de la licitación PEG-5, el ambiente en el sector energético guatemalteco sigue marcado por la incertidumbre.

Qué destacar. La reunión del 8 de agosto, convocada por la Junta de Licitación, atrajo una asistencia inesperadamente alta, pero dejó a los participantes con más dudas que respuestas.

• Aunque se esperaba que se presentaran avances concretos, los asistentes salieron preocupados por la falta de claridad en los términos y el rumbo del proceso.

• La PEG-5 busca asegurar el abastecimiento eléctrico con 1400 MW por un periodo de 15 años, con contratos que iniciarían entre 2030 y 2033.

• A diferencia de la exitosa PEG-4 —se adjudicaron 235 MW y hubo ofertas por más de 1500 MW—, en esta nueva licitación el interés del Gobierno es mayor por los proyectos de generación a base de gas natural.

Punto de fricción. Uno de los temas en la reunión fue el mecanismo de ofertas virtuales. Estas funcionan como un precio máximo que la distribuidora está dispuesta a pagar, pero este precio no se revela hasta el final de las rondas.

• Esto genera incertidumbre entre los oferentes, quienes no saben si están compitiendo contra otras ofertas reales o contra una virtual que podría ser mucho más baja que una propuesta bien fundamentada.

• La duda sobre si habrá una o dos ofertas virtuales por bloque fue respondida ambiguamente: se entendió que solo habrá una, lo que complica aún más la estrategia de los inversionistas.

• A esto se suma el corto plazo para preparar ofertas. Si las bases definitivas se presentan en septiembre, los interesados tendrían apenas dos meses y medio para estructurar propuestas antes del 21 de noviembre.

En el radar. Para proyectos complejos como los que implican traer gas, este tiempo es insuficiente. Aún nadie ha solicitado formalmente una ampliación del plazo, lo que podría ser clave para mejorar la calidad de las ofertas.

• Otro punto crítico es la falta de articulación entre la PEG-5 y la licitación de transmisión PET-3.

• Aunque ambas forman parte del mismo plan de expansión, los proyectos propuestos en la PET-3 no están alineados con las necesidades de infraestructura que requiere la PEG-5.

• Esto ha generado preocupación entre los actores del sector, quienes consideran que los grandes proyectos de interés fueron absorbidos por el INDE y no salieron a licitación.

Detrás de escena. Uno de los pocos cambios que se prometieron con cierta certeza es la inclusión de pequeñas hidroeléctricas en la licitación.

• En las bases originales, habían sido excluidas por no contar con embalse, lo que dejaba fuera a una parte significativa del parque hidroeléctrico nacional.

• Se estima que en Guatemala existen alrededor de 90 hidroeléctricas, y menos de la mitad tienen embalse.

• La corrección de este punto permitiría que muchas generadoras pequeñas puedan competir en igualdad de condiciones.

Sí, pero. Más allá de los aspectos técnicos, también persiste el temor de que el proceso enfrente acciones legales por aparentes irregularidades.

• Este riesgo podría generar nuevos contratiempos en un sector que necesita con urgencia reglas claras, fortalecimiento institucional y certeza jurídica para atraer inversiones.

• La PEG-5 representa una oportunidad histórica para modernizar la matriz energética del país, atraer capitales y garantizar el suministro eléctrico en las próximas décadas.

• Pero para que esto ocurra, es indispensable que las autoridades articulen eficazmente todos los componentes del proceso: generación, transmisión, regulación y permisos.

Balance. El sector energético se encuentra en una encrucijada. Si la licitación no se maneja con visión estratégica, el país corre el riesgo de perder inversiones clave y enfrentar un déficit energético en los próximos años.

• La expectativa ahora está puesta en septiembre, cuando se espera que se presenten los cambios definitivos en las bases.

• Solo entonces se sabrá si Guatemala está lista para dar el salto hacia una matriz energética más moderna, sostenible y confiable.

• En la PEG-4 se recibieron más de 51 ofertas. En contraste, en la PEG-5 solo 16 han comprado las bases. Esta diferencia refleja el clima de incertidumbre y la falta de condiciones claras que han enfriado el interés del mercado.

Por: María José Aresti y Luis González

El rezago en infraestructura de transmisión limita el desarrollo energético. Este debe resolverse con inversiones estratégicas que acompañen el crecimiento de la demanda, asegura Enrique Crespo.

En entrevista con República, el CEO de CMI Capital, resalta que la certeza jurídica es igualmente clave para atraer capital al sector, pues sin reglas claras y estabilidad, proyectos de largo plazo pierden viabilidad y competitividad.

¿Por qué es clave que el país no dependa de una sola fuente de generación?

— Independientemente, si hablamos de Guatemala u otro país, la matriz energética tiene que estar adecuadamente diversificada en diversas fuentes de energía. Los riesgos derivados de estar concentrados en una sola fuente de energía son muy altos. Sobre todo en países que no son necesariamente productores de combustibles fósiles.

Si tenemos una matriz muy concentrada en fuentes térmicas, dependemos de las volatilidades internacionales de los precios de esos commodities. Si solo estamos sujetos de fuentes renovables, dependemos de cada estacionalidad. Se necesita una matriz capaz de cubrir los valles y potenciar los picos estacionales para mitigar los riesgos de una demanda creciente.

Este aumento es una buena noticia porque refleja el crecimiento económico. Pero debemos responder a esa demanda con una oferta diversificada.

¿Cuáles serían los principales riesgos de no diversificar la matriz energética?

— Uno de los principales es el riesgo de precios. Cuando las matrices dependen de costos sujetos a la volatilidad de commodities mundiales, como el petróleo y sus derivados, el consumidor sufre con picos de precios altos.

Si la matriz se concentra únicamente en renovables, también enfrentamos riesgos: años con bajos recursos hídricos o eólicos pueden derivarse en racionamientos. La energía más cara es la que no hay. Estos riesgos en ambos extremos refuerzan la importancia de diversificar adecuadamente.

¿Dónde están las principales oportunidades de crecimiento energético en Guatemala?

— Depende de la tecnología, pero en renovables vemos que la fotovoltaica solar es claramente la del futuro. La inversión global en eficiencia de paneles solares ha reducido costos y aumentado la capacidad de generación en menos espacio.

Hace ocho años, la solar no competía con otras fuentes renovables y hoy lo hace en muy buenas condiciones. Si proyectamos esta tendencia, podemos concluir que será la más eficiente gracias a paneles más baratos, sistemas de almacenamiento más eficientes y abundancia de sol en la región.

En Guatemala hay zonas con alta irradiación y mucho potencial solar. Además, los proyectos solares tienen tiempos de ejecución más cortos, menos conflictividad, mayor aceptación comunitaria y menores costos logísticos que otras tecnologías.

¿Qué barreras estructurales considera que siguen limitando el desarrollo de la matriz energética?

— Transporte. Aunque ha habido inversión relevante y con bastante constancia a lo largo del tiempo. En los últimos 25 años ha destacado la comercialización y distribución. Pero poner al día la infraestructura de transporte de energía en el país es una asignatura pendiente.

¿Ese rezago podría medirse?

— Tenemos una brecha de tiempo en la cual, como país, debimos haber invertido en transporte y no ha sido suficiente. Esa parte de la cadena de valor hay que ponerla al día de manera más acelerada que el resto.

Esto no quiere decir que en generación no debemos seguir invirtiendo. La dinámica del sector energía siempre debe tener en cuenta el ritmo de crecimiento de la demanda.

El país sigue creciendo económicamente, y el poder adquisitivo del guatemalteco promedio ha ido en aumento. Afortunadamente, la industria sigue creciendo y eso ejerce presión sobre la demanda. La visión en términos de creación de oferta que acompañe esa demanda no ha tenido el mismo ritmo que el crecimiento de la misma.

El reto es poner al día toda la oferta de la cadena de valor energética para que acompañe a la demanda con suficiente tracción.

¿A quién atribuye la falta de interés en la licitación PET-3 por parte de inversionistas?

— Hay retos muy grandes. En transporte, debemos ser capaces como país de atraer estratégicamente inversiones relevantes. La respuesta tiene varias dimensiones.

Hay retos en materia de competitividad. No es fácil en nuestro país, especialmente en el interior, acometer inversiones cruciales en transporte cuando hay conflictividad en esas zonas.

¿Ese sería el principal factor que desalienta la inversión?

— Es uno de los importantes. Otro es la certeza jurídica. El inversionista necesita saber que sus proyectos, especialmente de este tipo, son de largo plazo, cuantiosos y con retorno diferido.

En un ambiente con poca certeza jurídica a largo plazo y conflictividad social, la combinación resulta poco atractiva para inversionistas en esta parte de la cadena de valor. Aquí el Estado tiene un papel importantísimo.

¿En qué consiste ese papel clave que debe jugar el Estado?

— Recordemos que el ente rector del sector eléctrico es el Estado, a través del Ministerio de Energía y Minas y la Comisión Nacional de Energía Eléctrica. El Estado debe mandar señales positivas de confianza y certeza jurídica, y demostrar que entiende la conflictividad y apoyará a mitigar esos riesgos.

¿Cómo ha cumplido el Estado ese papel en los últimos 25 años?

— De manera intermitente. Ha habido periodos con señales positivas que atrajeron inversión privada, y otros con señales mixtas y confusas que derivaron en conflictos, invasiones de tierras y falta de certeza jurídica. No existe consistencia.

Esto debe ser una política de Estado, independiente de quién ocupe temporalmente los cargos de poder. El sector eléctrico necesita estabilidad.

¿La falta de reglamentación del Convenio 169 es un factor crítico para el sector?

— Fundamental. En cualquier inversión de largo plazo, como en el sector eléctrico, el inversionista evita la incertidumbre. Aunque Guatemala ha ratificado el Convenio 169, falta su reglamentación por parte del Ejecutivo.

Mientras no exista ese reglamento, todo queda a merced de interpretaciones subjetivas de autoridades locales o nacionales sobre qué se puede o no hacer. A mayor certeza, mayor confianza para invertir. Reglamentar el Convenio 169 es una tarea urgente.

Con este contexto, ¿qué tan atractivo sigue siendo el sector energético para invertir?

— Es muy atractivo. Aunque hay tareas pendientes y retos por atender, el sector eléctrico de Guatemala es un caso de referencia positivo a nivel latinoamericano, no solo centroamericano.

Tenemos un marco jurídico estable que ha atraído inversiones relevantes. En los últimos 25 años, la electrificación del país ha crecido de forma transformadora, aunque aún hay zonas pendientes de cobertura.

Contamos con instituciones reguladoras técnicas y no políticas. Es una fortaleza que debemos preservar. Hay participación pública y privada en toda la cadena de valor y, en los últimos años, se ha logrado que los diferentes eslabones trabajen juntos en temas estratégicos.

Es un sector estratégico para el país, con grandes oportunidades de inversión hacia delante, que deben abordarse con responsabilidad. Su atractivo es alto y debemos seguir invirtiendo como país.

¿Participarán en la subasta PEG-5?

— Sí.

¿Cuál es el rol del usuario final en esta nueva etapa energética?

— El usuario final es a quien nos debemos. Desde la persona que quiere llegar a casa y encender la luz, hasta la empresa que necesita energía confiable y a precios competitivos.

El usuario demandará costos competitivos y confiabilidad, por lo que todos los actores de la cadena de valor debemos coordinarnos para responderle. Si no lo escuchamos, se puede generar descontento social.

La energía eléctrica es esencial para el desarrollo, aunque muchas veces solo la valoramos cuando falta. Por eso siempre buscamos inversiones rentables que al mismo tiempo generen precios competitivos para el consumidor.

Puede leer la entrevista completa en este enlace.

Fotos: Diego Cabrera / República

El 12 de agosto, con el vencimiento del contrato 2-85, el MEM recibió los activos de la petrolera Perenco en el polígono de Xan (Petén). Estas incluyen infraestructura de explotación, mini refinería La Libertad, oleoducto y bienes complementarios (pista de aterrizaje, centro de salud y ferry sobre el río San Pedro).

El valor de los activos entregados rondaría los USD 2000, según estimaciones no oficiales. Todos los bienes quedaron bajo resguardo de la PNC y el Ejército de Guatemala, que mantendrán operaciones en el área.

El cierre ocurre en medio de cuestionamientos legales. Los documentos técnicos advierten que el campo Xan alberga cerca de 10 millones de barriles en reservas probadas. Su clausura podría contravenir el artículo 125 de la Constitución, que declara de utilidad y necesidad pública la explotación racional de hidrocarburos.

También se señala que la Ley de Hidrocarburos no contempla la figura de “cierre y desmantelamiento” y que la Ley de Áreas Protegidas limita estas actividades en zonas núcleo.

Sin experiencia

En el plano ambiental, el viceministro de Ambiente, José Rodrigo Rodas, sostuvo que “no se tiene experiencia en cierres anteriores de este tamaño”. No obstante, agregó que el MARN cuenta con capacidad técnica en “recuperación de ecosistemas forestales, saneamiento de ecosistemas hídricos, recuperación de suelo y biodiversidad”. Además, habrá acompañamiento técnico del MEM.

Sobre los riesgos del proceso, advirtió que “podrían haber derrames de petróleo que contaminen el suelo o las fuentes de agua subterráneas” durante el desmantelamiento, por lo que el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) deberá contemplar medidas de mitigación específicas.

Recordó que este instrumento corresponde a la empresa que ejecute el cierre y que el papel de la cartera será “ver que se cumpla con ese estudio”.

Dudas

En cuanto al diagnóstico del área, Rodas señaló que de las 8200 hectáreas de bosque, registradas en 1986, “para el año 2024 encontramos 1784 hectáreas”. Lo que representa más de 6000 hectáreas deforestadas y reemplazadas por ganadería y agricultura.

Añadió que esta pérdida “no está vinculada directamente a la operación petrolera, sino a la usurpación de tierras” y a la presión social sobre los recursos naturales. “Algunas comunidades podrían quedarse, pero bajo un esquema de sistemas agroforestales y recuperación gradual del área”, puntualizó.

Con todo, persisten dudas sobre la viabilidad y los costos reales de este proceso. La falta de antecedentes en cierres petroleros de esta magnitud, el valor estimado no confirmado de los activos y las reservas aún existentes en el campo Xan plantean interrogantes sobre si esta transición garantizará la protección ambiental sin comprometer el patrimonio energético del país.

Con información de: Luis E. González