“El mercado de energía centroamericano se ha movido relativamente poco localmente, siendo Guatemala el único país que ha estado tramitando concursos para la compra de energía”, introduce Pizarro.

Y detalla el panorama del sector en la región:

  • Guatemala, el 6 de febrero pasado, la Empresa Eléctrica de Guatemala S.A. (EEGSA) anunció la primea de una serie de procesos licitatorios que se extenderán hasta el año 2024. Esta primera ya fue adjudicada al Instituto Nacional de Electrificación (INDE) por 63 MW de potencia  con un precio de US$8,81 kW.  Se prevé un concurso más para el suministro de energía por un plazo de cuatro años el cual estaría convocándose para el segundo semestre de 2020. Posteriormente se estaría licitando un contrato a más largo plazo (15 años) previsto para iniciar en el 2024 con la particularidad que EEGSA solicitaría que fueran plantas nuevas en pos de una generación más eficiente.

Se reporta además la presentación de siete estudios de impacto ambiental para una inversión aproximada de US$40,000,000.

  • El Salvador: el 12 de mayo de 2018, mediante proceso de subasta, seleccionó un total de 28 MW de proyectos solares y de biogás. Específicamente, el concurso se dirigió exclusivamente a la generación distribuida renovable: solar fotovoltaica y con biodigestor a partir de residuos orgánicos.   Las empresas adjudicatarias suscribirían PPAs por un período de 15 años y el inicio de suministro será exigible 12 meses contados a partir de la firma del contrato para las plantas fotovoltaicas.

También se puede indicar que se están preparando, al menos seis estudios de impacto ambiental para proyectos de generación pudiendo destacarse el Parque Solar La Independencia de 13 MWp

  • Nicaragua, por medio de la Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica (ENATREL) el 31 de mayo pasado informaron que se estará realizando la apertura de un nuevo proceso licitatorio por un monto aproximado de US$26,000,00 sin embargo es para mano de obra dentro del marco del proceso de electrificación.
  • Honduras: en su caso no hay licitaciones pendientes de adjudicar, sin embargo, según anunció en abril de 2019, la administración del Presidente Juan Orlando Hernández anunció un proceso de renegociación con las empresas generadoras de energía debido a que se considera que las tarifas pactadas originalmente, concebidas como un incentivo para hacer atractiva a Honduras para la inversión en energías renovables dados los altos precios del petróleo, se volvieron demasiado onerosas.

Existe, sin embargo, una polémica importante en vista que las empresas de generación privada reclaman el pago de alrededor de cuatro meses de energía generada.

  • Costa Rica. Se distingue de los demás países centroamericanos por cuanto es el único que funciona, primordialmente bajo un modelo monopólico en donde el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) y su subsidiaria, la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL), es el encargado de la producción de energía en todas sus etapas. Existe alguna participación privada: cooperativas de electrificación rural (5) que por ley especial pueden generar y comercializar energía eléctrica en sus circunscripciones territoriales, junto con dos empresas de propiedad municipal, y alrededor de 25 empresas de generación privada que solo pueden venderle su energía al ICE.

Actualmente el ICE no está tramitando ningún proceso licitatorio para la compra de energía y más bien está en proceso de determinar cuáles contratos de energía renueva y cuáles no.  A menos que exista una reforma en la normativa, la generación privada dependerá de que el ICE decida adquirir energía o potencia lo cual se prevé no sino hasta el 2024 en vista que existe más de un 100% de capacidad sobreinstalada.

El único proyecto privado nuevo que está en su fase de desarrollo y construcción es el proyecto fotovoltaico de 5MW de Valle Escondido de las empresas Natural Partners y Refeel que se espera entre en operación para el 2020 para la venta de energía al ICE.

El ICE por su parte acaba de concluir la construcción y puesta en operación del Proyecto Geotérmico Pailas II.

No obstante el mercado está cerrado para proyectos nuevos, se reporta la tramitación de estudios de impacto ambiental para 10 proyectos y la venta de tres plantas hidroeléctricas de una capacidad combinada de alrededor de 9 MW.

  • Panamá. Al igual que sus vecinos, no existen por el momento, procesos licitatorios para la compra de energía. Panamá está viviendo también una coyuntura interesante en vista que no se están construyendo plantas nuevas porque el gobierno considera que existe una sobrecontratación, sin embargo, otros sectores afirman que el riesgo está en que, aquellas plantas que están sin contrato podrían empezar a retirarse pronto del país generando a corto plazo una crisis importante en donde la demanda supere la oferta.

En materia de infraestructura Panamá licita la construcción de la Línea de Transmisión de 230 Kv Sabanitas – Panamá III, y subestaciones asociadas que comprende suministro montaje y obras relacionadas en la construcción de líneas de transmisión, y subestaciones.

Juan Carlos Pizarro, Socio del estudio A Legal Group

¿Cómo van evolucionando los marcos regulatorios?

Durante décadas, los estados Centroamericanos basaron su sector eléctrico en un modelo monopólico; consecuentemente las tarifas no eran fijadas con criterios técnicos, sino más bien con criterios de oportunidad o presión político afectando por supuesto la inversión para atender la demanda. Salvo Costa Rica, los apagones y el racionamiento eran la constante.  Es en esta época donde grandes proyectos hidroeléctricos ven la luz: Chixoy en Guatemala, El Cajón en Honduras, Arenal en Costa Rica o La Fortuna en Panamá.

Nuevamente exceptuando Costa Rica, la migración de un modelo monopólico hacia uno más abierto comienza a darse a mediados de los noventas. Así:

  • 1990. Costa Rica aprueba la Ley 7200: Ley que autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela. No abre el monopolio del ICE pero permite que empresas privadas puedan, a través de proyectos de no más de 20MW (modalidad BOO) y 50MW (modalidad) BOT puedan generar y vender energía al ICE.
  • 1994. Honduras aprueba la Ley Marco del Subsector Eléctrico por cuyo medio se tuvo la intención de incentivar la generación eléctrica a partir de fuentes renovables, logrando diversificar la matriz. Posteriormente, en el 2013, la ley General de la Industria Eléctrica deroga la Ley Marco del Subsector Eléctrico permitiendo una mayor participación de la iniciativa privada.
  • 1995. Mediante la Ley 6 se permite la participación privada en la generación de energía pero parcialmente. Su mercado es de oferta y demanda en donde existen tres opciones: a) concursos públicos de contratos de compraventa de energía y potencia; b) venta de energía a grandes consumidores o c) el mercado ocasional en donde las distribuidoras deben contratar la cobertura del 100% de la demanda de sus clientes regulados mediante actos públicos.
  • 1996. Guatemala. Aprueba la Ley General de Electricidad mediante la cual transforma su mercado eléctrico, pasando de un monopolio estatal a un mercado regulado y mayorista (mercado libre) compuesto por agentes y grandes usuarios. En él, se dan transacciones comerciales de compra y venta de energía y de potencia . Las ventas se pueden dar en tres tipos de mercado: a) mercado de oportunidad o spot, en donde se transan excedentes de energía; b) mercado a término entre grandes usuarios pactados libremente  y c) Mercado de transacciones de desvíos de potencia diarios y mensuales .
  • 1996: El Salvador: En este año también se aprueba la Ley General de Electricidad que fue el primer paso para  migrar de un modelo monopólico a un modelo de mercado más abierto.   El siguiente paso fue la venta de plantas de generación térmica.  Hoy El Salvador cuenta  con un mercado spot  en un 30% de la energía generada cuya tarifa lo define la unidad marginal en cada hora. El restante 70% se transa en un mercado de contratos cuya tarifa varía mensualmente mediante procesos de licitación de libre concurrencia .
  • 1998: Nicaragua: El proceso de reforma se consolida con la aprobación de la Ley de la Industria Eléctrica y la Ley Orgánica del INE (Instituto Nicaragüense de Energía). Hoy, el mercado eléctrico de Nicaragua se caracteriza por una fuerte presencia del sector privado en las etapas de generación y distribución dejándose para el Estado la etapa de transmisión. Al igual que sus vecinos, del norte, Nicaragua también tiene un mercado de contrato, de ocasión y compras mayoristas.
  • 2003: Costa Rica promulga la Ley e Participación de las Cooperativas de Electrificación Rural y de las Empresas de Servicios Públicos Municipales en el Desarrollo Nacional. Dichas cooperativas y empresas municipales (2) cuentan con una concesión de ley para generar y comercializar energía en territorios reducidos sin necesidad de la intervención del ICE; cada vez más han ido realizando proyectos propios para no depender tanto de la compra de energía al ICE.

El panorama de los mercados nacionales de energía de los países centroamericanos ha revelado que, en aquellos en donde hay una presencia privada fuerte, conjugándose con leyes claras que promueven la competencia y la transparencia, han logrado atraer mayor inversión extranjera (Guatemala, El Salvador y Panamá). Es de esperar que Guatemala, El Salvador y Panamá aprovechen más la apertura siendo polos de atracción de inversión extranjera directa dado el dinamismo de sus mercados, particularmente Guatemala que es el mayor exportador de energía de la región.

El caso de Costa Rica  

Costa Rica se ha distinguido porque desde que inició la generación de energía, allá por el año de 1884, su matriz eléctrica ha estado basada casi exclusivamente en energías renovables. Durante casi todo el siglo XX, el ICE, de propiedad estatal, fue el encargado de proveer al país con energía eléctrica logrando al día de hoy un 98% de electrificación.

Según reportes oficiales la matriz se divide de la siguiente manera:

  • Hidroeléctrica: 60.53%
  • Geotérmica: 12.87%
  • Solar: 0.11%
  • Eólica: 23.92&
  • Térmica: 0.345%

El desafío actual que enfrenta el mercado es precisamente el fuerte cuestionamiento que enfrenta el ICE dado que se alega que las tarifas eléctricas no son competitivas siendo esto la tercera causa por la cual las empresas extranjeras abandonan el país o bien evitan invertir.

Se cuestiona adicionalmente elevados costos de los proyectos y la pesada planilla que el ICE tiene actualmente así como sus beneficios salariales y la poca transparencia de las finanzas del Instituto En relación con los sobrecostos, podemos citar algunos:

  • Proyecto Hidroeléctrico Reventazón: Costo inicial reportado al momento de solicitar la viabilidad ambiental: US$810,000,000. Valoración de la planta según el plan de inversiones del ICE para 2017: US$ 1,567,000.00.
  • Proyecto Hidroeléctrico Balsa Inferior de la CNFL: La inversión prevista de la obra pasó de $94 millones en el 2008 $361 millones en marzo de 2016.
  • Proyecto Geotérmico Pailas II: valor inicial US$325,000,000. Fue entregado en julio de 2019 con un sobrecosto de US$41,000,000.

El problema radica es que el modelo tarifario establecido en la Ley 7593: Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, la tarifa obedece al principio del servicio al costo, estando impedida la ARESEP de fijar tarifas que atenten contra el equilibrio financiero de las empresas prestadoras de los servicios públicos.

Durante varios años hubo la tendencia de la ARESEP a evitar denegar tarifas con sobrecostos producto de la ineficiencia del ICE, lo cual evidentemente encarece la tarifa.

Otro gran reto es la generación distribuida y la introducción de nuevas formas de generación de energía. Actualmente existe una fuerte resistencia de parte de las empresas distribuidoras en autorizar la conexión de sistemas de generación para autoconsumo en vista que cada vez están teniendo menos usuarios, sus ingresos decrecen pero tienen proyectos que aún están pagando.