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PLAN DE EXPANSIÓN INDICATIVO DEL SISTEMA DE GENERACIÓN 2014-2028
1. Introducción
La elaboración del Plan de Expansión Indicativo del Sistema de Generación se encuentra
establecida en el artículo 15bis del Reglamento del Administrador del Mercado Mayorista, el
cual fue modificado mediante el Acuerdo Gubernativo 69–2007, en donde se indica que dicho
Plan deberá elaborarse cada 2 años y cubrir un horizonte mínimo de 10 años.
El Plan de Expansión Indicativo del Sistema de Generación constituye una actualización de los
planes de generación elaborados en el pasado, en cumplimiento a la Política Energética
aprobada por el Ministerio de Energía y Minas.
El presente plan es el resultado de un análisis de cuáles recursos de generación son los óptimos
y más económicos para suministrar la demanda de energía eléctrica, con el menor impacto al
medio ambiente y la visión de diversificar la matriz energética e incrementar las exportaciones
de energía eléctrica a países en la región centroamericana. Es necesario mencionar que el
presente plan considera que las premisas indicadas en el PEG 2012-2026 continúan vigentes.
2. Objetivos
El Objetivo General del Plan de Expansión Indicativo del Sistema de Generación es cumplir con
la Política Energética aprobada por el Ministerio de Energía y Minas mediante el Acuerdo
Gubernativo 80-2013.
Los objetivos específicos son los siguientes:
I. Diversificar la composición de la matriz energética, priorizando el desarrollo de los
proyectos con energías renovables, optimizando la utilización de los recursos
naturales del país, para que al menos en el año 2022 la generación de energía
eléctrica sea como mínimo el 60% con recursos renovables.
II. Promover las inversiones en generación eléctrica que introduzcan eficiencia en el
sector eléctrico.
III. Promover la implementación de procedimientos para incorporar en el subsector
eléctrico medidas de eficiencia energética.
IV. Promover la implementación de acciones para el desarrollo de la generación
geotérmica.
V. Reducir los costos del suministro de energía eléctrica en términos de inversión y
operación.
VI. Minimizar el impacto en el medio ambiente de las emisiones de CO2 cambiando
la composición de la matriz energética.
VII. Impulsar la integración energética regional, considerando en la evaluación
económica y optimización la generación proveniente de las interconexiones
internacionales.
VIII. Dar una indicación de las fuentes energéticas necesarias para la contratación
del suministro de electricidad de los usuarios a quienes se les presta el servicio de
distribución final.
IX. Atraer inversiones que puedan proveer los servicios necesarios para la
construcción, implementación, operación, mantenimiento y logística de
suministro de combustibles para las distintas centrales eléctricas.
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3. Proyección de la Demanda
La demanda utilizada se describe en la siguiente tabla:
Tabla 1. Proyección de Demanda
Escenario Medio Escenario Medio + PI + PER1
Año Energía (GWh) Potencia (MW) Energía (GWh) Potencia (MW)
2011 8,424 1,534 8,424 1,534
2012 8,797 1,597 8,797 1,597
2013 9,210 1,666 9,734 1,741
2014 9,642 1,742 10,822 1,906
2015 10,109 1,823 11,419 2,017
2016 10,588 1,906 11,948 2,112
2017 11,080 1,992 13,147 2,284
2018 11,569 2,076 13,686 2,380
2019 12,071 2,163 14,238 2,478
2020 12,572 2,249 14,789 2,576
2021 13,064 2,334 16,338 2,786
2022 13,570 2,420 16,898 2,885
2023 14,092 2,510 17,474 2,987
2024 14,620 2,600 18,055 3,089
2025 15,164 2,692 18,653 3,194
2026 15,713 2,785 19,255 3,299
2027 16,266 2,879 19,826 3,397
2028 16,834 2,975 20,412 3,497
4. Listado de Plantas Candidatas
Para la selección de las plantas candidatas con recursos renovables se realizó una integración
de la información de proyectos que se encuentran disponibles en las diferentes instituciones, los
proyectos de generación que se tomaron en cuenta son aquellos con suficiente información
técnica y comercial disponible para poder modelarlos. Adicionalmente, se integraron los
proyectos que fueron reportados por los interesados. Esto no limita la existencia, ni se debe de
interpretar como que no puedan construir otros proyectos que pudieran estar disponibles antes
de las fechas proyectadas, considerando que en la legislación guatemalteca el Plan de
Expansión de la Generación tiene un carácter indicativo.
A continuación se presenta el listado de plantas candidatas que se utilizaron para la
optimización en cada uno de los escenarios.
Tabla 2. Plantas Candidatas con Recursos Renovables
No. NOMBRE Potencia
(MW)
Fecha estimada de
Entrada en
Operación
Combustible Tecnología Situación Actual
1 PALO VIEJO 84 2012-2013 Agua Hidroeléctrica En Construcción
2 GEO I 100 2017 Geotermia Turbina de Vapor Candidata
3 GEO II 100 2017 Geotermia Turbina de Vapor Candidata
4 GEO III 100 2017 Geotermia Turbina de Vapor Candidata
5 HIDRO-ALTV I 10 2013 Agua Hidroeléctrica Candidata
6 HIDRO-ALTV II 19 2015 Agua Hidroeléctrica Candidata
7 HIDRO-ALTV III 63 2017 Agua Hidroeléctrica Candidata
8 HIDRO-ALTV IV 56 2015 Agua Hidroeléctrica Candidata
9 HIDRO-ALTV V 60 2021 Agua Hidroeléctrica Candidata
10 HIDRO-ALTV VI 26 2014 Agua Hidroeléctrica Candidata
11 HIDRO-ALTV VII 21 2014 Agua Hidroeléctrica Candidata
12 HIDRO-ALTV VIII 111 2022 Agua Hidroeléctrica Candidata
1 Proyectos Industriales (PI). Proyecto de Electrificación Rural (PER).
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13 HIDRO-ALTV IX 163 2015 Agua Hidroeléctrica Candidata
14 HIDRO-ALTV X 25 2014 Agua Hidroeléctrica Candidata
15 HIDRO-ALTV XI 67 2021 Agua Hidroeléctrica Candidata
16 HIDRO-ALTV XII 181 2018 Agua Hidroeléctrica Candidata
17 HIDRO-BAJV I 32 2018 Agua Hidroeléctrica Candidata
18 HIDRO-BAJV II 78 2024 Agua Hidroeléctrica Candidata
19 HIDRO-CHIQ I 59 2023 Agua Hidroeléctrica Candidata
20 HIDRO-CHIQ II 57 2014 Agua Hidroeléctrica Candidata
21 HIDRO-CHIQ III 27 2020 Agua Hidroeléctrica Candidata
22 HIDRO-CHIQ IV 120 2017 Agua Hidroeléctrica Candidata
23 HIDRO-PROG I 93 2023 Agua Hidroeléctrica Candidata
24 HIDRO-QUIC I 41 2016 Agua Hidroeléctrica Candidata
25 HIDRO-QUIC II 90 2016 Agua Hidroeléctrica Candidata
26 HIDRO-QUIC III 43 2018 Agua Hidroeléctrica Candidata
27 HIDRO-QUIC IV 57 2014 Agua Hidroeléctrica Candidata
28 HIDRO-QUIC V 36 2020 Agua Hidroeléctrica Candidata
29 HIDRO-QUIC VI 140 2017 Agua Hidroeléctrica Candidata
30 HIDRO-QUIC VII 90 2015 Agua Hidroeléctrica Candidata
31 HIDRO-ESCU I 28 2017 Agua Hidroeléctrica Candidata
32 HIDRO-GUAT I 50 2017 Agua Hidroeléctrica Candidata
33 HIDRO-HUEH I 198 2017 Agua Hidroeléctrica Candidata
34 HIDRO-HUEH II 114 2018 Agua Hidroeléctrica Candidata
35 HIDRO-HUEH III 23 2014 Agua Hidroeléctrica Candidata
36 HIDRO-HUEH IV 152 2022 Agua Hidroeléctrica Candidata
37 HIDRO-HUEH V 74 2024 Agua Hidroeléctrica Candidata
38 HIDRO-IZAB I 10 2021 Agua Hidroeléctrica Candidata
39 HIDRO-QUET I 35 2017 Agua Hidroeléctrica Candidata
40 HIDRO-QUET II 35 2012 Agua Hidroeléctrica Candidata
41 HIDRO-RETA I 25 2020 Agua Hidroeléctrica Candidata
42 HIDRO-SNMA I 17 2017 Agua Hidroeléctrica Candidata
43 HIDRO-SNMA II 31 2018 Agua Hidroeléctrica Candidata
44 HIDRO-SNMA III 98 2023 Agua Hidroeléctrica Candidata
45 HIDRO-SNMA IV 75 2020 Agua Hidroeléctrica Candidata
46 HIDRO-SNMA V 46 2016 Agua Hidroeléctrica Candidata
47 HIDRO-SNMA VI 150 2019 Agua Hidroeléctrica Candidata
48 HIDRO-SNMA VII 40 2018 Agua Hidroeléctrica Candidata
49 HIDRO-SNRO I 84 2022 Agua Hidroeléctrica Candidata
50 HIDRO-ZACP I 32 2015 Agua Hidroeléctrica Candidata
51 EOL-01 51 2015 Viento Aerogenerador Candidata
Tabla 3. Plantas Candidatas con Recursos No Renovables
No. NOMBRE Potencia (MW) Fecha estimada de
Entrada en Operación Combustible Tecnología Situación Actual
1 CARBON 300 2014 Carbón Turbina de Vapor Candidata
2 BUNKER I 205 2015 Bunker Motor Reciprocante Candidata
3 BUNKER II 205 2015 Bunker Motor Reciprocante Candidata
4 CARBON I 300 2015 Carbón Turbina de Vapor Candidata
5 CARBON II 300 2015 Carbón Turbina de Vapor Candidata
6 GAS NATURAL I 150 2015 Gas Natural Turbina de Gas Candidata
7 GAS NATURAL II 111 2015 Gas Natural Turbina de Gas Candidata
8 GAS NATURAL III 111 2015 Gas Natural Turbina de Gas Candidata
9 GAS NATURAL IV 111 2015 Gas Natural Turbina de Gas Candidata
10 HIBRIDO I 100 2014 Bagazo - Carbón Turbina de Vapor Candidata
11 HIBRIDO II 100 2014 Bagazo - Carbón Turbina de Vapor Candidata
12 HIBRIDO III 100 2015 Bagazo - Carbón Turbina de Vapor Candidata
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5. Costos de Combustibles
Los costos de combustibles están basados en valores actuales y se tomaron los valores iniciales
según la tabla siguiente:
Tabla 4. Precio Inicial de los Combustibles
Combustible Precio (US$) Dimensional Poder Calorífico Dimensional US$/MMBTU
Bunker 97.97 BBL 6.37 MMBTU/BBL 15.37
Gas Natural 4.29 MMBTU - - 4.29
Carbón 114.60 TM 24.99 MMBTU/TM 4.59
A continuación se muestra el gráfico de la tendencia proyectada de los combustibles utilizados
en el plan de expansión de Generación:
Gráfico 1. Tendencia de los Precios de Combustibles2
6. Costo del Déficit
A continuación se definen los escalones de costo de la energía no suministrada, tomando en
cuenta que es premisa de la expansión la prioridad garantizar el suministro de la demanda
proyectada para el largo plazo sin probabilidad de déficit.
Los costos operativos proyectados para cada escalón de costo de falla son los definidos en la
siguiente tabla: Tabla 5. Escalones de Reducción de Demanda
Escalones de Reducción de
Demanda (RD)
Escalones de Costo de Falla
US$/MWh
0% < RD < 2% 675.00
RD > 2% 2,250.00
2 Fuente: Energy Information Administration (EIA) según el Annual Energy Outlook 2011
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028 Te
nd
en
cia
de
co
mb
ust
ible
s (p
u)
Año
Referencia - Gas Natural Rerefencia - Carbón Rerefencia - Búnker
Alta Tendencia Crudo - Gas Natural Alta Tendencia Crudo - Carbón Alta Tendencia Crudo - Búnker
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7. Escenarios
Cada uno de los escenarios se encuentra definido por la incorporación de alguna de las
siguientes variables de análisis: Demanda, Tendencia de los Costos de Combustibles, Plantas
Candidatas, Eficiencia Energética y Exportación de energía eléctrica.
A continuación se presenta un cuadro resumen que permite observar las variables consideradas
en cada escenario: Tabla 6. Escenarios
No. Nombre de
Escenario
Escenario
de
Demanda
Tendencia
Combustibles
Hidros
y
Eólicos
Geotermia Biomasa
-Carbón
Gas
Natural
Eficiencia
Energética Exportación3
1 Biomasa-Carbón Medio Referencia ● ●
2 Gas Natural Medio Referencia ● ●
3 NO Geotérmicas Medio Referencia ● ● ●
4 Todos los Recursos Medio Referencia ● ● ● ●
5 Exportaciones Medio Referencia ● ● ● ● ●
6 Eficiencia Energética Medio Referencia ● ● ● ● ●
7
Tendencias y
Demanda
Alta
Alto Alto ● ● ● ●
Para cada uno de los escenarios el horizonte de estudio es de 180 meses, es decir 15 años,
iniciando a partir del año 2014 y adicionalmente para todos los escenarios, exceptuando
Bagazo-Carbón y Gas Natural, se incluyeron dentro de la optimizaron plantas o bloques de
generación que utilizan otros recursos no renovables como carbón y bunker.
Dentro de los siete escenarios descritos en la tabla anterior, se describe el escenario “Todos los
Recursos”, considerado como caso de referencia, derivado de las características que lo
conforman, las cuales son: la optimización de todas las plantas o bloques de generación
candidatos, un escenario de Demanda Medio y una tendencia de Combustibles de Referencia.
8. Cronograma de Plantas
El cronograma de ingreso de plantas del Plan de Expansión Indicativo del Sistema de
Generación 2014-2028 se encuentra estructurado de la siguiente forma:
Diagrama del Proceso de Optimización de Costos
En donde:
a. Nombre de los proyectos candidatos y potencia en MW.
b. Línea del tiempo.
c. Fecha de inicio de operación de las plantas seleccionadas.
3 Debe tomarse en cuenta que la Exportación se considera una Demanda más que se adiciona al Sistema Nacional
Interconectado
a b
c
d
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d. Suma acumulada anual de potencia por escenario.
A continuación se muestra el cronograma de entrada en operación de cada uno de los
escenarios del Plan Indicativo del Sistema de Generación 2014-2028, indicando las plantas
resultantes de la optimización.
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Cronograma de Plantas
El siguiente cronograma contiene la fecha de ingreso de los proyectos del escenario presentado.
No. NOMBRE MW
1 PALO VIEJO 84 1 2 3 4 5 6 7
2 HIDRO-QUET II 35 4 6 7
3 CARBON 275 1 2 3 4 5 6 7
4 HIDRO-ALTV I 10 5
5 HIDRO-HUEH III 23 2 5
6 HIDRO-QUIC IV 57 3 7 2
7 HIDRO-ALTV X 25 2 4
8 HIDRO-ALTV VI 26 3 7
9 HIDRO-ALTV VII 21 6 3 4
10 HIBRIDO I 100 1 7
11 HIDRO-ALTV IV 56 2 3 4 5 7 6
12 GAS NATURAL I 150 2 3 7
13 HIDRO-ZACP I 32 6 2 7
14 HIDRO-QUIC VII 90 7 2 3
15 HIDRO-QUIC II 90 3 5 7
16 GEO III 100 4 5 7 6
17 GEO II 100 4 5 7 6
18 GEO I 100 4 5 7 6
19 HIDRO-ESCU I 28 1 7 2 4
20 HIDRO-GUAT I 50 2 3 6 5 4
21 HIDRO-SNMA I 17 4 1
22 HIDRO-SNMA VII 40 1 2 4 5
23 HIDRO-SNMA II 31 1 2 7
24 HIBRIDO III 100 1 3 7
25 HIDRO-QUIC III 43 1 2 6 7
26 HIBRIDO II 100 3 7 1
27 HIDRO-HUEH II 114 3 2 5 1
28 HIDRO-BAJV I 32 6 7
29 HIDRO-ALTV III 63 5 1 6
30 HIDRO-QUIC I 41 6 1
31 HIDRO-QUET I 35 5 1 2
32 HIDRO-SNMA IV 75 1 2 3 6 7
33 HIDRO-ALTV II 19 1 6
34 HIDRO-QUIC V 36 1 3 5
35 HIDRO-RETA I 25 4 1
36 HIDRO-CHIQ III 27 7 3 6 1
37 HIDRO-IZAB I 11 4 6 7
38 HIDRO-CHIQ IV 120 2 3 1
39 HIDRO-ALTV IX 163 3 2 7 1 5
40 HIDRO-HUEH I 198 5 4 1
41 HIDRO-SNRO I 84 1 2 3 5 7 6
42 HIDRO-ALTV VIII 111 1 4
43 HIDRO-SNMA VI 150 4 5 7
44 HIDRO-CHIQ I 59 1 3 5 2 4
45 HIDRO-ALTV XI 67 7
46 HIDRO-SNMA III 98 6 1 2
47 HIDRO-HUEH V 74 4 2
48 HIDRO-HUEH IV 152 4
49 HIDRO-BAJV II 78 5
50 HIDRO-QUIC VI 140 7 3
51 HIDRO-SNMA V 46 6 7
52 HIDRO-ALTV V 60 5 4
53 HIDRO-PROG I 93 7
54 HIDRO-ALTV XII 181 7
1
2
3
4
5
6
7
1 Biomasa-Carbón 2 Gas Natural 3 No Geotérmicas 4 5 Exportación 6 Eficiencia Energética 7 Tendencias y Demanda Alta
0 85
0 163
63 103
455 100
2027 2028
163 261
0 35
230 0
98 0 0 102
275 57 296 0 300 59 90 27 175 170 93 150 303 32
173 150 78 60
275
0 234 84285 23 56 90 300
0 50 332 76 118 38 021 32
141 100
275 0 56 0 317 40 0 25 11 348 50 102 343 0
50 214 0 75 226 84 59 0
27 14928 231 63 130 0
253 116 0 172114 0 189 120 11250
195 257 123
84
84
Todos los Recursos
2023 2024
275 0 100 084
84
84
119
84
32
275 83 206 90
275 48 206
153 35
2012 2018 2019 2020 2021 20222013 2014 2015 2016 2017 2025 2026
Resumen por
Escenario
Nombre de Escenarios
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9. Resultados
Escenario de Expansión
El escenario de expansión contempla la optimización de todas las plantas o bloques de
generación candidatos, con un escenario de Demanda Medio y una tendencia de
Combustibles de Referencia, según los escenarios proyectados. En la tabla siguiente se muestra
un resumen de las características analizadas en el presente escenario:
Escenario de
Demanda
Tendencia
Combustibles
Hidros y
Eólicos Geotermia
Biomasa /
Carbón
Gas
Natural
Eficiencia
Energética Exportación
Medio Referencia SI SI SI SI NO NO
La potencia seleccionada tras la optimización de las plantas y bloques de generación
candidatos, de acuerdo al recurso utilizado para generación de energía eléctrica, se muestra
en el siguiente gráfico:
Gráfico 2. Potencia Nueva a Instalar por recurso (1770MW)
Comentario
El 84.4% de la
potencia que se
proyecta
incorporar a la
matriz energética
actual utiliza
recursos
renovables, para
la generación de
energía eléctrica,
de acuerdo a la
optimización del
escenario “Todos
los recursos”.
La optimización da como resultado la instalación de un total de 1,770 MW correspondiente a 22
plantas o bloques de generación. El total de potencia mencionado, se distribuye de la siguiente
forma: 1,195 MW de centrales Hidroeléctricas (incluyendo el proyecto Palo Viejo, que
actualmente se encuentra en construcción), 275 MW de generación con carbón y 300 MW de
generación Geotérmica.
La comparación entre el crecimiento de la demanda y la potencia disponible a lo largo del
período de análisis, producto del ingreso de plantas o bloques seleccionados en la
optimización, se muestra en el siguiente gráfico:
67.5%
15.5%
16.9% Agua
Bagazo - Carbón
Bunker
Carbón
Eólico
Gas Natural
Geotermia
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Gráfico 3. Potencia Disponible vrs Demanda 2014-2028
Durante todo el período de análisis no existe probabilidad de déficit por generación de energía
eléctrica, de acuerdo al objetivo de la planificación a largo plazo, proyectando que la
Potencia Disponible es mayor que la Demanda en cada uno de los períodos del estudio.
Las características de la estacionalidad de los recursos renovables con los que cuenta el país,
repercute en la proyección de una potencia disponible por encima de la demanda
proyectada, derivado de la generación con recurso hídrico (centrales hidroeléctricas sin
regulación anual), la cual depende de la estacionalidad del invierno en la región.
Se realizó el despacho hidrotérmico con el cronograma resultante del proceso de optimización
de las plantas o bloques de generación, la proyección de modificaciones y ampliaciones de
algunas plantas instaladas actualmente que utilizan biomasa para la generación de energía
eléctrica, la interconexión México-Guatemala como medio para importación de energía
eléctrica al país y el parque de generación actual.
La simulación del despacho Hidro-Térmico para el período 2014 – 2028, se muestra en el
siguiente gráfico, en donde se agrupa la energía generada con cada uno de los recursos
utilizados:
-
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
01/2
01
2
08/2
01
2
03/2
013
10/2
01
3
05/2
01
4
12/2
01
4
07/2
01
5
02/2
01
6
09/2
01
6
04/2
01
7
11/2
01
7
06/2
01
8
01/2
01
9
08/2
01
9
03/2
02
0
10/2
02
0
05/2
02
1
12/2
02
1
07/2
02
2
02/2
02
3
09/2
02
3
04/2
02
4
11/2
02
4
06/2
02
5
01/2
02
6
08/2
02
6
03/2
02
7
10/2
027
05/2
02
8
12/2
02
8
MW
Demanda Potencia Disponible Déficit Probable
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Gráfico 4. Despacho Hidro-Térmico 2014-2028
Nota: Biomasa (2)-Carbón (2) representa los bloques de generación nuevos y los bloques Biomasa (1)-Carbón (1) corresponden a los
generadores existentes con dicha combinación de combustible, planificando una modificación a partir del año 2015, en donde se
remplaza el combustible utilizado para la generación en época de no zafra, de bunker a carbón.
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
01
/20
12
04
/20
12
07
/20
12
10
/20
12
01
/20
13
04
/20
13
07
/20
13
10
/20
13
01
/20
14
04
/20
14
07
/20
14
10
/20
14
01
/20
15
04
/20
15
07
/20
15
10
/20
15
01
/20
16
04
/20
16
07
/20
16
10
/20
16
01
/20
17
04
/20
17
07
/20
17
10
/20
17
01
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18
04
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18
07
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18
10
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18
01
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19
04
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19
07
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19
10
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19
01
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10
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20
01
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21
04
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21
07
/20
21
10
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21
01
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22
04
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22
07
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22
10
/20
22
01
/20
23
04
/20
23
07
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23
10
/20
23
01
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24
04
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24
07
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24
10
/20
24
01
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25
04
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25
07
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25
10
/20
25
01
/20
26
04
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26
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26
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26
01
/20
27
04
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27
07
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27
10
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27
01
/20
28
04
/20
28
07
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28
10
/20
28
GW
h
Hidro Bunker Interconexión Carbón Carbón (2) Biomasa (2)
Carbón (1) Biomasa (1) Gas Natural Geotermia Consumo Local
1
3
2
Página 11 de 17
Con base al resultado del despacho Hidro-Térmico y del cronograma de ingreso de plantas
óptimo se pueden realizar las siguientes observaciones:
1. Se observa que la interconexión México-Guatemala, tomando en cuenta las
expectativas y proyección de precio para dicha interconexión, será necesaria en los
períodos de época seca.
2. La producción de energía eléctrica a base de geotermia, la cual se incorpora a partir
del año 2017 se convierte en un recurso importante y económico dentro de la matriz
energética, para este escenario del plan, siendo necesario el aumento en la instalación
de hidroeléctricas a partir del año 2022. Para el presente escenario se puede indicar
que la generación geotérmica estaría sustituyendo la instalación de hidroeléctricas.
3. En el año 2022 y 2025, se puede observar una proyección de explotación alta del
recurso hídrico, como parte de la matriz energética del país.
La evolución de la matriz energética en función de la penetración de cada recurso, durante el
período de estudio, se puede observar en el siguiente gráfico:
Gráfico 5. Evolución de Matriz Energética 2014-2028
El despacho de energía, derivado del cronograma de plantas resultante del proceso de
optimización, proyecta una reducción en las emisiones de CO2 por generación de energía
eléctrica en Guatemala, como se puede observar en el siguiente gráfico:
-
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
GW
h a
nu
al
Interconexión Bunker Gas Natural Carbón Carbón (2) Geotermia Biomasa Agua
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Gráfico 6. Emisiones de CO2 para el período 2014-2028
La tendencia de las emisiones de CO2, es hacia la baja, derivado de la incorporación a la
matriz energética de las plantas resultantes de la optimización en el escenario, alcanzando un
máximo aproximado de 0.26 TCO2 per capital, estabilizándose las emisiones de CO2 a largo
plazo entre, entre 0.20 y 0.10 tCO2/per cápita. Es necesario mencionar que la publicación del
Banco Mundial4 de emisiones para Guatemala es de 0.8702 tCO2/per cápita, para el año 2008.
10. Comparación de Escenarios
De forma integral se muestra en el siguiente gráfico la cantidad de potencia que cada uno de
los escenarios proyecta para su incorporación al sistema actual de generación, tras la
optimización de sus variables:
4 Página web que contiene la información de emisiones de CO2 del Banco Mundial:
http://data.worldbank.org/indicator/EN.ATM.CO2E.PC/countries/GT-XJ-XN
-
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
TCO
2 /
pe
r /
ca
pita
Matriz con Plan Generación Proyección Matriz Energética 2009
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Gráfico 7. Comparación de Potencia nueva proyectada a instalar
Los cuatro primeros escenarios que se muestran en el gráfico anterior, poseen la misma
Demanda, por lo que la diferencia entre cada uno de ellos radica en la variación de la
combinación entre el recurso hídrico y otros recursos seleccionados dentro de la optimización
(gas natural, biomasa-carbón y geotermia).
La incorporación de la combinación Gas Natural y Biomasa-Carbón (escenario NO
Geotérmicas) desplaza la inclusión de hidroeléctricas a la matriz energética actual, comparado
con los casos en los que únicamente existe la disponibilidad del Gas Natural o Biomasa-Carbón
de forma individual.
Para el caso del incremento en las exportaciones al MER, se puede decir que la demanda
nacional podría quedar cubierta con recursos renovables, utilizando el carbón como el recurso
para cubrir la demanda en época seca y la exportación de energía.
La implementación de medidas de eficiencia energética proyecta una disminución sustancial
en la instalación de plantas hidroeléctricas, reiterando la importancia de la incorporación de la
geotermia a la matriz energética actual.
De existir la operación de grandes proyectos industriales en territorio nacional, que requieran
altas demandas y la culminación del desarrollo de los proyectos de electrificación, aunado con
una proyección alta de los precios de combustibles requerirá la apertura de la matriz
energética a recursos como el gas natural y la combinación biomasa-carbón de forma
simultánea, adicional a la integración de la geotermia y el recurso hídrico.
1,510 1,381 1,291 1,195
1,392
816
1,640
275 275
275 275
275
275
275
300
300
300
300 300
200
300
150 150
150
-
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
Biomasa-Carbón Gas Natural Sin Geotérmicas Todos los
Recursos
Exportaciones Eficiencia
Energética
Tendencias y
Demanda Alta
Hidro Jaguar (Carbón) Geotermia Bagazo - Carbón Gas Natural Eólico Búnker
Demanda Constante Demanda Variable
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En el final del período de análisis (año 2028), en promedio para los siete escenarios, se estima
una generación del 79% de la energía eléctrica a partir de recursos renovables. El incremento
de la generación con recursos renovables en comparación con la matriz energética de 2012 es
de aproximadamente 11%.
Gráfico 8. Comparación de la matriz Energética 2012 y Plan Indicativo del Sistema de Generación 2028
Nota: Carbón (2): representa el carbón utilizado para generación de los bloques nuevos Biomasa-Carbón,
en época lluviosa.
La evolución de la matriz energética repercute directamente en la cantidad de Toneladas de
CO2 que se producen a través de la generación de energía eléctrica. Para todos los escenarios
analizados se estima que la tendencia de emisiones de CO2 es hacia la baja.
En el siguiente gráfico se muestra la tendencia de las emisiones de CO2 para los escenarios
Bagazo-Carbón, Gas Natural, NO Geotérmicas y Todos los Recursos, ya que dichos escenarios
poseen la misma demanda durante todo el período de análisis:
Promedio Renovable
79%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Matriz Energética
2012
Bagazo-Carbón Gas Natural No Geotérmicas Todos los
Recursos
Exportaciones Eficiencia
Energética
Tendencias y
Demanda Alta
Diésel Búnker Interconexión Gas Natural Carbón (2) Carbón Geotermia Biomasa Hidro
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Gráfico 9. Comparación de la tendencia de emisiones de CO2 para cuatro escenarios del Plan Indicativo
del Sistema de Generación
11. Análisis Económico
La implementación del Plan Indicativo del Sistema de Generación analizado anteriormente
requiere un costo de inversión, el cual depende del tipo de tecnología y recurso de generación
utilizado para cubrir la demanda proyectada de energía. Adicionalmente a la inversión para la
incorporación de nuevas plantas al sistema de generación, existe un costo de operación el cual
responde a los precios de los combustibles a nivel internacional.
La combinación del costo de la inversión de plantas de generación y los costos de operación
dichas plantas se ven representadas en un costo monómico el cual oscila entre 12 y 8 centavos
de dólar en el largo plazo.
(0.10)
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
TCO
2/p
er
/ c
ap
ita
Bagazo-Carbón Gas Natural NO Geotérmicas
Todos los Recursos Proyección Matriz 2009
Página 16 de 17
Gráfico 10. Estimación del costo monómico de energía eléctrica para el período 2014-2028
12. Recomendaciones de tipo normativo
i. Geotermia: Desarrollar e implementar una política y un plan de acción para el desarrollo
de los recursos geotérmicos en Guatemala que tenga los siguientes objetivos
Objetivo General
Promover el desarrollo de la Energía Geotérmica en Guatemala por medio de
mecanismos de contratación de los requerimientos de potencia y energía de largo plazo
de las empresas de distribución a través de la realización de Licitaciones Abiertas.
Objetivos Específicos
Actualización del Plan Indicativo de Expansión de la Generación considerando la
energía geotérmica por medio del estudio de escenarios de expansión bajo
incertidumbre.
Analizar un sistema de cuotas de contratación de energía geotérmica para el
cubrimiento de los requerimientos de potencia y energía de largo plazo de las
distribuidoras.
Analizar un mecanismo de licitaciones para el desarrollo de proyectos de
generación geotérmica en el marco de lo establecido en la Ley General de
Electricidad, sus reglamentos así como lo establecido en la Ley de Incentivos
para el Desarrollo de Proyectos de Energía Renovable y la Ley de Alianzas Público
Privadas.
-
4
8
12
16
20
24
28
32
36
40
44
0.00
0.02
0.04
0.06
0.08
0.10
0.12
0.14
0.16
0.18
0.20
0.22 01
/201
2
07/2
012
01/2
013
07/2
013
01/2
014
07/2
014
01/2
015
07/2
015
01/2
016
07/2
016
01/2
017
07/2
017
01/2
018
07/2
018
01/2
019
07/2
019
01/2
020
07/2
020
01/2
021
07/2
021
01/2
022
07/2
022
01/2
023
07/2
023
01/2
024
07/2
024
01/2
025
07/2
025
01/2
026
07/2
026
01/2
027
07/2
027
01/2
028
07/2
028
US$
/KW
US$
/KW
h
Costo Promedio Mensual de Operación Costo Promedio Mensual de Potencia Instalada
Tendencia de Monómico ($/KWh) sin IVA
Página 17 de 17
El Plan de Acción se propone que puede incluir sin ser limitativo:
a. Análisis de la situación actual del desarrollo geotérmico
b. Vinculación del desarrollo geotérmico con la política energética
c. Análisis e implementación de mecanismos regulatorios y de mercado
d. Actores en la Reactivación de la Industria Geotérmica Nacional
ii. Eficiencia Energética: Impulsar e implementar la Eficiencia Energética según la Política
Energética planteada por el Ministerio de Energía y Minas.
iii. Combustibles: Desarrollar e implementar mecanismos regulatorios y normativos para
asegurar el suministro y almacenamiento de combustibles para la generación de
energía eléctrica ante la ocurrencia de fenómenos naturales y la posibilidad de un
cambio climático.
iv. Política Energética: Instrumentalizar todas las acciones, ya sea mediante Acuerdos
Gubernativos, para cumplir con los objetivos del Eje de Seguridad del Abastecimiento de
Electricidad a Precios Competitivos.