El Ministerio de Energía y Minas (MEM) analiza qué puertos (y en qué tipo de infraestructura) podrían recibir gas natural licuado (GNL) de cara a la quinta licitación del Plan de Expansión de Generación de Electricidad (PEG-5).

La PEG-5 busca contratar hasta mil 400 megavatios de potencia garantizada y hasta 150 megavatios de potencia instalada para cubrir la demanda de las distribuidoras Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. (Eegsa) y de Energuate (Deocsa y Deorsa).

Según Juan Fernando Castro, viceministro de Energía y Minas, en Puerto Quetzal “hay un área interesante”, pero sería necesario construir un gasoducto submarino de entre 4 y 5 kilómetros para llevar el gas desde el mar hasta tierra.

Castro explica que, en cualquier puerto del Atlántico o el Pacífico, el sistema consistiría en un buque tanque —unidad flotante de almacenamiento y regasificación— que transporta el GNL, lo convierte en gas y lo envía por un gasoducto hacia tierra, desde donde se conduciría a plantas de generación para su uso como combustible. Añade que, en el caso de Santo Tomás, el millón de BTU sería más barato porque no se requeriría dar la vuelta al canal de Panamá.

El gas natural licuado se obtiene al enfriar gas natural a unos –160 °C, lo que reduce su volumen 600 veces, según la Asociación de Generadores con Energía Renovable (Ager). Se transporta en embarcaciones, luego se regasifica y se utiliza para generar electricidad.

Mar o tierra: Las dos alternativas

Consultado el vicealmirante José Antonio Lemus, presidente de la Empresa Portuaria Quetzal (EPQ), indica que una opción para la infraestructura del GNL sería similar a la del gas propano en Puerto Quetzal, donde una tubería pasa por el fondo de la dársena y llega a los depósitos ubicados en el área de la finca portuaria.

Lemus también menciona que otra alternativa es ubicar el buque mar afuera, amarrado a boyas que se conecten a una tubería para descargar hacia depósitos en tierra. Aunque considera viable la construcción de la infraestructura para GNL, opina que, debido a la limitada capacidad interna, la opción mar afuera sería la más conveniente. Precisa que esta conducción requiere autorización del Ministerio de la Defensa, ya que implica el tendido de tuberías en mar territorial y excede la competencia de Puerto Quetzal.

Raúl Bouscayrol, miembro de la Gremial de Grandes Usuarios, considera que el GNL podría importarse de Estados Unidos. “Vamos a crear una dependencia que se moverá de acuerdo con los precios mundiales del gas. Eso implica cierto nivel de riesgo, ya que el país dejaría de ser autosuficiente para generar energía y dependería de un recurso importado”, indica.

Luis Ortiz Peláez, presidente de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), asegura que se abre la posibilidad de que el gas natural ingrese al país de forma directa con la generación de base —la que soporta toda la demanda durante las 24 horas, los 365 días del año—. Ortiz resalta que se unirían “algunas tecnologías de hidroeléctricas que puedan tener embalses, pero también un acompañamiento de otro tipo de tecnologías renovables, energía solar especialmente”.

Inversión en nueva infraestructura

Para una planta de generación como las que se espera con la PEG-5, Carlos Colom, expresidente de la CNEE, estima que el componente de infraestructura de gas —para almacenamiento, regasificación y ciertos elementos del transporte— requeriría una inversión aproximada de entre US$250 millones a US$300 millones. “Sería poco realista pensar que esas inversiones las realice la autoridad portuaria o el Estado. Creo que lo más sensato sería facilitar que el sector privado las haga, cumpliendo con las reglas. Si hay que pagar tarifas, que se paguen, y que sea una ecuación ganar-ganar”, añade.

“Se requiere una línea de transmisión que lleve la energía eléctrica desde los puertos a los centros de consumo. Allí es importante que el sistema tenga esa capacidad. Se necesita infraestructura en puertos, de transmisión, y si se va a transportar el gas por carretera —porque la planta de generación debió ubicarse lejos del puerto y no hay gasoductos—, eso, en mi criterio, será muy difícil por los temas de derecho de vía”, detalla Colom.

Cuando se inicien los trabajos de construcción de la infraestructura que el sector privado necesite para el GNL, según Rudolf Jacobs, director de la junta directiva de la CIG., se requerirá de “permisología, tramitología y acompañamiento del Estado”. Colom añade que será necesario coordinar con la Superintendencia de Administración Tributaria (SAT), el Ministerio de Ambiente y Recursos Naturales (Marn), el MEM y la CNEE.

CIG: Apuesta debe asumirse “con cautela”

Bouscayrol indica que se trata de una buena tecnología a precios accesibles. “Es importante que tengamos esa energía de transición que puede ser el gas natural, y creo que de las energías fósiles es la que menos contamina, la más limpia”, agrega.

La apuesta en esta licitación es el gas natural; a criterio de Bouscayrol, debe asumirse con cautela, para no hacer una inversión demasiado grande. “Digamos, la generación en más de 500, 600 o 700 megavatios, sentiría que es algo atrevido y arriesgado, porque estamos haciendo una apuesta muy específica en una sola tecnología que, como país, no hemos desarrollado”. Argumenta que Guatemala genera poco gas natural, por lo que tendría que importarlo.

Colom, por su parte, considera que la opción de promover la llegada del gas natural es “muy inteligente”. “El reto es que las reglas del juego permitan que haya interés en presentar ofertas, ya que no es fácil atraer inversiones en algo como el gas natural a un país como Guatemala”.

Otro de los desafíos que percibe Buscayrol es cómo incluir el GNL en la actividad portuaria. “En Guatemala tenemos una crisis portuaria: barcos estacionados que no logran atracar ni descargar. El GNL vendrá conectado a un puerto y deberá descargarse o contar con un gasoducto que ingrese al puerto. Hay soluciones. Una podría ser una planta flotante, como la que existe en El Salvador, donde la infraestructura portuaria necesaria es menor”, propone Jacobs.

Sin importar en qué puerto se importe el GNL, “cada uno tiene sus retos y temas importantes por resolver. Si aún no hemos solucionado el tema del ingreso de contenedores y productos a granel, es probable que un importador de gas ejerza mayor presión sobre nuestro sistema portuario”, concluye Bouscayrol.

Prensa Libre intentó obtener la versión de la Empresa Portuaria Santo Tomás de Castilla —dado que la salida del Caribe es recomendada por costos en la logística del gas natural— pero no se obtuvo respuesta a las solicitudes de entrevista.

Energía “abundante”

El MEM plantea que con esta licitación se busca seguridad energética, calidad, suficiencia y un precio razonable. “Se están jugando mil 400 megavatios, de los cuales se espera que la mitad sea respaldada con gas natural. Esto responde, en principio, a un proceso de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero causadas por búnker, diésel o carbón”, indica Castro.

En esta licitación pueden participar todos los recursos renovables y tecnologías no renovables cuyas fuentes tengan factores de bajas emisiones de CO₂, como el gas natural. Ricardo Chacón, vicepresidente de la Asociación de Generadores con Energía Renovable (Ager), considera que el gas natural es el combustible que permitirá una transición energética para promover el desarrollo de más energía renovable. “El bloque complementario puede ser mezclado con plantas existentes, adicionando energía renovable para suministrar esa demanda del bloque complementario de las distribuidoras”.

Con la PEG-5, la CNEE espera que el país cuente con energía abundante, suficiente para acompañar el crecimiento de la demanda. “En Guatemala, cuando se agrega nueva generación, los precios tienden a ir a la baja por las tecnologías y otras fuentes energéticas”, asegura Ortiz.

“Es una apuesta grande y totalmente necesaria para lograr el desarrollo y crecimiento económico”, asegura Bouscayrol, de la Gremial de Grandes Usuarios. El suministro comenzará a partir del 1 de mayo de el 2030, el 2031, el 2032 y el 2033. La contratación podrá ser de 15 años para plantas nuevas o en operación con inversiones adicionales, y de hasta cinco años para las plantas en operación que no hagan inversiones adicionales.

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