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El marco normativo que rige el subsector eléctrico es la Ley General de Electricidad (Decreto No. 93-96), la cual norma el desarrollo del conjunto de actividades de generación, transporte, distribución y comercialización de la electricidad.

La participación del sector privado en la generación de energía eléctrica inició a prin- cipios de los años 90, con la producción de electricidad por algunos ingenios, así como con la instalación de la planta generadora ENRON. En los años siguientes varias empresas

privadas entraron en el mercado de generación de energía eléctrica. En 1997, la Empresa Eléctrica de Guatemala S.A. (EEGSA) vendió sus dos plantas generadoras a la empresa

Guatemalan Generating Group (GGG) por un monto de US$30.0 millones. En julio de

1998 se realizó la subasta del 80 por ciento de las acciones de la EEGSA, dando como

resultado que el consorcio internacional Iberola ganara la subasta con una oferta de US$520.0 millones.

Por otra parte, cumpliendo con lo establecido en el Artículo 7 de dicha ley, el Instituto Nacional de Electrificación (INDE) entró en un proceso de modernización, creando dos

empresas en cargadas de la distribución de energía, éstas son: a) la Empresa de Distribución de Energía Eléctrica de Oriente, Sociedad Anónima (DEORSA), y b) la Empresa de

Distribución de Energía Eléctrica de Occidente Sociedad Anónima (DEOCSA). A finales

de 1998, el gobierno vendió el 80 por ciento de las acciones de las dos empresas distribuidoras de energía por un monto de US$101.0 millones a la empresa Unión Fenosa. Con la aplicación de la Ley General de Electricidad, el modelo de desarrollo del subsector eléctrico se sustenta en tres instituciones que ejercen las funciones específicas de facilitación, regulación y coordinación comercial de las actividades de las empresas del sector: el Ministerio de Energía y Minas (MEM), la Comisión Nacional de Energía

Eléctrica (CNEE) y el Mercado Mayorista (MM).

Dentro de sus atribuciones, el MEM tiene como responsabilidad la planificación

orientadora del sector; la CNEE es la responsable de hacer cumplir la ley, fijar peajes y

tarifas reguladas, dirimir controversias y establecer normas técnicas; y el MM es el

encargado de la coordinación de la operación del Sistema Nacional Interconectado (SNI).

Dentro del desarrollo de las actividades del sector, actualmente la distribución de energía eléctrica en la República de Guatemala se realiza por medio de las siguientes empresas: —EEGSA, que opera en los departamentos de Guatemala, Sacatepéquez y Escuintla,

sirviendo actualmente a 700,313 usuarios.

—DEORSA, que opera en todos los departamentos del oriente de la República: Santa Rosa,

Jutiapa, Jalapa, Chiquimula, El Progreso, Zacapa, Baja Verapaz, Alta Verapaz, Izabal y Petén, brindando servicio a 386,424 usuarios.

—DEOCSA, la cual opera en todos los departamentos del occidente de la República:

Suchitepéquez, Retalhuleu, Sololá, Chimaltenango, Quetzaltenango, Totonicapán, San Marcos, Huehuetenango, Quiché, y parte de Escuintla, con 697,337 usuarios.

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—16 empresas eléctricas municipales, con 111,193 usuarios; y las empresas privadas Servicios del Sur de Tiquisate e Hidroeléctrica de Patulul, con 800 y 866 usuarios

respectivamente.

Gráfica 12

Sistemas de distribución de energía 2002

Fuente: Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE)

En relación con el número de usuarios, tres empresas de distribución se reparten el 94.5 por ciento de todos los usuarios de la República, siendo DEOCSA la que más usuarios

posee actualmente, debido a: a) el incremento en el número de usuarios incorporados por cuenta propia; y b) al Plan de Electrificación Rural (PER).

Es importante destacar que el índice de electrificación en Guatemala ha tenido uno de los crecimientos más importantes de América Latina, variando desde menos del 50 por ciento antes de 1996 situándose al finalizar el 2002 en 85.0 por ciento.

En relación con el servicio de distribución de energía eléctrica, se pueden hacer algunas consideraciones:

—La calidad de la energía suministrada y del servicio prestado por EGGSA, aunque todavía

presenta deficiencias, ha mejorado sustancialmente; ello se refleja en las encuestas y en el análisis de la estadística de los reclamos presentados, siendo las mayores causas de reclamos el hecho que el usuario no recibe la factura mensualmente o que no está de acuerdo con los montos facturados.

—En el interior de la República la calidad aún es deficiente en algunos municipios, repitiéndose los reclamos y quejas por interrupciones y problemas de variaciones de voltaje. Tal situación tiene como causa principal redes y sistemas deficientes que fueron adquiridos por las empresas DEORSA y DEOCSA, y en los que actualmente se invierten

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—Las empresas eléctricas municipales carecen, en su mayoría, de una administración eficiente, lo cual perjudica la calidad del servicio que se presta a los usuarios. En este sentido, la Oficina del Comisionado Presidencial para la Modernización del Estado y la CNEE han

brindado asesoría y ayuda a dichas empresas para mejorar su administración. a. Demanda y oferta nacional de energía

En materia de generación de energía, la demanda máxima de potencia en el SNI alcanzó la

cifra de 1,074.6 MW para el 2001, mostrando un crecimiento 5.63 por ciento respecto al año anterior. Asimismo, se deben tomar en cuenta los 59.0 MW de demanda que se utilizaron para el intercambio de energía con El Salvador, dando un total de 1,133.6 MW. Por otra parte, el comportamiento de la oferta de potencia fue de la manera siguiente: —Las centrales de energías renovables aportaron el 46.7 por ciento distribuidas así: hidroeléctricas 33.1 por ciento, geotérmicas 1.6 por ciento y cogeneradores 12.0 por ciento, es decir, que las termoeléctricas alcanzaron el 53.3 por ciento. Los cogeneradores son ingenios de azúcar que durante el período de zafra utilizan el bagazo de la caña de azúcar como combustible.

—La oferta privada de potencia firme alcanzó el 65.1 por ciento, siendo básicamente del tipo termoeléctrico.

La oferta interna total fue de 5,825.3 GWh, conformada por una producción del parque generador nacional de 5,772.3 GWh y una importación de 53 GWh.

Los intercambios con El Salvador, en el 2001, fueron favorables a Guatemala en 362.8 GWh; éstos se realizaron para cumplir contratos de generadores guatemaltecos y resolver problemas coyunturales de los sistemas eléctricos nacionales.

En cuanto a la generación de energía, se puede mencionar que:

—La participación privada correspondió al 63.8 por ciento y la del Instituto Nacional de Electrificación (INDE) al 36.2 por ciento.

—La producción total por tipo de planta fue: hidroeléctrica 39.2 por ciento, geotérmica 3.4 por ciento, y termoeléctrica 57.4 por ciento.

—El INDE ha permanecido como principal productor individual del sistema generador. Su

producción provino de: hidroeléctrica 97.0 por ciento; geotérmica 1.4 por ciento; y termoeléctrica 1.5 por ciento.

—La participación de la generación privada incluyó: termoeléctrica 89.1 por ciento; hidroeléctrica 6.4 por ciento; y, geotérmica 4.4 por ciento.

b. Cobertura eléctrica

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servicio de energía eléctrica a cerca de 10,433,000 guatemaltecos. El incremento en el último año fue de 155,370 usuarios, con una tasa de crecimiento del 8.9 por ciento. La cobertura eléctrica nacional alcanzó 85.3 por ciento en el 2002 (ver Gráfica 13).

Gráfica 13

Cobertura eléctrica de Guatemala 1998-2002

Fuente: Ministerio de Energía y Minas

Las principales características de la cobertura eléctrica se describen a continuación: —Existen seis departamentos con una cobertura eléctrica mayor del 96 por ciento; a

decir: Guatemala, Santa Rosa, Chimaltenango, Quetzaltenango, Sololá y Totonicapán. —Ocho departamentos han superado el 70 por ciento de cobertura eléctrica: El Progreso, Zacapa, Jutiapa, Escuintla, Sacatepéquez, Retalhuleu, San Marcos y Suchitepéquez. —En siete departamentos la cobertura eléctrica se encuentra entre el 50 por ciento y el

70 por ciento; Baja Verapaz, Chiquimula, Izabal, Jalapa, Huehuetenango, Quiché y Petén.

—Solamente el departamento de Alta Verapaz tiene una cobertura eléctrica menor al 50 por ciento.

Por otra parte, el PER crea un proceso en cadena de desarrollo sostenido en todo el país

gracias al servicio de la electricidad, con el cual se están generando mejores condiciones para una expansión horizontal de oportunidades de trabajo, educación, salud, comercio y entretenimiento.

El PER tiene como meta lograr que para el año 2004 más del 90 por ciento de la

población guatemalteca cuente con servicio de energía eléctrica; este plan fue diseñado y

65.4 69.9 76.7 82.3 85.3 90 Porcentaje 85 80 50 55 60 65 70 75 Cobertura eléctrica

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puesto en marcha por el MEM conjuntamente con el INDE.

Para ejecutar este plan, se creó un fideicomiso que inició formalmente en 1999 con US$333.0 millones; de este monto se destinaron US$151.0 millones para la construcción de subestaciones y líneas de transmisión de energía.

c. Tarifa social

El gobierno, con el objetivo de velar porque el funcionamiento del mercado eléctrico se traduzca en beneficio de los consumidores, colaboró en: a) la implementación de la tarifa social (ver Cuadro 38 capítulo III), la cual inició su aplicación el dos de enero de 2001; y b) la renegociación de contratos eléctricos.

En cuanto a la renegociación de los contratos existentes, en el 2000 se replanteó, por parte del gobierno, la necesidad de modernizarlos con el objeto de adaptarlos al marco regulatorio, a lo que los generadores estuvieron anuentes. En el 2001 se concluyó la renegociación de los contratos de generación eléctrica entre generadores privados y la EEGSA.

Con la modernización de los contratos se obtuvieron los siguientes beneficios para el consumidor final:

—Rebaja en el cargo por potencia.

—Eliminación del escalamiento anual al precio de la potencia ofertada por los generadores. —Pago de la potencia realmente entregada.

—Disminución de las condiciones obligatorias de compra mínima de energía.

Como consecuencia de lo anterior se espera obtener un ahorro, para los consumidores, de aproximadamente Q330.0 millones, durante la vigencia de dichos contratos.

d. Interconexión eléctrica

En el marco del PPP, la interconexión eléctrica tiene por objeto unir los mercados eléctricos

mesoamericanos para atraer la participación del sector privado, particularmente en el financiamiento de nuevos proyectos de generación que demanda el desarrollo económico de la región, a fin de reducir el costo de la electricidad para los usuarios finales y mejorar la competitividad de las empresas.

El proyecto de interconexión consta de la implementación del Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC), la integración de los sistemas eléctricos

de Guatemala y México y, en el mediano plazo, la integración de los sistemas de Guate- mala y Belice.

En ese sentido, la interconexión eléctrica entre Guatemala y México es un tema que se empezó a tratar en la década de 1990 entre la Comisión Federal de Electricidad (CFE)

de México y el INDE de Guatemala. La misma tendrá un costo total estimado de US$45.5

millones, integrados de la siguiente forma: US33.0 millones en Guatemala y US$12.5 millones en México. El financiamiento del proyecto por parte de Guatemala está siendo solicitado al Banco Interamericano de Desarrollo (BID); por parte de México, la inversión

requerida será financiada con recursos de la Comisión Federal de Electricidad de México. Se espera que la ejecución física del proyecto inicie en enero de 2003 y que finalice en diciembre del mismo año, según cronograma.

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Por su parte, el proyecto SIEPAC contempla dos frentes de trabajo paralelos y simultáneos.

El primero es la creación del Mercado Eléctrico Regional (MER) que, mediante un programa

de cooperación técnica, apoyará el diseño de normas regionales y la creación de dos instituciones (un regulador regional y un operador regional) responsables de vigilar la aplicación y la actualización de dichas normas armonizadas en la región. El segundo es construir la Línea SIEPAC. El proyecto de infraestructura incluye la construcción de

aproximadamente 1,830 Kms de líneas de 230 kV y las conexiones a subestaciones de transformación en cada país, desde Panamá hasta Guatemala, para integrar y reforzar las redes de transmisión eléctrica de Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, Nicara- gua y Panamá. La creación del MER y la construcción de la Línea SIEPAC constituyen una

unidad que atraerá la inversión privada en centrales generadoras de mayor tamaño y orientadas al mercado regional, con tecnologías modernas y alimentadas por combustibles más eficientes y baratos. Se estima que durante la próxima década, sólo en generación, la región centroamericana necesitará inversiones por US$700 millones anuales.

Finalmente, la interconexión del sistema eléctrico beliceño al Mercado Eléctrico Re- gional del Istmo Centroamericano se hará mediante la interconexión de los sistemas de transmisión eléctrica de Guatemala y Belice por medio de una línea de 230 kV y 195 kilómetros de longitud, de los cuales 80 kilómetros estarían en territorio guatemalteco y 115 kilómetros en el beliceño. El enlace se conectará entre las subestaciones Santa Elena, en Petén, y Belice City, en Belice.

2.1.4.4 Transporte