Version%20digital%20 %20transcripcion%20del%20seminario%20de%20lecciones%20aprendidas by Jupiter Lucetius

TRANSCRIPCIÓN DEL SEMINARIO DE LECCIONES APRENDIDAS EN PROYECTOS DE INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA

Guatemala, 24 de julio de 2013

Contenido Acrónimos.................................................................................................................................................5 Preámbulo................................................................................................................................................7 Palabras de bienvenida y objetivos del taller....................................................................................9 Palabras inaugurales e importancia del PET y los PEG.................................................................. 11

Lecciones aprendidas en el desarrollo de proyectos eléctricos.................................... 13 A. Transmisión ........................................................................................................................................ 13 i. – TRECSA–.................................................................................................................................... 13 B. Generación ......................................................................................................................................... 24 i. ENEL............................................................................................................................................... 24 ii. AGER.............................................................................................................................................. 29

Requisitos para el Desarrollo de los Proyectos................................................................. 37 A. Autorizaciones de Uso de Bienes de Dominio Público....................................................... 37 B. Ambientales....................................................................................................................................... 40 C. Cambio de Uso de la Tierra........................................................................................................... 44 D. Acceso al Sistema de Transporte................................................................................................. 47 E. Acceso al AMM.................................................................................................................................. 50 F. Mercado Eléctrico Regional.......................................................................................................... 54

3. Panel de Expertos................................................................................................................... 57 4. Conclusiones del Panel.......................................................................................................... 65 5. Anexos...................................................................................................................................... 66 A. B. C. D.

Agenda del Taller.............................................................................................................................. 66 Invitación de participación........................................................................................................... 67 Entidades participantes................................................................................................................. 67 Lista de participantes...................................................................................................................... 68

Transcripción del seminario de lecciones aprendidas en proyectos de infraestructura eléctrica

Acrónimos Acrónimo

Definición

AMM

Administrador del Mercado Mayorista

AGER

Asociación de Generadores con Energía Renovable

C&Conex

Capacidad y Conexión

CenHidro

Centrales Hidroeléctricas

CNEE

Comisión Nacional de Energía Eléctrica

CONAP

Consejo Nacional de Áreas Protegidas

Ctro. Ctrol

Centro de Control -del AMM-

DCA

Diario de Centro América

DDHH

Derechos Humanos

DGE

Dirección General de Energía

e.j.

como por ejemplo, por ejemplo

EAE

Estudio Ambiental Estratégico

EAI

Estudio Ambiental Individual

ECUT

Estudio de Capacidad de Uso de la Tierra

EIA

Estudio de Impacto Ambiental

Energía Renovable

GDRs

Generadores Distribuidos Renovables

Instrumento Ambiental

IDAEH

Instituto Nacional de Antropología e Historia

IFC

International Finance Corporation - World Bank Group

INAB

Instituto Nacional de Bosques

INDE

Instituto Nacional de Electrificación

kilómetro (un mil metros)

LGE

Ley General de Electricidad

Línea de Transmisión

metros cuadrados ( 1 m x 1 m)

metros cúbicos (1 m x 1 m x 1m)

MARN

Ministerio de Ambiente y Recursos Naturales

mca

metros columna de agua

MEM

Ministerio de Energía y Minas

MER

Mercado Eléctrico Regional

Mercado Mayorista

NEAST

Normas de Estudios de Acceso al Sistema de Transporte

NTAUCT

Normas Técnicas de Acceso y Uso de la Capacidad de Transporte

Transcripción del seminario de lecciones aprendidas en proyectos de infraestructura eléctrica

Acrónimo

Definición

NTGDR

Norma Técnica para la Conexión, Operación, Control y Comercialización de la Generación Distribuida Renovable

OCRET

Oficina de Control de Reservas Territoriales del Estado

PEG

Plan de Expansión al Sistema de Generación de Electricidad

PET

Plan de Expansión al Sistema de Transporte de Electricidad

pipeline

anglicismo, referente a la preparación/producción de un proyecto

RAMM

Reglamento del Administrador del Mercado Mayorista

RLGE

Reglamento de la Ley General de Electricidad

S/E

Subestación Eléctrica

SAT

Superintendencia de Administración Tributaria

TDRs

Términos de Referencia

TRECSA

Transportadora de Energía de Centroamérica, S.A.

UAconEE

Usuarios Autoproductores con Excedentes de Energía

web

anglicismo, hace referencia a la Internet

Transcripción del seminario de lecciones aprendidas en proyectos de infraestructura eléctrica

Preámbulo Como resultado de los planes de expansión de la generación y de la transmisión eléctrica, en los cuales se proyectaron los requerimientos nacionales de suministro de energía y potencia, en el corto, mediano y largo plazo, para satisfacer la demanda de los usuarios de las distribuidoras de electricidad, se organizaron una serie de licitaciones para seleccionar a las empresas generadoras que estarían a cargo del suministro. Producto de estas licitaciones se contrataron diversos proyectos, para entrar en operación en los próximos cinco años; especialmente aquellos de generación a partir de fuentes de energías renovables, que están programados. Considerando que para la construcción y puesta en marcha de los proyectos, según el marco legal vigente, se precisa que las empresas desarrolladoras obtengan diversos permisos, autorizaciones y licencias de las entidades del sector público y que además, coyunturalmente los proyectos de generación hidroeléctrica y de transporte, están enfrentando barreras de tipo social y otras de diversa índole, que limitan el avance en su ejecución; el Directorio de la Comisión Nacional de Energía, encabezado por su Presidente la Licenciada Carmen Urízar, consideró importante la realización de un taller, que se denominó “Lecciones aprendidas en la eje-

cución de los Proyectos de Expansión de la Generación y de la Transmisión Eléctrica”, con el propósito de reunir a las diferentes instituciones del Estado, las asociaciones gremiales y a las empresas adjudicadas, a fin de exponer los procesos jurídico administrativos que se requieren de conformidad con el marco legal y reglamentario para la obtención de las licencias y que, las empresas desarrolladoras por su parte expusieran las experiencias, retos, dificultades, las barreras y en general, la problemática tanto técnica como social y administrativa encontrada para la ejecución de los proyectos y las estrategias, acciones correctivas y buenas prácticas recomendadas para superar los obstáculos y alcanzar una ejecución exitosa. El taller se llevó a cabo en el Hotel Intercontinental de la ciudad de Guatemala el 24 de julio de 2013, con una agenda que incluyó diversas presentaciones de entidades públicas y privadas y concluyó con un panel de expertos de preguntas y respuestas con el público participante. En este documento se deja memoria de lo acontecido durante el taller, se recopila y transcriben las principales materias que se abordaron, las conclusiones, recomendaciones y planes de acción a las que se arribaron.

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Palabras

de bienvenida y objetivos del taller

Licenciada Carmen Urízar Hernández. Egresada de la Universidad Francisco Marroquín, cuenta con una maestría en Economía con especialización en Finanzas de Clemson University (USA). Actualmente es la Presidente de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE). En 2007-2008 desempeñó el cargo de Ministra de Energía y Minas. Fue Presidenta de la Comisión Nacional Petrolera de Guatemala, y Vicepresidente del Consejo del Instituto Nacional de Electrificación (INDE). Durante su gestión se diseñó y lanzó la Política Energética de Guatemala 2008-2015 El taller sobre “Lecciones aprendidas en la ejecución de los Proyectos de Expansión de la Generación y de la Transmisión Eléctrica” al cual fueron invitadas las diferentes instituciones del Estado que intervienen en la extensión de licencias o autorizaciones para la ejecución de los proyectos de infraestructura eléctrica y las empresas adjudicadas para su desarrollo, se llevó a cabo con el propósito de que el sector público expusiera los procesos jurídico-administrativos que se requieren de conformidad con el marco legal y reglamentario y, las empresas desarrolladoras por su parte, las experiencias, retos, dificultades, las barreras y en general, la problemática tanto técnica como social y administrativa encontrada para la ejecución de los proyectos y las estrategias, acciones correctivas y buenas prácticas recomendadas para superar los obstáculos y alcanzar una ejecución exitosa. El Taller concluye con un Panel de Expertos de entidades públicas y privadas interac-

tuando a través de preguntas y respuestas con el público participante. Acompañan autoridades de gobierno, participantes en los procesos de autorización o licenciamiento en el subsector eléctrico: MARN, CONAP, INAB, MEM, CNEE, AMM, otros. Es del interés de las autoridades del sector público escuchar a los desarrolladores de proyectos al respecto de las principales barreras y tropiezos, a efecto de emprender acciones más expeditas que permitan mejorar y concretar los proyectos en los plazos establecidos. Se trató de identificar e invitar a las instituciones que tienen relación con los proyectos, tales como: 1. MARN: permisos en el tema ambiental que guardan relación con CONAP, OCRET, INAB, IDAEH, para la obtención del EIA (Estos permisos constituyen una condición para continuar procesos en las entidades del sector eléctrico). 2. Municipalidades: licencias y permisos de construcción. 3. CNEE: establecer en qué se puede mejorar para acortar los tiempos, el acceso a la red de transporte (tema importante) y estudios que se requieren. 4. MEM: las autorizaciones en el uso de los bienes públicos, registro como agentes, las servidumbres, el otorgamiento de 9

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incentivos de conformidad con la ley de incentivos.

entrada de los proyectos debe ser motivo de preocupación.

5. AMM: la incorporación al MM de nuevos agentes.

Se quiere llevar una agenda para trabajar de una manera muy rápida. Mayo 2015 es una fecha importante, hay expectativa de entrada de proyectos nuevos (pequeños y grandes) y todos son importantes; que se logren concretar es la meta y los riesgos que se deben atender. Se establecerá una estrategia de manera institucional para poder trabajar en establecer la forma de poder atenderlos, disminuir los riesgos y obviamente poder enfrentarlos.

Las condiciones y los riesgos para la ejecución de los proyectos hace 10 años eran diferentes y relativamente pocos. El verdadero éxito de lo que se está haciendo actualmente se alcanzará cuando los proyectos se concreten e inicien operación comercial; la adjudicación ha sido el primer paso exitoso del proceso, pero cualquier postergación para la

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Palabras

inaugurales e Importancia del PET y los PEG

Ingeniero Edwin Rodas. Egresado de la Universidad de San Carlos de Guatemala, cuenta con un Postgrado en Administración y Planificación de Negocios, es el actual Viceministro del Área Energética del Ministerio de Energía y Minas (MEM), y Presidente de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), posee amplia experiencia ejecutiva en la administración de empresas distribuidoras, comercializadoras, transportistas y generadoras que operan en el mercado eléctrico nacional y regional. Con más de tres décadas de experiencia en el mercado energético, es responsable del primer proceso de desincorporación de activos de generación de Empresa Eléctrica de Guatemala (EEGSA), y responsable de fundar el Administrador de Mercado Mayorista de Electricidad de Guatemala (AMM).

barreras asociadas a diferentes clases de riesgo y tienen el reto de superarlas.

Ministerio de Energia y Minas

Este será un taller con lecciones aprendidas de los procesos que se siguieron en las licitaciones de los planes de expansión de la generación y de la transmisión a partir del año 2009, cuando se adjudicó una gran red de transporte de electricidad vital para el país. Los pasos fueron dándose de una manera lógica al promover primero el Plan de Expansión de la Transmisión PET, el cual abrió la oportunidad para que pudieran darse posteriormente una cantidad de proyectos de generación, que entusiastamente participaron en las Licitaciones PEG-1 y PEG-2. Sin embargo, en el taller se verá que los actores que tienen la responsabilidad de desarrollar el PET-1-2009 (más de 800 km de líneas de transmisión y subestaciones) han enfrentado

La experiencia del PET-1 ha sido importante para el PET-2, que se piensa emprender en el corto plazo. En las licitaciones del PEG-1 se vio el entusiasmo de grandes, medianos y pequeños generadores y las ofertas excedieron los 800 MW ofertados. No obstante, los participantes apostaban a que el PET estaría construido; por eso es muy importante la conclusión del PET-1-2009. La PEG-2 fue una licitación diferente porque se disponía de lección aprendida. En la PEG1 se adjudicaron 200 MW, se incorporaron nuevos inversionistas/generadores, apostando por este nuevo modelo que tiene Guatemala, lo cual hace que lógicamente se vaya diversificando la matriz de generación para beneficio de todo el país, especialmente para obtener precios más favorables en el futuro. La lección aprendida del PEG-1 se vio reflejada en la PEG-2 en donde, en un trabajo conjunto, MEM-CNEE abrieron las puertas para otras tecnologías renovables y no convencionales (eólica y solar principalmente). La diversificación de la matriz de generación que se tendrá a partir del 2015 no la va a tener ningún otro país de Centroamérica. Guatemala ha apostado plantas de viento y dejó abierta la puerta para plantas solares. Con una visión clara hacia el futuro, este tipo de iniciativas serán de mucho beneficio para el sector. 11

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1. Lecciones aprendidas en el desarrollo de proyectos eléctricos a. Transmisión

1. Antecedentes

Lecciones aprendidas PET-1-2009

El PET-1 nació como proceso de licitación, adjudicado a TRECSA. En 2011 y 2013 se declaró proyecto de necesidad pública y urgencia nacional, mediante los Acuerdos Gubernativos AG-137-2011 y AG-145-2013.

Ingeniero Guillermo Pérez. Gerente General de TRECSA –desarrolladora del Plan de Expansión de la Transmisión de Electricidad desde 2009–. Especialidad: sistemas de transmisión y distribución de energía eléctrica.

Se compone de 6 lotes, conteniendo 850 km de líneas de transmisión de 230 KV, 24 obras entre las que se encuentran ampliaciones y construcciones de nuevas subestaciones. Se duplicará la capacidad de transporte del Sistema Nacional Interconectado, SNI.

Objetivo: Situación actual, gestión interinstitucional, retos y lecciones aprendidas en la implementación del Plan de Expansión al Transporte de electricidad PET -1.

Atraviesa: 15 departamentos, 74 municipios y más de 340 centros poblados.

i. TRECSA

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ANTECEDENTES

Licitación abierta para la prestación del servicio de transporte de energía eléctrica

• En marzo 2009 CNEE lanzó la licitación que incluyó: • Contratación del diseño • Constitución de servidumbres • Operación y mantenimiento de obras de transmisión • TRECSA participó y ganó la licitación

Inicio de gestiones para Programas de Ejecución de Obras

• El 1 de marzo de 2010 TRECSA inició las gestiones correspondientes a los Programas de Ejecución de Obras del Contrato.

Proyecto declarado de Urgencia Nacional

• Acuerdo Gubernativo N° 137 de 2011: declara de Urgencia Nacional y Necesidad Pública la Construcción de Obras • El 7 de feb de 2012, Ministerio de Minas y Energía Acuerda O t o r gar Autorización Definitiva a TRECSA para prestación del servicio de transporte de electricidad para proyecto PET-01-2009 Plan de expansión de Transporte 2008-2018, de Línea de Transmisión de 230 kV por 50 años • El 20 de marzo de 2012 se firmó el Contrato de la Licencia de Transportista. • Acuerdo Gubernativo N° 145 de 2013: declara de Urgencia Nacional y Necesidad Pública la Construcción de Obras contenidas en Plan de Expansión del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica.

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El Proyecto consiste en: Diseño, constitución de servidumbres, construcción, supervisión, operación y mantenimiento de las obras de Transmisión, consideradas en el Plan de Expansión del Sistema de Transporte 2008- 2018 que hicieron parte de la Licitación PET-1-2009 de la CNEE. Comprende la construcción de: •

853 km de líneas de transmisión;

•

12 subestaciones nuevas y ampliación de 12 subestaciones existentes.

El Proyecto se ubica en: • 15 departamentos; • 74 municipios; • Más de 340 centros poblados.

Importancia del Proyecto

Las obras de expansión incrementarán la confiabilidad del sistema eléctrico, actualmente es muy vulnerable a fallas. Se conseguirá un sistema eléctrico más “enmallado”. Ante una contingencia permitirá caminos alternos para que la electricidad fluya. Se incentivarán inversiones en generación de Energía Eléctrica. Ejemplo claro los PEG-1 y PEG-2. -

Se potencializan los proyectos de distribución de la energía eléctrica;

Se amplían las oportunidades de crecimiento en el sector industrial;

En la etapa de generación se crea oportunidad de desarrollo;

Desarrollo de las comunidades en las áreas de influencia del proyecto.

No se trata del proyecto de una empresa privada. La empresa privada solo es un contratista que viene a realizar las obras que necesita el país. El 03 de abril de 2013 se emitió nuevo acuerdo gubernativo y se promueve la creación de una Comisión de apoyo interinstitucional que lidera el MEM, se insta a diferentes entidades del Estado autónomas y descentralizadas para que presten el apoyo que requiere este tipo de proyectos.

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Las obras de expansión de transmisión aumentarán la confiabilidad y mejorarán la calidad del suministro, minimizando la frecuencia y duración de las fallas, adecuando la red, que actualmente tiene una topología radial a una mallada. Las obras de transmisión incentivarán las inversiones en nuevas centrales eléctricas de generación con base en recursos renovables, las cuales se encuentran alejadas de los mayores centros de demanda, proporcionándoles las facilidades de transporte de la energía a través de dichas obras. Se potencializará la ejecución de proyectos de distribución de energía eléctrica, lo que dará la posibilidad de una mayor cobertura en el servicio de energía eléctrica. Se amplían las oportunidades de crecimiento del sector industrial. Se genera desarrollo en el área de influencia del Proyecto, tanto en la construcción como en la etapa de operación.

Avances a la fecha

Desde 2011 se tiene todas las licencias ambientales del MARN, no obstante, esta no es la única licencia que se debe obtener para los proyectos, también hay que obtener otros permisos y licencias.

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Al 30 de junio de 2013, la situación es la siguiente: 3.1 Licencias, Acuerdos municipales: -

permisos

Licencias ambientales 100%;

- Avales municipales 76% (56 de 74 municipios); - -

Licencias de construcción subestaciones 83% (20 de 24 subestaciones); Contratos de conexión con ETCEE (INDE), ENEL (Chixoy II), TRELEC, HIDROXACBAL. Pendiente EPR. ENEL (Uspantán);

- Acuerdos en servidumbres 66% (3506 Propietarios, 547 Km.); - Sitios disponibles para obra civil de estructuras (Licencias ambiental, Servidumbre legalizada, Aval, ECUT) 38% (787 estructuras). Para el retiro de la vegetación forestal se requiere otro tipo de licencia que la emite INAB. INAB hasta la fecha ha emitido 1,357 licencias, se estima que se requerirá de 2,500 licencias. El cumplimiento de esta tarea, depende de las servidumbres y que los propietarios dejen ingresar a los sitios. El avance de servidumbres es del 66% en acuerdo, aunque la negociación es superior a éste. Los avances municipales: se ha obtenido 76% de avales. Tema complejo, no hay reglamentación clara y tampoco unicidad de criterios en cuanto a la emisión de éstos (avales). Las licencias de construcción de las S/E, de las nuevas ya están.

3.2 Líneas de transmisión -

Ingeniería de diseño 95%;

Suministros 97%;

- Obras civiles estructuras 23% (473 estructuras); - Montaje de estructuras);

estructuras

18%

(363

- Avance en Líneas de Transmisión: ya se tiene 473 sitios de torre con obra civil (total será del orden de 2050); -

El montaje de estructuras va de 363 sitios de torre con estructuras montadas;

- Hay trabajos civiles en 14 Subestaciones y montaje electromecánico en 10 Subestaciones.; -

Con INDE, TRELEC, ENEL, XACBAL, ya hay acuerdo de servidumbres hasta en un 66%.

4. Retos: -

Reto transversal: cumplir con la calidad y el cumplimiento de un proyecto propio de infraestructura con impacto a nivel nacional;

Reto de la Planeación en comunidades con alta conflictividad y con alta vulnerabilidad. La conflictividad afecta en el avance;

Coordinación interinstitucional: Importancia de la Coordinación Interinstitucional más allá de las instituciones directamente involucradas en la temática;

Comunicación como herramienta para la creación de confianza. 17

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Lecciones Aprendidas GESTIONES DEL PROYECTO

DISEÑOS • Líneas de • Transmisión • Subestaciones • Centro de Control

SUMINISTROS • Líneas de Transmisión • Subestaciones • Centro de Control

ESTUDIOS ELÉCTRICOS

CONTRATOS DE CONEXIÓN • INDE • TRELEC • TREO • TRANSNOVA • EPR

GESTIÓN AMBIENTAL • Estudios de Impacto Ambiental • Estudios de Cambio de Uso de la Tierra • Licencias Ambientales • Licencia ECUT´s GESTIÓN SOCIAL • Autoridades de Gobierno • Comunidades • Propietarios

GESTIÓN PREDIAL Constitución de Servidumbres para Líneas de Transmisión Adquisición de terrenos para Subestaciones

LICENCIAS • Licencias de Construcción para Subestaciones. • Avales Municipales para Líneas de Transmisión

CONSTRUCCIÓN • Líneas de Transmisión • Subestaciones • Centro de Control

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El estudio de impacto ambiental es la llave de inicio de los procesos:

vii. Necesidades de información; viii. Servidumbres.

Gestión ambiental; i. El MARN es un eje principal y la llave que abre los expedientes e interactúa con CONAP, INAB, IDAEH, DGE/ MEM, CNEE; ii. Los plazos de los proyectos deben coincidir con los nominalmente indicados en el marco legal para la aprobación de un EIA (de 90 días), pero se puede demorar más en la práctica, por los tiempos utilizados para formular preguntas, aclaraciones y respuestas; iii. Las licencias forestales dependen de instrumentos adicionales; iv. Las licencias de construcción no tienen plazos definidos; v. Gestión Social: involucrar también diversos actores; vi. Divulgación y promoción del proyecto;

- Para construcción de líneas de transmisión se requiere: i. ii. iii. iv.

Licencia ambiental; Servidumbre (propietario); Aval Municipal; ECUT (licencia forestal, principalmente la servidumbre); v. Viabilidad (diseños aprobados por la parte técnica, licencias y permisos, pero fundamental: el apoyo de la comunidad). -

Los contratos de conexión. RESOLUCIÓN CNEE 204-2009: Conexión de obras de transmisión que forman parte del Plan de Expansión del Sistema de Transporte con Instalaciones existentes.

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•

Gestión Ambiental:

LECCIÓN APRENDIDA: Contar con términos de referencia aprobados es un factor de éxito en el licenciamiento ambiental. •

Gestión Ambiental-Instituciones:

LECCIÓN APRENDIDA: Es importante alinear los plazos del Proyecto con los plazos establecidos en las diferentes instituciones para aprobar las correspondientes Resoluciones. •

Gestión Social:

LECCIÓN APRENDIDA: La Gestión Social con la participación de todas las entidades de Gobierno es vital para el conocimiento del Proyecto previo a los procesos licitatorios. LECCIÓN APRENDIDA: La Gestión Social con la participación de todas las entidades de Gobierno es vital durante la ejecución del Proyecto, pues son varios actores políticos en una misma zona geográfica y reglamentación interna distinta. •

Divulgación del Proyecto:

LECCIÓN APRENDIDA: Es necesario crear conciencia que la declaratoria de urgencia nacional y necesidad pública es un tema de gobierno. LECCIÓN APRENDIDA: Es importante que las entidades del gobierno promotoras del Proyecto intercambien previamente información técnica del Proyecto con las distintas autoridades de gobierno y con las entidades que tendrán que incidir en las respectivas autorizaciones del Proyecto.

•

Necesidades de Información:

LECCIÓN APRENDIDA: Es necesario contar con material con mensajes claros y con pertinencia cultural para las diferentes áreas de influencia del Proyecto. •

Gestión Social Comunicaciones:

LECCIÓN APRENDIDA: Se pueden aunar esfuerzos de empresas del Sector Eléctrico para llevar un mensaje de mayor impacto hacia la sociedad, sobre la importancia de la ejecución de proyectos de infraestructura eléctrica. •

Gestión Predial-Servidumbres:

LECCIÓN APRENDIDA: Deben abreviarse los plazos para constituir servidumbres en bienes del Estado, así como deben definirse procedimientos especiales que brinden certeza jurídica a las empresas cuando constituya la servidumbre sobre posesión. LECCIÓN APRENDIDA: Es importante contar con información del Registro de la Propiedad actualizada. •

Licencias y Permisos-Líneas de Transmisión:

LECCIÓN APRENDIDA: Para la construcción de líneas de transmisión se requiere la obtención de varios requisitos que deben estar alineados con el plazo del Proyecto. Se requiere igualmente el apoyo de la comunidad.

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Conclusiones y Recomendaciones:

PROYECTO COMPLEJO: - Diferencias de interpretación en temas de participación pública; - Información errónea del impacto del proyecto; -

•

Solicitudes de las comunidades en temas que sobrepasan la pertinencia del Proyecto o con expectativas desbordadas;

•

Oposición en algunas comunidades a proyectos de infraestructura;

•

Diferencias en interpretaciones en temas de participación pública;

•

Necesario contrarrestar información errónea de impactos del Proyecto a las comunidades por parte de algunos líderes, creando temores y rechazo al proyecto;

Carencia de los registros de propiedad;

- Complejidad de la aprobación de las licencias forestales (por servidumbre, diferencias regionales y subregionales); -

El Proyecto enfrenta dificultades de índole social y ambiental:

Proyecto sin precedentes.

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•

Carencia de registros de propiedad de la tierra;

•

Complejidad en los procesos de aprobación de Licencias Forestales (ECUT);

•

Falta de reglamentación de los cobros de avales municipales y negativa injustificada de alcaldes a entregar avales municipales;

•

Es necesario que la importancia y alcance del Proyecto sean conocidos y promovidos no solo por las instituciones directamente involucradas en el sector energético sino por todas las que puedan tener incidencia en el desarrollo del Proyecto; Es necesario afianzar los mecanismos de coordinación entre instituciones (MEM, CNEE, CONAP, INAB, IDAEH, DGE, MARN, PDH, MP), con competencia para conceptuar sobre viabilidad del Proyecto (Comité); Reglamentar las condiciones y documentación para los proyectos de Transmisión de energía eléctrica, en la gestión de

EIAS, ECUTS, Avales Municipales, permisos ante otras entidades; •

Es importante contar con información del Registro de la Propiedad actualizada y revisar el procedimiento para establecer servidumbres en Bienes del Estado;

•

Las condiciones sociopolíticas del país incide la gestión de servidumbres;

•

Se debe promover e implementar una legislación de servidumbres de utilidad pública y buscar dar certeza jurídica en los casos donde se constituye la servidumbre en terrenos con posesión;

•

Se debe unificar la reglamentación de permisos municipales para proyectos de infraestructura;

•

Es importante revisar los criterios base para la suscripción de Contratos de Conexión especialmente en sitios donde se comparte propiedad.

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PREGUNTAS Y RESPUESTAS Preguntas

Respuestas

¿Qué estrategia social se está empleando para dar a conocer el proyecto, para obtener la anuencia de las comunidades?

En sitios donde ya se está construyendo, se ha podido empezar a desarrollar el Plan de Responsabilidad Global -de la organización-.

Con respecto a la gestión de las servidumbres y la titulación ¿Cómo se ha tratado de resolver el problema?

Toda servidumbre se tiene que registrar, para eso resulta sumamente importante la interacción que se tenga con diferentes autoridades (municipales, indígenas) para dar a conocer la magnitud de los proyectos e implicaciones que puedan tener.

¿Se tiene conocimiento que hay algún riesgo sobre la validación que pudiera hacerse de permiso de CONAP?

Si la LT pasa por las áreas que son zonas de amortiguamiento, es porque las autoridades (CONAP) han proporcionado las autorizaciones para que el trazo de la línea pase por esas áreas.

Proyecto de ley de servidumbre ¿Se han utilizado el procedimiento que establece la LGE, para el tema de servidumbres?

En algunos casos, se han llevado los casos hasta el MEM, y de alguna manera han servido para avanzar en las negociaciones de la servidumbre. En cuanto a la ley de servidumbres, resulta muy importante para este tipo de proyectos, porque puede fijar una reglamentación muy clara. Será de mucha ayuda al proyecto para poderlo terminar (ya que se lleva del orden de 66%).

Relacionado con el tema de licencias. ¿Cuál es la experiencia?, ¿pensaron al inicio de la emisión de una única licencia o se han visto en el tropiezo de que en las instituciones debe emitirse una licencia por partes (aprobación global o aprobaciones parciales de mayor rango de trayecto). ¿Licencia global?

Se pensó y el INAB facilitó las cosas, se cuenta con un dictamen técnico y uno jurídico. El primero puede hacerse de acuerdo con la reglamentación forestal y puede agilizarse de esta manera. De la parte jurídica no. Eso ayudará muchísimo, y resulta deseable poder hablar desde el inicio de una licencia técnica y jurídica, así como que no dependa tanto de otros entes externos. Para que sea posible es necesario revisar/modificar la Ley Forestal y que las instituciones puedan cambiar sus procedimientos; actualmente no es posible pues esto lo rige una ley. Resulta deseable que haya una única licencia para la totalidad del proyecto.

¿Qué esperan de los entes públicos involucrados, para poder concluir el proyecto?

Así como desde el inicio del proyecto para lo que fue para la elaboración de los TDRs para licenciamiento ambiental y así como está establecido en el acuerdo gubernativo de un comité de apoyo, lo importante es que se puedan alinear todas la variables para lo que resta de aprobaciones de licencias, de avales, de licencias de construcción, etc.

¿Alguna experiencia relación entre privados que pudiera pensarse obstaculiza el desarrollo del proyecto. ¿Hay un caso de esto?

Ocurre cuando es necesario suscribir contratos de conexión entre diferentes agentes que intervienen en el proyecto, e.g. conectarse en S/E de otros propietarios. Para que eso avance, debe haber reglas claras de los contratos de conexión y es importante la mediación de instituciones técnicas/de gobierno, con minutas muy precisas y revisando las diferentes adjudicaciones a los proyectos para que sean concordantes.

¿Cuándo terminan?

El proyecto se estableció que terminaba en octubre 2013. Por situaciones expuestas, que son de fuerza mayor, eso no es posible (conflictividad social, negativas de servidumbre y permiso). Ha llegado a establecerse una energización de proyecto por etapas. Empezando a energizarse a finales 2013 (S/E como críticas para el sistema), y terminando en el último trimestre del 2015. Se necesita el compromiso de todas las instituciones de Gobierno, pero también el compromiso de la comunidad (casos con todas las licencias obtenidas) debido a la influencia de líderes que han presentado oposición al proyecto.

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b. Generación i. ENEL Renato Patzán. Ingeniero Industrial y Gerente de Proyectos de ENEL Green Power Guatemala. Con más de 15 años de experiencia en el sector construcción de proyectos de Energía Renovable y con formación especializada del PMI. Objetivo: Experiencias en la Gestión de un Proyecto de Generación Eléctrica de 87 MW con recursos renovables, y lecciones aprendidas. EXPERIENCIA Y LECCIONES APRENDIDAS EN PROYECTOS DE GENERACIÓN

Factores que fueron un reto: - - - - -

La geología ( por variaciones cada 25 metros, con cambios de diseño); El cronograma; El factor social; El factor geológico; El clima (tormenta Ágatha impactó proyecto y rutas de acceso); Acceso al SNI; Costos más significativos: no se pudo hacer efectivo las excepciones arancelarias.

ENEL agrupa, actualmente en Guatemala, una capacidad de generación de electricidad de 163 MW.

- -

Exposición del caso Palo Viejo, en el área del Quiché.

En importancia los retos:

Características: a) el índice de electrificación Quiché (San Juan Cotzal): 33%; b) Ubicado a 280 km de la ciudad capital; c) Tiene un sistema de conducción 21 km de canal abierto, cruza 2 quebradas amplias; d) Hitos: inicio principios de 2009, planeado iniciar operación comercial en agosto 2011, con atraso de 8 meses; e) Es la tercera más grande de Guatemala –87 MW–; f ) Retos más grandes: 6 millones de m3 modificados; g) 5 presas que derivan el cauce de 4 ríos; h) 21 km de canal; i) 200 mil m3 concreto; j) Tubería de alta presión 700 m; k) 2 sifones de 320 mca; m) 2430 toneladas de acero; n) Embalse para ‘piquear 4 h, 5 000 m3; o) Casa de máquinas convencional; p) Caminos de acceso (hubo que construirse 12 km y mejorar puentes); q) Se hubo que modificar la casa de máquinas (relocalizarla) 150 m más abajo; r) La LT 24

inicialmente se tenía planeado construirla como línea secundaria de 230 KV para conectar a la S/E Quixal. Los propietarios de esa S/E tenían la expectativa de conectar Xalalá. Cambio muy importante que impactó el cronograma del proyecto. 10 millones de h/hombre; s) La presa Cotzal = 60 % del caudal del proyecto; t) los canales de conducción (trapezoidal) en áreas con menor riesgo de derrumbes

1. Factor Social –problemas por retiro del alcalde– y autoridades indígenas con oposición: • Limitación de acceso por y para ENEL; • Información falsa; • Contratistas pararon completamente; • En 2011 eligen a sus representantes: se retomaron las mesas de negociaciones; • En 2013 consiguen acuerdos que son modelo a replicar próximamente. 2. Técnicos: • Conexión a la central Palo Viejo a través del Anillo Hidráulico (34 km de 230 KV y construir 2 S/E); • Retraso, por lo anterior, de 3-4 meses; • Sumó atraso además la conflictividad social.

Transcripción del seminario de lecciones aprendidas en proyectos de infraestructura eléctrica

El conflicto escala. Las asociaciones informales llegan a exigir el 20% de los ingresos del proyecto y paralizan con la fuerza las obras de construcción. En riesgo el estado de derecho y la legalidad en la región, con consecuente de manifestaciones violentas.

3. Económicos: • No se pudo aprovechar las exenciones de la Ley de Incentivos; • Los tiempos de los trámites no hace que se puedan hacer los beneficios; • Decidieron pagar los impuestos para tener los bienes, y afectó el flujo de caja importante.

•

4. Geología;

•

La comunidad elige democráticamente sus legítimos representantes en elecciones municipales, donde participa el 87% de la población;

•

Las comunidades toman distancia de las asociaciones informales apoyando a las instituciones democráticas.

Año 2011:

5. Factor Social. •

Firma de un convenio a largo plazo para contribuir al desarrollo económico, social, ambiental y cultural del municipio.

Año 2007: Inicio del Proyecto por ENEL GREEN POWER Año 2008: Se obtienen las autorizaciones correspondientes por parte de los municipios locales y de instituciones (Ministerio Medio Ambiente, Ministerio Energía y Minas, Comisión Nacional de Energía, etc.). Año 2009-2010: Inicio de la construcción.

Año 2012: •

Creación de un mesa de trabajo institucional con verificadores y la facilitación del Sistema Nacional de Diálogo Permanente.

Año 2013: •

Firma de un convenio a largo plazo para contribuir al desarrollo económico, social, ambiental y cultural del municipio.

•

Vacío institucional en un municipio por la salida del alcalde;

•

Asociaciones informales remplazan rápidamente a las instituciones auto-declarándose legítimos representantes de las comunidades;

Importancia del Tema Social: -

El tema social es importante acompañarlo por las instituciones de gobierno.

•

Mesas de trabajo informales no dan resultados, a pesar de la presencia de testigos independientes;

Desde la fase de estudio se deben construir relaciones con visión a largo plazo.

•

La informalidad genera información falsa y refuerza posiciones ideológicas que son aprovechadas de manera instrumental para recaudar recursos a través de actores internacionales, que reaccionan a lo que parece desde lejos, una causa justa;

- Que las autoridades garanticen el libre acceso a las instalaciones de interconexión con los agentes. - Buscar mecanismos que agilicen los procesos de licencias, permisos y autorizaciones. 25

Transcripción del seminario de lecciones aprendidas en proyectos de infraestructura eléctrica

Que se ajusten a los cronogramas de los proyectos para que se cumplan en ese sentido.

- Solamente en un trabajo en conjunto y coordinado entre instituciones e inversionistas se garantizará el éxito de los proyectos futuros. Factores que afectaron el cronograma y costo del proyecto

Exenciones Fiscales: Tiempos excesivos en la aprobación de los beneficios en las dependencias encargadas: a) DGE declaración del proyecto renovable y dictamen sobre procedencia de los incentivos; b) MEM autorización para continuar con el trámite; c) SAT certificación de exoneraciones de IVA y Aranceles de Importación.

Interconexión SNI: Geología: •

El estudio de Factibilidad, contemplaba una línea secundaria a conectarse a la Subestación Quixal;

•

Los estudios geológicos estimaban un total de 3.8 millones de mt3 de excavación;

Al solicitarse la autorización, se informó a Enel que el propietario de la Subestación Quixal, tiene entre sus planes conectar el proyecto Xalalá, y que habían otros dos proyectos también interesados en la misma conexión;

•

La orografía de la zona es muy escarpada, por lo que las áreas de botaderos, debieron ser tratadas con procesos especiales de colocación, compactación y revegetación.

•

Debido a esta situación fue necesario construir la subestación Chixoy ll;

•

Debiendo buscar una solución a la interconexión.

1. En el tema social es necesario el acompañamiento de las instituciones de Gobierno que avalen y promuevan los proyectos ante las comunidades y autoridades locales;

•

Clima:

•

En mayo de 2010 la tormenta tropical Ágatha, destruyó parte de red de accesos y algunos puentes en la ruta al proyecto;

•

ENEL debió reparar tramos de los caminos afectados, aproches de puentes y darles mantenimiento, para poder ingresar los equipos de generación y materiales de construcción.

Consideraciones Finales:

2. Desde la fase estudios y desarrollo, se deben construir relaciones con las comunidades y partes interesadas con visión de largo plazo, informando sobre las diferentes etapas de los proyectos y sobre las políticas de RSC; 3. Se debe garantizar el libre acceso o interconexión a las instalaciones existentes a los agentes transportistas; 4. Las autoridades deben buscar mecanismos que agilicen los procesos de licencias, permisos y autorizaciones, que se ajusten y no afecten los cronogramas de los proyectos y se cumpla el incentivo fiscal.

Transcripción del seminario de lecciones aprendidas en proyectos de infraestructura eléctrica

PREGUNTAS Y RESPUESTAS Preguntas

Respuestas Afrontarlo –poner la cara–, el gobierno les apoyó en su momento. Hablar con las autoridades, explicarles cómo habían obtenido todas las autorizaciones. Surgen una serie de solicitudes desproporcionadas de comunidades que estaban fuera de la consideración para un proyecto del tamaño de Palo Viejo (20% de las ganancias de las regalías netas y una cantidad de millones de quetzales para que les permitieran continuar con la construcción).

En este proyecto se presentarán retos sociales para ENEL. ¿Cuáles fueron las acciones concretas que desbloquearon las acciones del proyecto?

Se contacta a las instituciones del Estado, quienes proporcionan acompañamiento en las mesas informales con autoridades que no fueron elegidas legítimamente por las comunidades: Se consigue ir desvirtuando los argumentos de las comunidades y de sus solicitudes, los cuales eran realmente fuera de algo que pudiera ser proporcionado por el proyecto; Se recibió el acompañamiento de testigos de honor que apoyaron en el sentido de aclarar asuntos; Después, en 2011 la elección del nuevo alcalde permite tomar acciones con autoridades legítimas.

Dentro de la negociación y acuerdo a que se llegaron para continuar con la ejecución, ¿se hizo algo específico en cuanto a algún contrato con las autoridades municipales?

Se logró un acuerdo con las autoridades electas después del conflicto. Firmado a principios de año y que precisamente hace poco se hizo el primer aporte a la comunidad en términos que permita el contrato mismo;

En lo que respecta a los acuerdos y la negociación social involucrada: ¿Hubo influencia de la Iglesia católica y como eso se manifestó en todo este conflicto que afrontaron?

Participaron las dos iglesias (Mons. Ramazzini representando a católicos y el representante de las congregaciones evangélicas). Dentro del acuerdo formal y final con la comunidad del alcalde de Cotzal, no hubo participación de la iglesia.

Contrato muy interesante y que exige transparencia. Si hay un acuerdo suscrito para el efecto.

Mientras hubo intercambio y diálogo con las autoridades que no eran legítimas electas, sí participó el acompañamiento de autoridades religiosas. Es la forma que se encontró para avanzar en el proyecto;

Llegaron a acuerdos que fueron capaces de permitir continuar con el proyecto, ¿lo ven como algo positivo, un buen ejemplo o algo a seguir?, ¿O es algo que no debiera replicarse?

Se tiene que compartir el valor de estos proyectos; Hay que llevar energía a esas comunidades; No hay cómo sustentar que las comunidades no tengan electrificación y allí tienen una de las hidroeléctricas más grandes del país (en el departamento están las 3 más grandes). Importante compartir la riqueza de estos proyectos; Con el IDAEH, se tomaron acciones para conservar el patrimonio histórico que se encontró en parte del proyecto.

Transcripción del seminario de lecciones aprendidas en proyectos de infraestructura eléctrica

PREGUNTAS Y RESPUESTAS Preguntas

En cuanto a la dificultad que hubo para hacer uso de los incentivos fiscales. ¿Con cuánta anticipación trataron de hacer esos trámites?

Respuestas Se inició en el momento de firma de contrato de provisión de bienes y materiales y que caen dentro de lo del proyecto. Iniciaron inmediatamente. Conocían de la dificultad en el proyecto de generación Montecristo para cumplir con los requerimientos de DGE, de la SAT; y el MEM que son al final los que aprueban las licencias; El inconveniente cuando se está al inicio de la fabricación es que no se tiene toda la información para documentar los equipos que va a hacer, las partidas arancelarias; el proveedor recomienda unas, la SAT piensa que son otras. Al final del día el inconveniente son los tiempos de gestión. En algunos casos se logró fácilmente o en los tiempos estipulados.

El tiempo entre el inicio construcción y la puesta en operación fueron casi 3 años. ¿Durante ese período no fue posible conseguir las excepciones?

Se consiguió el 20% del total de las exenciones previstas. No fue posible utilizar este mecanismo, ya que se necesita tener el equipo en el tiempo que te lo exige el contratista, y conseguir la ventaja de la exención estuvo desfasada del cronograma del proyecto.

¿Que impacto en cuanto a la valoración financiera del proyecto, más o menos, representa el poder contar con esas excepciones al final del día (es decir, en cuánto afecta la Tasa de Retorno)?

No se tiene el número, pero como hubo otros. No se tiene en mente pero sí se ha calculado.

Contratos de conexión: la decisión de adonde conectarse por la dificultad experimentada. ¿Cómo ven lo que respecta a la interconexión con el PET?

Sin comentarios

Transcripción del seminario de lecciones aprendidas en proyectos de infraestructura eléctrica

ii. AGER Experiencia y lecciones aprendidas en proyectos de generación Juan Carlos Méndez. Ingeniero Electricista y Presidente de AGER, Presidente Ejecutivo de la División de Energía de Corporación Multi-Inversiones, experto en Energía Renovable –hidroeléctricos, eólicos, geotérmicos – y Finanzas. Objetivo: Experiencias en Asociación de Generadores de Energías Renovables en Guatemala –AGER–, y lecciones aprendidas en la gestión de proyectos, perspectiva técnica, desde el punto de vista regulatorio, de mercado, social y ambiental. Moderadora: Carmen Urízar 1. ¿Qué es AGER?

Los proyectos en cartera para el año 2015, resultado de iniciativas de nuevas inversiones, y de centrales adjudicadas en los procesos de licitación PEG 1 y 2. En 14 años se han construido 69 centrales de generación, pero en el plazo de 3 años para el año 2015, se han de construir 56 centrales de generación. Esto es un gran reto, y aunque hay muchas centrales pequeñas, lo cierto es que las dificultades que tienen las pequeñas, no son muy diferentes muchas veces de las que experimenta una central grande. Destacan 46 hidroeléctricas, donde hay una buena cantidad de GDRs, alrededor 21 Centrales pequeñas, 3 centrales de viento, 2 solares y algunas que tienen que ver con carbón, gas natural y bunker que son resultado del proceso de licitación.

Es una Asociación dedicada a la promoción de las Energías Renovables en Guatemala. 41 asociados. No solo desarrolladores de proyectos, sino empresas que están interesadas en el estudio y proveeduría de servicios a todos esos proyectos de ER. Se han trazado también como meta, en el 2025, un 80% de la generación proveniente de la ER.

2. Gestión de Proyectos

Del 1998 a 2012, se observa que la capacidad instalada adicional está en el orden 1,373 MW compuestas por 69 centrales de generación. La mayoría de hidroeléctricas (19), pequeñas también GDRs (especialmente en los últimos años), y de plantas que utilizan bunker como combustible primario. Recién en años recientes centrales hidráulicas han venido aumentando de tamaño. Lo significativo es que muestra una señal positiva hacia el inversionista, éste ha entendido el mensaje del sector y de alguna manera ha reaccionado positivamente en el sentido de buscar inclusive buscar inversiones mayores.

El éxito o la probabilidad de éxito del desarrollo de proyectos depende que se haga una buena gestión de estos proyectos. Hay metodologías, buenas prácticas, y lo que ha funcionado: Área del Alcance de los proyectos: Tener claro el alcance de los proyectos, el tiempo, los costos asociados y la calidad;

- Área del Desarrollo: es necesario seguir una secuencia y fases lógicas: •

Gestión de oportunidades, analizar detenidamente la oportunidad, entorno del proyecto;

•

Metodología y prácticas de cómo se toma una idea de proyecto y se lleva a una realidad; 29

Transcripción del seminario de lecciones aprendidas en proyectos de infraestructura eléctrica

•

Gestión de la operación: el día a día;

Fases de la Gestión de Proyectos:

•

Transversal: la gestión del conocimiento, que es poder trasladar las experiencias a lo interno de las organizaciones y traducir en algo de valor.

Fase de Inicio

La gestión de oportunidades tiene que ver con una secuencia que van de lo macro a lo micro. 1. Analizar lo atractivo de cada una de las tecnologías, con las necesidades; 2. Qué condiciones hay en relación a la matriz energética específica;

Objetivos: ✓ Definir alcance preliminar de la fase; ✓ Identificar aprendizajes que colaboren en la implementación de la fase. Entregables: ✓ Project Charter Inicial; ✓ Aprendizajes Identificados. Fase de Planeamiento:

3. Decidir en dónde se quiere invertir.

Objetivos:

Hay que analizar el tema de las regulaciones nacionales y regionales, ver así el mercado regional, riesgos y amenazas.

✓ Definir el alcance, desarrollar cronograma y presupuesto para cumplir los objetivos e identificar riesgos;

Luego del análisis inicial, ya se puede definir el proyecto.

✓ Garantizar la aprobación de la ejecución de la fase.

La Gestión de Proyectos es básicamente una rutina que se utiliza para poder plantear, monitorear y verificar que ese proyecto está cumpliendo con las expectativas inicialmente definidas.

Entregables:

El ciclo normal de la Gestión de Proyectos: Etapa de inicio, Etapa de planificación, Fase de ejecución y un Cierre que va unido a unas lecciones aprendidas, que es bueno dejarlas documentadas. Cada una de las etapas tiene una serie de objetivos y de entregables.

✓ EAP (Estructura Analítica del Proyecto) y Cronograma; ✓ Riesgos ubicados en un Mapa; ✓ Presupuesto; ✓ Project Charter. Fase de Ejecución Objetivos: ✓ Completar tareas definidas en el cronograma para satisfacer las especificaciones de la fase; ✓ Evaluar el desempeño continuamente para identificar variaciones con el cronograma.

Transcripción del seminario de lecciones aprendidas en proyectos de infraestructura eléctrica

Entregables: ✓ Reportes Semanales avance; ✓ Reporte de Costos; ✓ Análisis Ruta Crítica.

muy fácil. Pero cada proyecto tiene diferentes problemas y complejidades; •

Los proyectos exitosos son aquellos que se gestionan profesionalmente y con método. Las cosas no ocurren por casualidad;

Objetivos:

•

✓ Formalizar la finalización de la fase; ✓ Identificar, consolidar y documentar las principales lecciones aprendidas durante la fase.

Planificación. Cuanto más se planifica más suerte se tiene. Se dice 80% de planificación, 20% de ejecución;

•

“Execution is God” (DELL);

Fase de Cierre

Entregables: ✓ Finalización del Proyecto; ✓ Lecciones Documentadas. Lecciones Aprendidas: Las lecciones aprendidas se pueden ordenar de acuerdo a las siguientes perspectivas: • • • • • •

Gestión de Proyectos; Técnica; Regulatoria; Mercado; Socio-Ambiental; Financiera.

Lecciones aprendidas desde la perspectiva de la gestión de proyectos: •

Es necesario desarrollar una visión integral del proyecto;

•

Los proyectos no fallan al finalizar, fallan en su concepción. Un mal comienzo provoca un mal final, como regla general, con excepciones;

•

Nunca debe subestimarse la complejidad de los proyectos. Algunos creen que es

La ejecución, la disciplina el monitoreo es lo que saca adelante a los Proyectos; •

Cuanto más ridículos los plazos de entrega, más despilfarro de recursos en lograrlos. Hay que ser realistas;

•

El riesgo de no hacer la gestión de riesgos, es el mayor de los riesgos;

•

Evitar a toda costa las economías mal entendidas. Pasa la factura más adelante;

•

Mantener el sentido de urgencia, tiempo, costo y calidad. El proyecto se atrasa día a día.

Lecciones aprendidas desde la perspectiva técnica: •

Debe evaluarse correctamente el recurso. Sobrestimación o subestimación puede ser fatal;

•

Invertir lo necesario en la ingeniería y la planificación;

•

No ignorar o saltarse etapas (pre-factibilidad, factibilidad, etc.);

•

La selección de un buen contratista es crítico. No por ser más grande es mejor; 31

Transcripción del seminario de lecciones aprendidas en proyectos de infraestructura eléctrica

•

Deben asignarse los riesgos del proyecto a las partes que estén mejor preparadas para manejarlos y mitigarlos. Por ejemplo, ejecutar la obra por cuenta propia, puede dejar malas experiencias;

•

La naturaleza da sorpresas y generalmente desagradables. Desarrollar planes de contingencias;

•

Tener cintura y estar preparado para hacer cambios, inclusive drásticos, durante la ejecución;

•

La modalidad de la contratación depende del tipo, complejidad y condiciones específicas del proyecto y del desarrollador;

Hay que seguir los ciclos económicos mundiales ya que afectan todos los productos importados (equipos de generación);

Las lecciones aprendidas desde el punto de vista de mercado: •

Los mercados “desregulados” tienen mayores riesgos para los participantes que los mercados monopólicos. Hay mayor competencia;

•

El mercado eléctrico es un mercado donde se compra y se vende un “commodity” dominado por expertos;

•

Las licitaciones promovidas por las Distribuidoras son el vehículo ideal para la contratación largo plazo de los proyectos renovables;

•

Aunque los financistas están más abiertos a tomar riesgos de mercado en proyectos renovables, un buen contrato PPA facilita el financiamiento;

•

Debe considerarse que el mercado eléctrico está evolucionando a un mercado regional.

Las lecciones aprendidas desde el punto de vista regulatorio:

Las lecciones aprendidas, perspectiva social y ambiental:

•

La industria eléctrica es una de las más reguladas a nivel nacional. Tenemos que estar preparados;

•

La socialización de los proyectos es tan importante como la factibilidad técnica;

• •

La generación es libre, pero no tanto. Hay barreras importantes a la inversión;

La conflictividad social debe abordarse de manera estratégica, integral y con recursos;

•

Saber de electricidad es lo de menos, hay que entender de economía, de leyes, de finanzas, y mucha matemática;

•

La Ley no es suficiente, tampoco la buena fe;

•

Desarrollar dentro de la organización un sentido de empatía y entendimiento de la cultura indígena;

•

La RSE es el mecanismo más efectivo para atender las demandas de las comunidades y crear un ambiente de cooperación y desarrollo sostenible;

•

Es bueno hacerse acompañar de un buen abogado;

•

Tomar en cuenta los plazos “normales” para la obtención de permisos y autorizaciones.

Transcripción del seminario de lecciones aprendidas en proyectos de infraestructura eléctrica

•

Las relaciones comunitarias deben hacerse en forma estructurada y siguiendo las mejores prácticas y casos de éxito ya existentes en Guatemala; El deterioro del medio ambiente es un factor a considerar en el diseño de las nuevas centrales.

Las lecciones financiera:

aprendidas,

perspectiva

•

Los financistas prefieren los proyectos debidamente garantizados y/o financieramente muy sólidos;

•

Un promotor de calidad es apreciado;

•

Los financistas internacionales (banca multilateral o bilateral) son muy sofisticados y los procesos de financiamiento son engorrosos y con altos requerimientos y costos;

•

La banca local y regional está empezando a participar en el financiamiento de proyectos Greenfield, especialmente renovables. Hay que aprovechar los períodos de alta liquidez;

•

Normalmente los contratos de financiamientos son sumamente restrictivos, un buen abogado puede ayudar;

•

Es importante ganar y mantener la confianza de los financistas. Pueden darse situaciones de incumplimiento. Es importante un buen sponsor;

•

Cuando se trata de financiamiento internacional el cumplimiento de altos estándares ambientales y sociales es requerido (Banco Mundial, Principios Ecuador).

Conclusiones: Hay por lo menos 56 centrales en desarrollo o construcción en este momento, es un gran reto lograr que todas ellas lleguen a construirse, en tiempo, en presupuesto y con la calidad requerida. Un número importante de proyectos tendrán serios problemas. •

Cada desarrollador tiene su propia visión del proyecto y cuenta con ciertas competencias para hacer frente a las dificultades que aparecerán durante la implementación;

•

Hay herramientas y métodos de gestión de proyectos que pueden ayudar al éxito de los mismos y que unidos a un liderazgo claro y una disciplina de ejecución pueden hacer la diferencia;

•

La industria eléctrica es especialmente compleja, tradicionalmente había estado en manos de empresas estatales especializada con mucha capacidad de absorber sobre costos. En un mercado desregulado los sobrecostos y errores los absorbe el desarrollador.

Resumen de los puntos importantes, por Licenciada Carmen Urízar 1. Algo muy positivo de los proyectos de Energías Renovables, es el crecimiento que se ha dado del 98-2012 y los grandes desafíos que se tienen en los próximos tres años, pero con una visión futurista positiva. 2. Para desarrollar proyectos, varios mensajes sobre el secreto de su éxito: a. La necesidad imperiosa de planificar “el que no planifica pone en riesgo grandemente los resultados de un proyecto”. Importancia de fijar un 33

Transcripción del seminario de lecciones aprendidas en proyectos de infraestructura eléctrica

norte. La necesidad de ver el bosque y no sólo el árbol; b. La necesidad de no improvisar; c. Entender muy claramente la parte de los riesgos. 3. Se confirma el dicho que: “no es casualidad, sino causalidad”. Se pone muy claro. o Para llegar de un lugar a otro hay que trabajar muy fuertemente. Es evidente que la ruta crítica de todo lo que hay que hacer en un negocio eléctrico; saber los pasos que hay que dar; o El sentido de urgencia. No hay recetas, cada proyecto tiene sus propias características; o La necesidad, aún dentro de la planificación, se pone de manifiesto la importancia de la flexibilidad.

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PREGUNTAS Y RESPUESTAS Preguntas

Respuestas

¿Cómo hace AGER para participar en el tema de la conflictividad actual de los proyectos?

Básicamente AGER es una asociación donde se busca promover y facilitar el desarrollo de los proyectos y se ha hecho muchas veces esta pregunta. AGER no tiene el papel de resolver los problemas sociales o de ser un intermediario, o negociador cuando surge un conflicto. Básicamente, lo que hacen es preparar y sugerir utilizar herramientas técnicas –que facilitan a los asociados– para utilizar y adaptar en las circunstancias particulares. AGER se encuentra trabajando fuertemente en el desarrollo de un manual de buenas prácticas de relacionamiento comunitario; e igualmente en un manual de inversión, con programas de Responsabilidad Social: inversión estratégica social.

¿Por qué AGER no toma el liderazgo de comunicación para formar e informar a la opinión pública sobre la bondad de las ERs?

Parte de la respuesta anterior, ya están de hecho en el inicio de una campaña publicitaria, que podrá permanecer por largo tiempo, o convertirse en permanente. Presenta cierta dificultad y complejidad armar una estrategia comprensiva y que tenga un alcance a nivel nacional.

¿Cuál es el procedimiento para lograr la aceptación de un proyecto por la comunidad y qué expectativas hay en cuanto a procedimientos en el MEM, MARN, Gobernación, Alcaldías, etc.?

AGER ha atendido recientemente (últimos dos meses) la presentación del manual de Buenas Prácticas de Relacionamiento Comunitario, en conjunto con el IFC. Básicamente como AGER, se están adhiriendo a ese manual de buenas prácticas. No es una receta, pero sí tiene una estructura. Es un manual valioso: aporta ideas de lo que se debe hacer, desde el manejo de cómo acercarse a las comunidades, cómo identificar a los líderes, la forma de comunicar oportuna y transparentemente, una estructura que pueda atender reclamos. La AGER pone a disposición de interesados, el proporcionar atención personalizada para dar a conocer la aplicación del manual.

En orden de prioridad ¿cuáles son las principales barreras en las diferentes fases de un proyecto, en cuanto a autorizaciones, construcción, operación?

¿Cuáles son las principales recomendaciones para que se optimicen los tiempos?

La gestión con terceros. Todo lo demás está bajo el control del desarrollador. Tiene que ver con: 1) los permisos, no por la dificultad/complejidad, sino por el tiempo que toman; 2) aspecto socio-ambiental. En este momento, la preocupación máxima que se tiene en los desarrolladores de proyectos está en el manejo exitoso de las relaciones comunitarias –que afectan la implementación de los proyectos; 3) Mercado. Muchos desarrolladores asumen que los proyectos se venden solos. O que en realidad las perspectivas de mercado no deberían de ser importantes (por deficiente comprensión de éste). Recomendación para los nuevos desarrolladores que hace proyectos por primera vez: Hay que entender en qué mercado, en qué precios es que estos proyectos van a operar y hacer transacciones. Tiene que ver con el sentido de urgencia, y gestionar a los terceros –un poco a las instituciones, al contratista, a los proveedores, etc.–. Tiene que ver con: 1ero. ) La claridad de cuándo y qué se necesita; 2do.) Con seguimiento constante, que es a través de una gestión del día a día. Un proyecto que se atrasa un año empezó con lo que se hace día tras día. Como AGER, se están trabajando con el MEM para impulsar algunas medidas que faciliten las aprobaciones. Asimismo con el MARN, buscando que haya procesos dedicados para facilitar/agilizar la aprobación de proyectos de ER.

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Requisitos para el Desarrollo de los Proyectos a. Autorizaciones de Uso de Bienes de Dominio Público Fabio Gudiel. Ingeniero Electricista y Jefe de la Ministerio de Energia y Minas Unidad de Planificación Energética del MEM; con estudios especializados en Proyectos y con más de 10 años de experiencia desempeñándose en la Dirección General de Energía. Objetivo: Requisitos para recibir aprobación para la utilización de bienes de dominio público en proyectos de Generación de Energía Eléctrica –Transporte y Generación Renovable–; aplicación para la obtención de Incentivos para proyectos de electricidad. Algunos de los Trámites que realiza el MEM en materia de proyectos de energía. La base legal es el Art. 13. Autorización (LGE): la utilización de bienes de dominio público. Interpretación, posiblemente en muchos de los casos autoriza un registro, una calificación, pero dentro del contexto de la ley, está establecido para bienes de dominio público. Requisitos generales (no solo en el MEM, sino en toda la administración pública) 1. Acreditación del solicitante

a. Copia legalizada del Acta de Constitución Social; b. Copia legalizada del Nombramiento del Representante Legal; c. Documento de acreditación del Representante Legal; d. Patentes de la Sociedad y Comercio. Requisitos (Art. 4 de la LGE) Específicos -

El nivel de factibilidad que se requiere el proyecto; - La descripción del proyecto; - Copia de los planos. Acotados en planta y perfil; - EIA; - Impactos Eléctricos (estudios NEAST); - Especificación de bienes a utilizar; - Cronograma y Presupuesto. Entregables 1. Folder (original y copia); a. Plano del proyecto; 2. Plica (para constituir tal debe llegar debidamente sellado); b. Información en detalle. Proceso de Autorización 1. Revisión inicial: solicitante presenta la solicitud: a. Se debe verificar si el área de la autorización está libre u otorgada; b. Si el área de autorización no está otorgada. 37

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2. Análisis Técnico –de la documentación–: a. Se verifica que el contenido sea lo que se requiere; i. Pueda ser que en la revisión inicial de la plica vengan planos; 1. Que los planos correspondan al proyecto; ii. Si cumple con los requisitos técnicos. b. Inspección técnica al área del proyecto; 1. Que no hayan otras instalaciones en área del proyecto que puedan verse afectadas; 2. Que la información incluida en la solicitud sea correcta y verídica; 3. Se emite una opinión Técnica. 3. Análisis Jurídico: a. Verificar que la información cumpla dentro del contexto y normativa jurídica; b. Se emite un dictamen jurídico: i. Si son bienes del estado o dominio público, hay injerencia del asesor jurídico del Estado –PGN– a la cual se le consulta para que emita su visto bueno; ii. Si se aprueba; 4. Emisión de Acuerdo Ministerial: a. Se le da al solicitante para que lo publique en el Diario de CA; b. Establece la ley, que existen 30 días desde la emisión del Acuerdo para que se pueda pasar a la suscripción del contrato. 5. Suscripción de Contrato: a. Establece las obligaciones y derechos que debe tener el adjudicatario; b. Una vez firmado, el adjudicatario ya puede desarrollar su actividad. 38

Aspectos Clave e Importantes 1. Solicitud de acuerdo al tipo de servicio que se está solicitando; 2. Nombre del proyecto; 3. Requisitos Mínimos; 4. Documentos Concordantes; 5. Límites Municipales. Aplicación de la Ley de Incentivos –Decreto 52-2003Centrado en el Artículo 5. Donde se establecen los incentivos a otorgar. Reglamento 211-2005, se desarrollan los procedimientos y se regula la ley. Incentivos 1. Exención de derechos arancelarios para generación de energía, –el IVA–; 2. Exención del ISR en primeros 10 años de operación. Calificación: Si es o no renovable el proyecto, calificación de maquinaria y equipo solo para el proceso y directamente relacionado y calificación de los períodos. No se pueden mezclar incentivos para distintas etapas: Construcción, operación comercial, etc. Los incentivos los otorga la SAT, el MEM solo califica y emite una resolución. Recomendaciones Generales - Trazar una ruta de gestiones que hay que desarrollar en todas las instituciones involucradas. - Información concordante en documentación entre las instituciones. - Identificar en forma única el proyecto - Abocarse al MEM previo a realizar una solicitud

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Preguntas

Respuestas

¿Dentro de los requisitos se pide el presupuesto del proyecto, por qué y para qué? No es información relevante para dar una autorización.

Aclaración: el funcionario hace lo que la ley le manda. El cronograma y el presupuesto están incluidos en los Requisitos Mínimos que están establecidos en el LGE. Dentro de los análisis de la razón de ser de la solicitud del presupuesto, se encuentra que para cualquier proyecto se debe saber el monto que costará. El objeto es que se ha considerado la implementación de una fianza de cumplimiento -no arbitraria- relacionada al costo del proyecto (para evitar la especulación de proyectos).

Cuando las autorizaciones son productos de un concurso, ¿cuáles son los criterios que se toman en cuenta para adjudicar un proyecto?- ¿cómo se garantiza que se esté otorgando al mejor desarrollador?

Aún no se dispone de una amplia experiencia en este tipo de solicitudes. Se sigue un proceso lógico. Evaluar que los requisitos mínimos se cumplan. En el caso que se cumpla por más de uno de los interesados los requisitos mínimos, se evaluará el mejor proyectado. Se ven criterios: Que sea socialmente viable; Que el desarrollador tenga la capacidad de llevarlo a cabo/ ejecutarlo.

Se ha visto que muchos expedientes de proyectos estiman meses en el MEM para conseguir una resolución. ¿A qué se debe el tiempo tan largo?

En la gestión de expedientes, debido a la estructura organizacional actual, los procesos son muy burocráticos y largos. Es necesario hacer una reingeniería de procesos –en el MEMy/o utilizar herramientas informáticas que permitan ser más ágiles en el análisis de las solicitudes.

¿Qué hace el MEM para prevenir, que se soliciten autorizaciones para poder especular con los proyectos y que no correspondan efectivamente a desarrolladores, sino a una persona que quiera especular con una autorización?

Actualmente, dentro del contrato de la autorización se están colocando obligaciones más rigurosas a los adjudicatarios. Se ha colocado una fianza de cumplimiento del contrato, y de no cumplirse la ejecución se solicita el cumplimiento de la obligación para con el MEM.

Con respecto a GDRs. Debido a que un GDR no hace un trámite de autorización, ¿qué certeza jurídica tiene este GDR, que no pueda venir un proyecto después a utilizar las mismas cotas que su proyecto?

En este caso, el MEM desde hace años, en virtud de que la LGE establece una obligatoriedad para generadores mayores de 5 MW, creo un registro con fines estadísticos para proyectos menores a 5 MW. Esto aporta conocimiento al MEM de qué proyectos hay, y en que áreas. Segundo, dentro de la información que presenta el solicitante menor a 5 MW, indica las fechas estimadas en que iniciará operación, y si no inicia en ésta, hace el MEM un requerimiento de cumplimientos, y si se determina que no es una empresa que no lo va ha desarrollar se procede a cancelar el registro.

Sobre GDR. El estudio de Capacidad y Conexión: ¿se presenta el Estudio de C&Conex como el estudio de impacto eléctrico?

Respondida por Rafael Argueta: Se afirma que esta consulta se verá clarificada en la presentación de CNEE con lo que respecta a la NTGRD.

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b. Ambientales Estudios de Impacto ambiental e instrumentos ambientales Diego López. Arquitecto y Asesor de la Unidad de Calidad Ambiental del MARN. Docente y experto en Diseño Ambientalmente Amigable. Objetivo: Requisitos para la presentación de Instrumentos Ambientales, y la experiencia en su evaluación dependiente de su categorización –magnitud o impacto ambiental–, y utilización de la Ventanilla Única –Ágil–. La base legal es el Decreto Ley de Protección y Mejoramiento del Medio Ambiente. En el artículo 8 se establece Estudio de impacto ambiental. En el año 96 empieza el proceso de legalización de los proyectos que se realizan en Guatemala. En el 2000 se crea el MARN, y su reglamento. Se actualiza con el acuerdo gubernativo 431-2007, el proceso administrativo para aprobar o no el instrumento ambiental. El MARN aprueba o no la gestión ambiental, el instrumento ambiental y no el proyecto en sí mismo.

Qué es un instrumento ambiental: 1. Un documento, que establece una línea base y la forma en que se ha de realizar la gestión ambiental de un proyecto. Es decir un EIA o Instrumento Ambiental, establece una situación actual sin y con proyecto para analizar la viabilidad ambiental e intentar predecir en proyectos a futuro, de qué forma va a afectar al ambiente y proponer de qué forma se va a reducir o compensar el daño al ambiente. La parte ambiental de todo proyecto siempre o casi siempre se puede viabilizar. Es decir se puede superar las observaciones para que sea viable. No es viable cuando está en un área protegida, indicado por CONAP –ente rector en Áreas Protegidas–. También lo puede negar el INAB, e incluso el MEM. El acuerdo gubernativo actual obliga a solicitar opinión técnica en dos ocasiones, a saber: 1. Si es de área protegida, con CONAP; 2. Si es proyecto de energía, con el MEM. Clasificación de los Instrumentos ambientales - -

Correctivos: para obras que ya existen; Predictivos: para obras que aún no existen y están en fase de planificación.

El EIA es uno de los varios Instrumentos Ambientales.

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TIPOS DE INSTRUMENTOS AMBIENTALES Instrumento Correctivo

Instrumento Predictivo

Bajo Impacto Ambiental Potencial

Diagnóstico Ambiental de Bajo Impacto (DABI)

Evaluación Ambiental Inicial (EAI)

Alto Impacto Ambiental Potencial

Diagnóstico Ambiental

Evaluación de Impacto Ambiental (EIA)

Categorías de Proyectos AMI Mínimo Impacto Ambiental Potencial

C Bajo Impacto Ambiental Potencial

B2 Bajo a Moderado Impacto Ambiental Potencial

La mayoría de proyectos eléctricos, no llegan a ser megaproyectos. Los proyectos de generación eléctrica siempre están entre las categorías B2 y A –dependiendo de la generación que tengan–. Los proyectos de transporte se basan en la longitud de las LTs. Comentario: No se puede ver el proceso en el MARN como un trámite, sino como un análisis técnico-científico para establecer la viabilidad ambiental del proyecto, y para establecer que las medidas de corrección, compensación y mitigación son las adecuadas a la magnitud del proyecto. En la mayoría de los casos se está prediciendo, siempre se hace más holgado por cualquier imprevisto no considerado. El tiempo que se lleve queda en segundo plano con respecto a la importancia de protección del ambiente. Cuando los proyectos se clasifican de B1 es predictivo. Para los A y Megaproyectos se uti-

B1 Moderado a Alto Impacto Ambiental Potencial

A Alto Impacto Ambiental Potencial

MP Proyectos de alcance nacional o regional

lizan los TDRs que se encuentran en la página web del MARN. Para los proyectos eléctricos de generación o transporte, generalmente se utiliza un proceso alternativo que existe en la que las personas ingresan solicitud de TDRs específicos para su proyecto. El MARN genera una lista de requisitos que el consultor debe cumplir y qué instrumento utilizar a efecto que esté completo y pueda ser analizado. Para saber en qué categoría se ubica un proyecto: En el Acuerdo 134-2005, se aprobó el listado taxativo de proyectos, el cual es una guía para dar una idea de dónde/cómo puede quedar en categoría cada proyecto. A pesar de ser una guía, queda siempre a mejor criterio técnico del MARN, por medio de la Dirección General Gestión Ambiental, finalmente asignar la categoría de un proyecto. Tanto subirla o bajarla –categoría– depende de las características particulares de cada proyecto. El taxativo fue creado en el 2005. 41

Transcripción del seminario de lecciones aprendidas en proyectos de infraestructura eléctrica

La información de los TDRs y de los Instrumentos Ambientales está en la página web del MARN (www.marn.gob.gt), en la parte de Ventanilla Única. Allí se encuen-

tran todos los documentos que necesitan los consultores y todo lo que se exige en un IA para un proyecto.

¿Cuál instrumento corresponde a cada categoría? AMI

Instrumentos Predictivos

Instrumentos Correctivos

Evaluación Ambiental Inicial para Actividades de Mínimo Impacto

Diagnóstico Ambiental de Mínimo Impacto

Evaluación Ambiental Inicial –EAI– (Formulario)

Evaluación Ambiental Inicial –EAI– (Formulario) más Plan de Gestión Ambiental

Estudio de Impacto Ambiental (EIA) según TDR’s generales.

Diagnóstico Ambiental de Bajo Impacto –DABI– (Formulario)

Diagnóstico Ambiental de Bajo Impacto –DABI– (Formulario) más Plan de Gestión Ambiental

Diagnóstico Ambiental (D) según TDR’s generales.

Acuerdo Gubernativo 431-2007, Art. 28

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PREGUNTAS Y RESPUESTAS Preguntas

Respuestas

¿Cuándo podríamos tener guías ambientales específicas para el sector eléctrico?

El proceso de creación de guías ambientales ha avanzado, habrá que consultarlo con altas autoridades del MARN, que es un proceso que podría empezar. Las guías existentes han iniciado como una iniciativa del sector interesado (ya existen algunas guías ambientales). Hay que proponerlo al MARN.

¿Están conscientes de lo que está establecido en la LGE y qué están haciendo en la programación para cumplir con los 60 días?

Con respecto a los registros y el cumplimiento de las medidas de mitigación

El PET ha sido declarado de urgencia nacional. ¿Existe alguna instrucción en el MARN para darle la prioridad necesaria y mecanismos para acortar los plazos de trámites?, ¿o son tratados como cualquier otro?

Los tiempos administrativos ha sido algo delicado en el MARN, en marzo (2013) inició un proceso de revisión de tiempos (éstos se han reducido un poco). En cuestión legal, al MARN el reglamento le indica solicitar a CONAP cuando es ÁREA PROTEGIDA, y al MEM. El análisis de un IA toma 4 meses (80 días hábiles), pero las opiniones y ampliación de la información, no cuentan dentro del tiempo establecido en ley. Cuando se piden informes, la periodicidad va de 3 a 6 meses. Entonces, cuando una empresa es ambientalmente responsable los registros se llevan a cabo sin que el MARN los pida. Las medidas de mitigación no se consideran excesivas sino correctas. La idea de los IA es que si lo realiza un consultor debe balancearse con lo que el MARN solicita y lo que la empresa pueda generar. Depende de la magnitud, y este proyecto tiene la magnitud más alta. Los documentos aportados son voluminosos y deben ser analizados completamente. La ley obliga enviar a solicitar opinión, y ésta les faculta para desestimar la opinión de CONAP si no se entrega la misma en 15 días hábiles. En algunos casos, la socialización dura años previos al diseño del proyecto. La parte social antes de que todo el proyecto se ejecute puede agilizar el transitar del proyecto en las instituciones involucradas en la gestión permisos/avales.

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c. Cambio de Uso de la Tierra Estudios del Cambio del Uso de la Tierra Mario Saúl Cifuentes, Abogado y Notario. Jefe de la Unidad de Asuntos Jurídicos del INAB. Con experiencia para el Cumplimiento de la Legislación Ambiental en el MARN, y asesor jurídico de instituciones como: INDE, Empresas Distribuidoras de Electricidad y CNEE. Objetivo: Experiencias del INAB en las autorizaciones de los ECUT, áreas de su competencia relativas a los Instrumentos Ambientales, y Gestión Forestal. Licencia forestal para cambio de uso de la tierra: Facultad otorgada por el Estado a personas individuales o jurídicas, para que por su cuenta y riesgo se realicen aprovechamientos forestales en terrenos de propiedad privada cubiertos de bosque, para otros usos diversos. Artículo 36 de la Ley Forestal: Requisitos para la licencia de cambio de uso de la tierra: 1. Solicitud con información mínima; 2. Certificación del Registro General de la Propiedad –un alto porcentaje de la propiedad en Guatemala se encuentra en posesión, también se permite presentar otros documentos que garantice la posesión del inmueble– Declaraciones juradas, certificaciones municipales, etc.; 3. Plan de aprovechamiento; 4. Estudio de factibilidad o justificación del proyecto; 44

5. Estudio de capacidad de Uso de la Tierra –ECUT–; 6. Constancia de aprobación del EIA. El interesado pagará: a) Fondo Forestal Privativo o b) Reforestará un área igual a la transformada ASPECTOS RELEVANTES -

Cambio de cobertura en tierras de vocación forestal –es necesario tener a la vista el plan de manejo–;

Pago al Fondo Forestal Privativo –el valor de la madera en pie (10% sobre lo que se considera que tiene el valor comercial de la madera a talar y va a dar tanto al INAB como a la Municipalidad);

Cuencas Hidrográficas –prohibido eliminar bosque en las cuencas–;

- Licencia –es la autorización para implementar el plan de manejo–. La ley Forestal es de desarrollo, contempla la licencia como aprovechamiento forestal. No es cambio para otra actividad, sino de aprovechar la madera; -

Solicitud de Licencia –no se admite si no se acompaña del Plan de Manejo y los requisitos técnicos;

- Obligaciones de Repoblación Forestal –ver literal c) Art. 67 Ley Forestal; -

Estudio de Pre-factibilidad –para proyectos > 10 MW;

- Monto de la licencia –pagar 10% de la madera en pie, y pagadero al ser autorizada la licencia y en función de las especies forestales existentes y de variables técnicas comerciales–.

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Lecciones Aprendidas en la Gestión Forestal - El proyecto eléctrico más importante para INAB es la gestión con TRECSA desde 2011 (actualmente se tienen 601 días de gestiones administrativas con TRECSA, se han emitido 1,651 licencias= 2.25 licencias/día para cambio de uso de la tierra). El INAB es plenamente consciente de la importancia que implica para el país. Se ha priorizado esa gestión, que se refleja en la cantidad de licencias; - Se deben aplicar correctivos para hacer más dinámica la gestión o Problemas para autorizar licencias porque los tendidos eléctricos son trazados sin considerar aspectos técnico-forestales (e.g. pendientes, cauces de río, fuentes de agua o la Capacidad de Uso de la Tierra). La normativa forestal prohíbe el corte de bosque cuando la pendiente es muy pronunciada (por la erosión); o Fuentes de agua: parte de la normativa forestal está incluida en el código de salud que prohíbe la eliminación de bosque en ciertas áreas circundantes a las fuentes de agua; o Inconvenientes con el Inventario forestal –la información que presentan los usuarios–. El tramo normalmente de las LTs es largo y variable en sus condiciones, por lo que al final existen variaciones o diferencias significativas al verificar las especies forestales, relacionado con el pago; o Las áreas a intervenir no son debidamente delimitadas en el campo. Definir las áreas para hacer la intervención;

o De lo administrativo. Solo se le puede emitir licencia al propietario o poseedor. La Ley indica que solo se pueda dar licencia al propietario o poseedor; o A veces los terrenos tienen gravámenes que obstaculizan la gestión administrativa y legal; o Es deseable, que las servidumbres que involucren los proyectos eléctricos sean presentados de una sola vez, aunque se reconoce que es difícil en la práctica. Se tendría facilidad en la emisión de licencias –aunque en la práctica es complicado–; o La experiencia adquirida con TRECSA, muestra que la gran cantidad de usuarios (poseedores o propietarios involucrados) hace inmanejable las gestiones administrativas. Se pagan impuestos por cantidades bastante pequeñas. Se podría hacer una sola gestión para obtener muchas más licencias; o Limitado el INAB por la oposición social en algunas áreas. Cuando es necesario hacer verificaciones en los sitios a intervenir. Los comunitarios no permiten el ingreso para realizar verificaciones; o En la parte legal, muchos trazos están dirigidos a las partes altas de las cuencas, con lo cual hay que formular algún tipo de justificación de tipo técnico forestal, para evitar reclamos de los sectores sociales y ambientales; o Cuando las gestiones ante el MARN para obtener la aprobación del EIA se hace a nombre de la empresa encargada del Proyecto y la Resolución no concuerda con el nombre del propietario del inmueble; 45

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o Es conveniente establecer el vínculo: Propietario-Empresa-INAB. En ocasiones se ha tenido que cambiar las resoluciones del MARN, lo cual es muy complicado. Cuando alguna entidad hace negociación para obtener una servidumbre de paso, pien-

san que este documento les autoriza para hacer las gestiones para la licencia. No se puede hacer la gestión con la simple obtención de la servidumbre. La normativa obliga a hacer la gestión con el poseedor o propietario del inmueble. La petición la tiene que hacer el propietario.

Preguntas

Respuestas

¿Qué análisis ha realizado –al interior– INAB para reducir plazos de licencias ECUT para proyectos de urgencia nacional de transporte, e.g. PET?

Se ha tratado de privilegiar la atención a los proyectos eléctricos. El promedio de 2.25 licencias/día hace ver que se está tratando de acortar plazos. Algunas licencias que no se han emitido se deben a aspectos puntuales, y que se han resuelto de manera individual. Para poder acortar los plazos tendría que haber una normativa superior, que englobe los proyectos eléctricos por la importancia como país.

En el caso del marco legal y reglamentario ¿debieran hacerse algunos cambios?

Tema complejo. Por ejemplo cuando se encuentran con la LAP –conservación de protección– y la Ley forestal –de fomento–, es difícil hacerlas coincidir. Debiera existir una ley superior que ayudaría a resolver las diferencias.

¿Cómo se les acredita el derecho de posición dentro de los expedientes ante la falta de título?

Se ha cubierto esto con declaraciones juradas –la persona que dice ser la poseedora del bien concurre ante notario quien hace notar su declaración. La ley así lo establece, y de acuerdo a la fe pública del notario. También los usuarios se acercan a la alcaldía y obtienen la constancia municipal –aunque no es perfecto desde el punto de vista legal– si se le da validez.

¿Restricciones de pago al Fondo Forestal Privativo para Proyectos Hidroeléctricos?

El pago suple la obligación de reforestación.

En el caso de LTs que requieren muchos ECUT, ¿tiene el INAB la capacidad para atender y aprobar los estudios?

Actualmente, lo que se está haciendo, una vez presentada la solicitud para cambio de uso de la tierra –en un trazo específico se hace el dictamen técnico completo– se aprueban técnicamente Todo el Trazo de la LT. Lo que consigue un beneficio en los tiempos. No se puede obviar los dictámenes jurídicos, y en los que comparecen deben ser los legítimamente autorizados para hacerlo. Dentro del contexto nacional la posesión se manipula mucho.

¿Cuál es la diferencia entre las competencias del CONAP e INAB?

La competencia territorial está vinculada a la declaratoria de Áreas Protegidas. El INAB ha tomado como parámetro la declaración por medio de un Decreto Legislativo que designa un área como protegida. Sin embargo, cuando un lugar fuera de Área Protegida aparece una especie forestal que está protegida de acuerdo a Convenios Internacionales o Listado de Órganos Competentes, se ven obligados a trasladar la solicitud a CONAP.

¿Cuál es el papel del INAB en la información de las comunidades para evitar la conflictividad social y evitar la información distorsionada?

El INAB no es promotor social, y no realiza ese tipo de actividad. Sin embargo, cuando se hacen inspecciones de campo, se hace del conocimiento de las personas que se ha solicitado una licencia y de allí surge conocimiento si existe o no conflictividad. Es imprescindible establecer la legítima posesión de la tierra, para no incurrir en responsabilidad licencia que no corresponde. Como entidad publica y garante del sector forestal, tienen que interceder en cuestiones, pero no se socializan las licencias.

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d. Acceso al Sistema de Transporte Normas de Estudios de Acceso al Sistema de Transporte y Norma Técnica para la Conexión, Operación, Control y Comercialización de la Generación Distribuida Renovable Oscar Arriaga, Ingeniero Electricista y Jefe del Departamento de Normas y Estudios Eléctricos de CNEE. Con experiencia en Análisis para Acceso al Sistema de Transporte de Electricidad, miembro de CONCYT y docente del área profesional. Objetivos: -

Comentar normas técnicas relacionadas con los proyectos de Generación y Transporte de Electricidad (NEAST y NTAUCT);

Mencionar información que está disponible en la CNEE para apoyar a los inversionistas;

Presentar resultados de la aplicación de la NTGDR.

El fundamento del Subsector Eléctrico es LGE, y sus reglamentos: RLGE y el RAMM. 9 Normas Técnicas emitidas por CNEE. Además hay una Ley de Incentivos a la Generación con Energías Renovables, la Ley de la Tarifa Social. Normas Técnicas publicadas en la página web de la CNEE: www.cnee.gob.gt. Asimismo, se encuentran estudios realizados con la experiencia adquirida. Normas NEAST establecen la forma en que deben ser realizadas la simulaciones eléctricas –fundamento de la gestión en la CNEE (trata de analizar qué ocurrirá a priori con la

incorporación de un nuevo proyecto) ya sea de ampliación al sistema de transporte, nueva generación, o una demanda que se pretende conectar al Sistema de Transporte. Se observa el comportamiento del SNI en las bandas horarias (pico, media y valle) con el propósito de establecer si se requiere instalación de equipo especial o alguna protección específica. Una herramienta sólida e importante para el inversionista son las Entidades Precalificadas, que realizan estudios eléctricos para el cumplimiento de las NEAST y NTAUCT. Los estudios se hacen para el año que inicia operación y para cuatro años a futuro. Entidades precalificadas: Entidades que realizan estudios eléctricos que están precalificados por la Comisión mediante Resolución. La norma NEAST está relacionada con proyectos de Generación > 5 MW, especialmente diseñada para tecnología hidráulica y geotérmica. Se presentará un expediente al MEM, para tener la autorización del bien de dominio público. Uno de los componentes de la autorización es un estudio del impacto eléctrico en el SNI de acuerdo a esta norma, y debe llevar la autorización de la CNEE. La NTAUCT, establece los requerimientos para que se puedan hacer los estudios cuando un proyecto se ha de conectar en un período próximo al SNI –hidroeléctrico, geotérmico, térmico, grandes usuarios, transportistas que amplían su capacidad o distribuidoras próximas a instalarse con nuevas redes–. Antes de resolver, la CNEE debe tener en el expediente la resolución de aprobación del EIA. La CNEE se ve obligada a pedir aclaraciones, o rechazar una solicitud porque en el EIA, la componente eléctrica es muy escueta (no se proporciona información a lo relacionado a 47

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los tres componentes principales: generadores, línea de transmisión y S/E. En ocasiones en el estudio ambiental solo aparece la generación pero no aparece la línea o no aparece la subestación, lo cual causa problemas. La CNEE dispone de Guías preparadas para tratar con especial cuidado lo relativo a: 1. Nombre. Importante definirlo bien y mantenerlo único; 2. Describir los elementos; 3. Medios de Contacto Técnico; 4. Medios de Contacto Jurídico. Cuando ha ingresado un expediente a la CNEE para su gestión, las etapas son: - -

1era.: Técnica; 2da. Jurídica: providencias o notas rubricadas por autoridad competente.

La NTGDR publicada en 2008. La gestión se realiza a través de documentos autorizados por la CNEE y disponibles en las distribuidoras (EEGSA, DEOCSA y DEORSA) –formularios autorizados y muy básicos–. Cualquier proyecto en el sector eléctrico estará acompañado de su EIA. Se puede presentar al principio de la gestión (con el sello de entregado en la ventanilla única del MARN), y antes de resolver se requiere la resolución respectiva (del MARN).

El acceso a la Red de Distribución está asegurado por la Normativa, pero muchas veces derivado del Dictamen de Capacidad hecho por la Distribuidora se llega a la conclusión que es necesario re-conductorar (reemplazar el conductor actual por otro, usualmente por uno de mayor capacidad de conducción de corriente), repotenciar la red. Esto afecta la inversión que inicialmente se había establecido para el proyecto. El diagrama de flujo establecido para la gestión (si todos los documentos son los adecuados) de autorización de un GDR deberá obtenerse en 2 meses con 21 días. Diferencia entre un GDR y un usuario autoproductor con excedentes de energía GDR puede vender su energía y si puede asegurar una potencia, también. Un usuario autoproductor con excedentes de energía no puede vender energía. Respecto a la potencia, tiene que ser de una potencia ≤ 5MW. Cuando un autoproductor con excedentes de energía requiera cambio de medidor de energía se presentan 2 casos: para un usuario regulado la distribuidora deberá cambiarlo a su costa, en el caso de un gran usuario éste deberá cambiarlo a su costa. Al momento (julio 2013) han sido autorizados 25 GDR –15 en operación y 10 en construcción–. 40.53 MW aprobados y generando actualmente 19.93 MW. Mayoritariamente, se están concentrando los GDRs en la zona sur del país.

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Preguntas

Respuestas

¿Por qué existen dos normas de ACCESO, por que se realizan dos estudios?

El primer estudio es con una antelación de unos 5 a 6 años a la operación del proyecto (etapa de prefactibilidad). El escenario del primer estudio es muy distinto al escenario en el cual se autoriza el acceso al transporte. Uno es una etapa de prefactibilidad para obtener la autorización del MEM al uso de bienes de dominio público, y el otro es para la autorización de conectarse.

¿Cuáles son las razones por las cuales se atrasan los trámites de acceso si la LGE y las normas establecen 60 días para su resolución?

En ningún expediente de la CNEE se ha atrasado más allá de los 60 días que establece la LGE y el RLGE. Cuando llega un expediente se solicita opinión al operador del sistema y al transportista involucrado en la conexión. A veces los estudios presentados están incompletos, y es imposible llegar a una evaluación de cuál será el impacto eléctrico en el SNI, por lo que se solicitan ampliaciones a lo proporcionado.

Cuando se presenta la solicitud a la CNEE, este tiene un nombre que difiere de lo que viene en el estudio. ¿Se puede tomar más de los 60, pues es previo a cumplir requisitos?

Ese es uno de los problemas. Por la falta de la resolución del EIA, la CNEE está obligada a resolver y lo hace de manera negativa, y se cierra el expediente. Puede ser reconsiderado cuando el interesado ya tiene lo relacionado al medio ambiente. El otro tema es de estudios eléctricos que están incompletos. O estudios que no permiten llegar a conclusiones finales.

Luego de más de 10 años de vigencia de las NEAST y NTAUT, ¿qué cambios deben hacérseles para mejorar su eficacia?

Con relación a la aplicación de la norma, los estudios que requiere la normativa actual son requerimientos muy básicos, y se ha hecho varios estudios para la modificación. Al momento se están trabajando aspectos técnicos de conexión específica de los proyectos. Actualmente hay una lista de 7 transportistas.

Los estudios NEAST y NTGDR: ¿dentro de los estudios eléctricos, qué criterios se toman para hacer estudios transitorios, específicos y especializados?

Para los estudios transitorios se refieren a Cargas Dinámicas de generadores. Además hay una tabla específica en la norma donde ya se indica cuando son requeridos éstos. Adicionalmente, en 2013 entró en vigencia la RTR, situación que ha conducido a requerir adicionales a los estudios (e.g. la interconexión con México, El Salvador, Honduras; o la utilización de toda la red de C.A.). El sistema está cambiando y hay que adecuarse a ellos.

De GDRs. ¿requieren obligatoriamente de estudios NEAST los GDRs?

No se requiere.

¿Puede el distribuidor negar el acceso a la red?, ¿hasta donde puede el distribuidor solicitar que se mejore la red para conectar un GDR?

El distribuidor no puede negar el acceso a un GDR. No obstante, la CNEE puede requerir modificaciones a la red (ya que sin estas resultan inviables) de acuerdo a la simulación realizada por el distribuidor (e.g. problemas de regulación de voltaje) y se condiciona la conexión.

¿Cómo hace un GDR que quiere conectarse, cómo hace para saber (en las Normas) en dónde (punto de conexión)?

El GDR sugiere un punto de conexión de acuerdo al lugar donde esté instalado su proyecto. El análisis lo realiza, para determinar en qué condiciones se puede conectar.

Para un GDR ¿es un estudio de Cap&Conex es el que se entrega como un estudio de Impacto Eléctrico?

Si, así es. La diferencia es que en este caso el GDR no lo hace, sino la distribuidora. Se estableció así porque es el distribuidor el que conoce su red (por la curva de demanda, y lo dinámicas que son las redes de distribución).

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E. Acceso al AMM Requisitos de Acceso al Administrado del Mercado Mayorista Yury Urbina, Ingeniero Electricista y Gerente de Operación del SNI en el AMM. Experiencia profesional en Operaciones en el INDE, EEGSA, Central Térmica, y gestión de Grandes Usuarios. Objetivo: Experiencias del AMM para evaluar y aprobar el acceso de nuevos agentes al Mercado Mayorista, requisitos y plazos para su gestión e incorporación. El AMM, tiene la función de coordinar la operación del SNI. Cuando hablamos de mercado perdemos de vista la plataforma que hace viable las transacciones comerciales de este mercado, es básicamente un sistema eléctrico, que obedece a las leyes de la física. Ese MM también involucra responsabilidades y obligaciones y el AMM está administrando los bienes e instalaciones de otros. ¿Por qué razón hay que cumplir con requisitos para participar en el MM? El Administrador, tiene que velar por los intereses técnicos y financieros de los participantes en el mercado. Hay que asegurar que las instalaciones de quien se incorpora, funcionen de la mejor manera posible respecto al resto del sistema y viceversa y velar por los intereses financieros de los participantes. Lo que hace AMM está basado en el marco legal vigente, partiendo de la LGE y su reglamento, el RAMM, las Normas de Coordinación Comercial y de Coordinación Operativa. Se está velando para el cumplimiento de ese marco legal vigente, que se pueda tener la iden50

tificación, que se tenga un respaldo financiero, que se cuente con la autorización de conexión y los acuerdos operativos correspondientes, que se tenga un modelado adecuado para la simulación y evaluación de la operación, que se pueda llevar a cabo una efectiva supervisión y coordinación de la operación; y que la administración de operaciones comerciales sea llevado de buena manera –con éxito–. Identificación: el AMM tiene que identificar de manera plena a los participantes. -

Certificación de inscripción en el registro del MEM; - La documentación de constitución de la entidad; - La patente de comercio; - La documentación correspondiente al representante legal; - La planilla 1-8, que permite mantener el contacto con los participantes del MM, y ; - Los acuerdos de conexión por parte de esta nueva entidad que se está conectando al sistema para establecer la relación operativa y comercial que pueda surgir como participante. El respaldo financiero: Para tener la certeza de que las transacciones estarán cubiertas, que se contará con liquidez a lo largo del tiempo. El mercado tiene que estar asegurado. Se establece una línea de crédito en el Banco liquidador en donde se hace la conciliación de las transacciones: mercados de oportunidad, desvíos de potencia. Hay un compromiso –declaración jurada de compromiso de pago– de quien se está incorporando, con el objetivo de asegurar el pago de cualquier deuda. La autorización de conexión: Que cuenten con la autorización de conexión o de acceso a la capacidad de transporte. Bien importante y bien identificadas las características del proyecto.

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La información del proyecto será concordante en su gestión de validación. Si hay cambios, hay que asegurarse que éstos queden debidamente registrados en las instancias correspondientes.

Las planillas de la coordinación comercial de la norma 1, sirven para poder modelar las unidades generadoras en los modelos de optimización. ¿Qué necesita AMM?

De la experiencia del AMM, la recomendación: los estudios eléctricos de acceso a la capacidad de transporte, además de ser un requisito, son una oportunidad para evaluarse y tomar acciones para la buena coordinación y operación. Eventualmente, el equipamiento que se requiera en una central puede diferir del equipamiento estándar y se tiene oportunidad para adaptar. Modelado: Son aspectos técnicos, si una central generadora o una LT no está adecuadamente modelada, va a tener implicaciones económicas en el mercado. En la medida que en el modelado y simulación podamos aproximarnos más a la realidad, los resultados en la operación real del sistema serán mejores. Ajustes de equipamientos: Gobernador, regulador, etc., son elementos importantes que a la AMM le son útiles para evaluar la operación del SNI. En la medida que la simulación se pueda aproximar a la realidad, asegurará la continuidad de la operación del SNI a través de las medidas tomadas. El sistema actual está bastante estresado, en consecuencia, la participación de los generadores en la regulación de frecuencia, regulación de voltaje, es importante. No importa el tamaño de la central pues siempre tendrá un impacto en el sistema. En la medida que se disponga de la mejor información técnica de los equipos para la modelación, mejor serán los resultados en la operación del sistema.

1. Conocer las características operacionales de las unidades y centrales generadoras; 2. Tiempos de arranque; 3. Tiempo de parada; 4. Tiempo entre una parada y un arranque; 5. En las centrales hidráulicas: a. Los caudales; b. Los datos hidrológicos; c. El embalse; d. Los costos de operación y mantenimiento; e. Los mantenimientos y toda esa información que permitirá optimizar el uso de los recursos disponibles. Reiteración de lo que se dijo: Lo que tengamos modelado en la optimización que se hace, tendrá impacto económico. Antes no teníamos tiempos de arranque y parada. Se utiliza esta información en la programación, semanal, despacho diario y adicionalmente se tiene, los informes de embalse para las centrales reguladoras con capacidad de regulación. Impacto en la OFE disponible. En cuanto a la supervisión y operación, el AMM, necesita tener una comunicación directa entre las centrales generadoras y el Centro de control. El programa de prueba: es importante y hay protocolos de prueba con los transportistas para la conexión y en todo caso se requiere reserva rodante para hacer pruebas, esa pérdida de potencia en pruebas puede ser compensada, etc. Medición comercial para la Administración de Transacciones Comerciales, la medición 51

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comercial es importante y relevante dado que es a partir de esta donde se puede hacer la cuenta de la energía/potencia que se ha entregado o consumido del SNI, cual es la unidad generadora, etc. A partir de los resultados de las pruebas y la medición se establece la OFE y se otorga la licencia para participar en el mercado de potencia en el MM y acceso a los sistemas informáticos del AMM, que es la puerta de entrada para la información que debe presentarse ante el operador. Recomendaciones de las lecciones aprendidas:

dades pequeñas de 10, 20, 50 MW. Pero en nuestro país, en el SNI (1600 MW de demanda máxima) son unidades que tienen una participación importante en la regulación de voltaje y de frecuencia. 3. La conveniencia de contar ahora con equipamientos de control adecuados para responder a esa necesidad, es algo que hace imprescindible que se cuente con el equipamiento necesario para la estabilización de potencia en las unidades y tener continuidad en la operación –que tiene un efecto en la inter-conectividad– de la operación, desde México hasta Panamá.

1. Acercarse con anticipación al AMM, para requerir qué información se necesita o para informar características particulares de los proyectos que se están desarrollando.

4. El SNI nacional es apenas una fracción del sistema interconectado (SIEPAC), pero cualquier cantidad por pequeña que parezca es muy importante.

2. Las centrales generadoras en los países que son construidas tienen controles muy básicos, considerando que son uni-

5. Cumplimiento de los requisitos en el AMM para que pueda participar en este mercado.

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PREGUNTAS Y RESPUESTAS Preguntas

¿Con cuánta anticipación debieran prepararse y estar listos con su habilitación en el AMM –agentes generadores o transportistas– según sea el caso?

Respuestas Mínimo se considera que 6 meses antes de la intención de conectar el proyecto, debiera haber un acercamiento al AMM y a la CNEE. Seis meses en términos generales, pero proyectos de gran envergadura o con limitaciones de transporte deberán tener mayor anticipación. Para la elección de equipamiento (consultar su uso y características) es algo importante acercarse también al AMM.

¿Tiene el AMM plazo para incorporar a la gestión técnica y comercial a un nuevo agente?

Normativamente no está establecido un plazo. Lo que el AMM se ha impuesto como meta es hacer una incorporación lo más pronto posible. La experiencia les ha llevado, es que no es menos de 4 semanas en el tiempo que se puede hacer (en el caso de un agente completamente).

Un GDR, ¿tiene qué registrarse como agente en el AMM, o no?

Los GDRs tienen posibilidades de participar en el MM directamente, o hacerlo indirectamente (por comercializador). En el caso de los GDRs hay dos posibilidades. 1) en donde sólo están haciendo transacciones de energía - los requisitos son mínimos; y 2) Para el que va a participar y quiere Oferta Firme Eficiente, tiene que reunir requisitos similares a los de un Agente del MM.

¿Cómo ven la incorporación de energía renovable no convencionales (eólica, solar, etc.) al SNI desde el punto de vista del despacho y su compensación?

La energía renovable no convencional que se esta planteando, tiene algunas limitaciones en su participación a nivel operativo (limitaciones en regulación de voltaje). Y la variabilidad en cuanto a su perfil de generación es algo que tiene impacto en cuanto a la generación. El reto para AMM es lograr hacer uso de esa generación, y complementar la operación de ésta, a efecto de mantener el balance de generación en el SNI. En este sentido, todavía hace falta complementar la normativa actual en la forma como se ha de hacer esa compensación.

¿Tiene el AMM algún plan definido para trabajar en una propuesta de normativa que pueda abordar todos estos aspectos?

En la generación eólica ya hay unas primeras evaluaciones realizadas; se considera como parte de las propuestas normativas que se tienen que desarrollar. En términos generales, se tiene que mantener el balance de generación y demanda. Para poder compensar esas variaciones, deberá definirse quién será el responsable para poder contar con la reserva correspondiente.

¿En qué norma se establece que un generador deba tener reserva rodante para realizar pruebas de acceso?

Está en la Norma 14, en donde está establecido los requisitos que deben cumplir, y se establece que debe contar con Potencia Rodante que respaldará su operación.

¿Bajo qué criterio de ley o norma se calcula la línea de crédito para nuevos agentes?

La línea de crédito se calcula a partir de la Norma de Coordinación No. 12, a partir de la estimación de su participación en el MM. En la NCC No. 13 están los tipos de contrato que hay en el MM.

¿Dónde se puede obtener información detallada de los tipos de contrato de Compra de Largo Plazo de Potencia y Energía de Guatemala?

Para facilitar a participantes del mercado su incorporación, el AMM ha estado proporcionando un Kit de Habilitación. Éste se puede obtener en la Gerencia de Apoyo Estratégico del AMM, además de acceder a reuniones con personal operativo y comercial para resolver inquietudes.

Transcripción del seminario de lecciones aprendidas en proyectos de infraestructura eléctrica

f. Mercado Eléctrico Regional Procedimiento de Acceso a la Red de Transmisión Regional –RTR– José Roberto Linares Muñoz. Ingeniero Electricista y Gerente Técnico de la CRIE. Experiencia en Mercado Mayorista de El Salvador y Mercado Eléctrico Regional de América Central. Objetivo: Compartir las experiencias relacionadas al Acceso a la RTR, sus requisitos, plazos y estudios mínimos necesarios para simular su impacto eléctrico. La CRIE tiene a cargo las autorizaciones de acceso a la Red Regional. Está compuesta por las interconexiones –antiguas y nuevas – del SIEPAC. Toda la red de 230 kV, el criterio para calificarla como regional, esta sirve de medio para permitir las transacciones regionales. Regulación del Acceso a la Red de Transmisión Regional –RTR– Considerandos: -

Tanto las Redes de Transmisión Regionales como Nacionales son de libre acceso;

Todos los agentes de los MM nacionales, reconocidos, son agentes del MER;

- La CRIE regulará y autorizará la generación y transmisión regionales. Procedimiento para el Acceso a la RTR –Reglamento del MER– - Presentar el interesado solicitud a CRIE para conectarse a la RTR;

- De ser necesario, deberá presentarse constancia de gestión, el permiso o concesión; - La solicitud se acompañará de los estudios Técnicos y Ambientales; -

Incluir en la solicitud Estudios de Ampliaciones a Riesgo de la RTR, y demostrar: o Que no afectan adversamente las instalaciones del Agente Transmisor; o No causarán que la RTR opere fuera de los parámetros fijados.

- El EOR analizará la solicitud y verificará diseño así como especificaciones de las instalaciones; -

El EOR enviará informe a CRIE con copia a los involucrados, con sus comentarios y recomendaciones en relación a aprobación o rechazo de la solicitud, incluyendo: o Fundamento y evaluación técnica; o Correcciones a introducir a los estudios o al proyecto para ser aprobado.

Se realiza una explicación del procedimiento para el Acceso a la RTR – y que es la solicitud de conexión a CRIE, y lo que corresponde a la Autorización de puesta en servicio por el EOR. CRITERIOS DE CALIDAD, SEGURIDAD Y DESEMPEÑO 1. Para diseño de instalaciones (propuesta por EOR); 2. Criterios de Desempeño.

Calidad,

Seguridad

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ESTUDIOS PARA LAS AMPLIACIONES A RIESGOS 1. Contenido de Estudios; 2. Verificación No Producción Adversos; 3. Etapas.

1. Verificar que los nuevos proyectos no impacten el SER; Efectos

ALCANCE DE LOS ESTUDIOS ELÉCTRICOS 1. Estudios eléctricos Permanente; 2. Estudios de Electromecánicos.

CONCLUSIONES

Régimen Transitorios

El Sistema Regional Interconectado –SER– opera interconectado desde el año 2002 (entre Honduras y El Salvador) La interconexión obliga a coordinar la operación, que ya se está haciendo, y que se puede obtener muchos beneficios al realizar una buena coordinación. Se está llegando a pensar en Contratos a Largo Plazo, Contratos Firmas y obligadamente el medio para garantizar la capacidad de transmisión para las transacciones.

2. El procedimiento de acceso al RTR verifica el cumplimiento de criterios de diseño y CSD.

RECOMENDACIONES 1. Dar a conocer los requerimientos de acceso a la RTR o capacidad de transporte; 2. Realizar con antelación los trámites locales, y las solicitudes regionales; 3. La base de datos para realizar estudios regionales debe ser solicitada al EOR.

Después de una operación coordinada, hay que realizar expansiones coordinadas ya que la capacidad de transmisión es algo dinámico y se va agotando en la medida de la entrada de nuevos proyectos.

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Preguntas

Respuestas

¿Cuánto tiempo demora el trámite ante la CRIE?

Según el esquema mostrado, los tiempos para las revisiones de los estudios son 15-20 días hábiles. No pasará de 3 meses tramitar todo el proceso. No obstante, el tránsito del expediente ha demorado, en promedio, 6 meses.

¿A quienes, exactamente, aplica los estudios de acceso a la RTR?

En cuanto a la duplicidad de los trámites que se están haciendo, ya que los agentes en Guatemala hacen una solicitud de acceso ante el Regulador. ¿Cómo considera CRIE la unificación de los procedimientos y qué es lo que se tendría que hacer para lograrlo?

Sean proyectos de Transmisión o Generación (inyectar o retirar energía) que se conecten directamente a la RTR. Si hay un proyecto indirectamente conectado y va a afectar (un proyecto muy grande y llegue radialmente) se podrá analizar también.

El procedimiento se puede utilizar a través de la efectiva coordinación entre las entidades responsables de un país. La entidad responsable de un país y la CRIE, con una mejor coordinación. Basado en la normativa actual, se puede hacer mucho que trate de coordinar los alcances de los estudios, aclarando por el tipo de estudio.

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Panel

de Expertos El Panel de Expertos se ha conformado con los integrantes siguientes: Licda. Carmen Urízar –CNEE– Moderadora del Panel de Expertos Ing. Edwin Rodas –MEM y CRIE– Lic. Rudolf Jacobs –AGER– Lic. Jaime Díaz –PRONACOM– Ing. Eduardo Arita –TRELEC– Ing. Vinicio Montero –MARN– Ing. Guillermo Pérez –TRECSA– El panel pretende ser un intercambio de opiniones en relación a lo tratado en el Taller de Lecciones Aprendidas. La intervención de las instituciones públicas con los trámites que requieren cumplir, es condición para que se puedan concretar los proyectos eléctricos (transporte y generación). Tiene que ver con instituciones como el MARN, para que se active un proceso (la llave se reconoce en el EIA, para que se active un proceso en otras instancias). El común denominador de todas las ponencias y preocupación No. 1 en términos de trámites han sido los plazos. Lo que dice la ley y lo que ocurre en la práctica es una preocupación sentida, debido a que resulta importante en la esfera de la competitividad. 1. Para PRONACOM, ¿Cuáles son los retos de la Administración Pública para hacer ágiles y efectivos los trámites, tomando en cuenta que un interesado en infraestructura eléctrica debe realizar numerosas gestiones para obtener autorizaciones y licencias?

Lic. Jaime Díaz -PRONACOM. Los trámites hay que analizarlos siempre desde el punto de vista del usuario y cuestionar la pertinencia y legalidad de los trámites. PRONACOM ha avanzado a través de utilizar principios que se aplican a cualquier proceso. • Publicidad de los trámites (falta de claridad, dando paso a la discrecionalidad); • Confianza (el principio de la buena fe); • Implementación (información on-line); • Utilizar copias simples; • Agrupando pasos similares.

2. Para el MEM. Requerir el presupuesto del proyecto. ¿Por qué es pertinente solicitarlo?, y ¿Qué está haciendo el MEM en cuanto a los tiempos que llevan en su análisis y que puede tomar meses en su aprobación?, ¿Qué se puede hacer a futuro, si actualmente no se está haciendo, en términos de agilizar los trámites y ser consecuentes con los objetivos de la política energética? - Ing. Edwin Rodas –MEM–. Existe acuerdo a lo expuesto por PRONACOM, y han estado bajo consideración del Viceministerio. Las iniciativas son: 1). Pasar del sistema de Memoriales a Formularios Estandarizados. 2). Eliminar la discrecionalidad del funcionario público. 57

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Asimismo, se consideran necesarios: - Procedimiento para archivar documentos; - Utilizar copias electrónicas en lugar de físicas; - Crear Bases de Datos; - Modernizar, fortalecer y capacitar al personal del MEM; - Considerar la Ventanilla Única con AGER, entre otras; - Implementar la caja receptora de pagos, y nuevos formularios para Acceso de Bienes de Dominio Público; - Incluir a la asesoría jurídica en la gestión de las solicitudes (para reducir los tiempos en la gestión). 3. Para AGER. Desde la óptica privada: ¿Dónde ven que hay espacios para la agilidad de procesos, de temas puntuales, donde las organizaciones (incluyendo a la CNEE) se pueden hacer cambios? -

Lic. Rudolf Jacobs –AGER–. Se considera que la mayoría de proyectos de generación (por entrar) van a incumplir principalmente por atrasos en los trámites (proceso complejo). Con cada cambio ministerial se han agregado pasos a la gestión de permisos y autorizaciones. Se añade a lo anterior: la falta de certeza de las consultas comunitarias, preocupación de la oposición social, y factores políticos; los que generan pasos adicionales que atrasan aún más las aprobaciones;

- Las licitaciones, cada muchos años, ocasiona que haya proyectos que liciten antes de estar en una etapa de madurez de hacerlo (debido a la falta de conocimiento de los trámites); 58

Para las instituciones: necesaria muchísima coordinación entre ministerios y departamentos (e.g. unir físicamente a la DGE con el MEM y fortalecer técnica y presupuestariamente).

4. Para TRECSA. Desde la óptica privada: ¿Dónde ven que hay espacios para la agilidad de procesos, de temas puntuales, donde las organizaciones (incluyendo a la CNEE) se pueden hacer cambios? - Ing. Guillermo Pérez –TRECSA–. En análisis se hará desde dos puntos de vista: i) ambiental y, ii) de servidumbres. - Ambiental: se sabe que las autoridades hacen sus mejores esfuerzos para cumplir con la normatividad establecida. Lo que hay que hacer son reflexiones: ¿estarán los plazos alineados con los proyectos?; ¿qué tan compatibles son los procedimientos y los plazos de los licenciamientos con proyectos de urgencia nacional?; -

Desde el punto de vista Predial: El impulso a la Ley de Servidumbres y compatibilizarlo con los avales municipales. Como se señaló, son muchas las variables que intervienen para hacer la construcción de un solo sitio de torre.

Debe haber revisión de los alcances y los plazos, además de un ente encargado que centralizará (e.g. “ventanilla única”) las aprobaciones, las compatibilizará de tal manera que sean coherentes con los plazos de ejecución de los proyectos.

5. Pregunta para el MARN. ¿Cómo ve la sugerencia de agilizar los procesos –atendiendo a Ventanillas Únicas– y qué tan consecuente se encuentra para que los

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proyectos eléctricos reciban el estatus de Prioridad Nacional? - Ing. Vinicio Montero del MARN. Primero, el ente rector de ambiente es el MARN, y es necesario presentar por proyecto un EIA o IA, de acuerdo a su dimensión/categoría, no obstante, las licencias para ECUT están en INAB y CONAP: dos procesos diferentes y gestionados por aparte. Segundo, el MARN está en la mejor disposición de mejorar los plazos de gestión; se han creado Guías, TDRs para proyectos –se están creando para Proyectos Eléctricos, para dar a conocer cómo tiene que ser remitido un expediente de acuerdo a su categoría. - El MARN tiene un plazo de 60 días para resolver, pero cuando solicita opinión de otra institución automáticamente se detiene el tiempo hasta que la institución emita la opinión respectiva (del CONAP y el MEM); - Alternativa: Dentro de la normativa ambiental, existe la Evaluación Ambiental Estratégica –EAE– (casi no utilizada), que perfectamente encaja para proyectos de gran envergadura (como para el PET). Se puede presentar una EAE, que será aprobada por el MARN, y posteriormente se van presentado Evaluaciones Ambientales Iniciales –EAI– (e.g. la construcción de una S/E) que tiene un máximo de horas para ser aprobada. El EAI es un formulario simple, y la EAE garantiza que se cumpla el Plan de Mitigación Ambiental del proyecto. 6. Pregunta TRELEC. ¿Que desafíos se enfrentan y cómo se pueden agilizar los trámites desde la óptica de un transportista con participación importante en el país?

Ing. Eduardo Arita –TRELEC–. Deben de hacerse esfuerzos en coordinar con y entre las diversas instituciones (e.g. el MARN con el IDAEH, CONAP, etc.). La experiencia ha mostrado que los tiempos de gestión de permisos pueden durar incluso años.

- El gobierno tiene un rol importante para lograr que las instituciones se comprometan. Se han de establecer normas de regulación para los plazos y se cumplan (e.g. las gestiones con las municipalidades). 7. Para el MEM. ¿Qué restricciones y limitaciones enfrentan las instituciones públicas para atender esas exigencias de los privados para ser más ágiles? -

Ing. Edwin Rodas –MEM–. A raíz que se emitió el Acuerdo 145-2013, se estableció el Grupo de Apoyo, inmediatamente integrado por el MEM, CONAP, MARN. Lo que hay que hacer es trabajar coordinadamente, y es precisamente lo que falta.

- Asimismo, falta el apoyo de los inversionistas, en el sentido de buscar un mecanismo que facilite las gestiones/trámites (e.g. aportando recursos en colaboración de las instituciones públicas), y la mejora en la comunicación; -

El MEM está generando tarifas por la prestación de algunos servicios, lo que aportará recursos para apoyar la agilización de las gestiones.

8. Para el MARN. ¿Que restricciones y limitaciones enfrentan las instituciones públicas para atender esas exigencias de los privados para ser más ágiles? 59

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- Ing. Vinicio Montero –MARN–. Debe existir más y mejor comunicación/ coordinación entre las instituciones. Aún así, se debe reconocer la existencia de problemas de fondo: a) implicaciones legales, las instituciones de ambiente y recursos naturales están dispersas en varias dependencias, y se actuará a través de un marco jurídico diferente. La dispersión de instituciones se debe considerar y arreglar de fondo.

Lic. Jaime Díaz de PRONACOM. Se ha iniciado un proceso: para poder digitalizar y analizar los procesos y trámites que tiene el Estado, y tener una agenda de simplificación se muestra un resultado, el portal asisehace.gt. La coordinación con instituciones, recursos, aspectos Legales o Temas de Fondo, Coordinación con Sector Privado y Fortalecimiento Técnico son los factores que dificultan el acuerdo entre instituciones.

9. Para el MARN. Con ese diagnóstico ¿hay propuestas del MARN para tratar de minimizar ese problema?

El tema de la coordinación como se ha hecho para su mejora, pasa en dos vías: 1) adentro de las instituciones (no se está acostumbrado a trabajar juntos) con coordinación y el hecho de usar espacios compartidos para atraer a los usuarios; 2) fuera de las instituciones.

- Ing. Vinicio Montero –MARN–. Hay propuestas y acciones. En términos generales de proyectos, se creó en el MARN la Ventanilla Ágil para proyectos de mínimo impacto (que resuelve en 48 horas). El MARN, puede en algún momento re-categorizar un proyecto y puede agilizar los trámites dentro de lo que le compete. Se ha trabajado en la homologación de IA, no obstante persisten las modificaciones en cada cambio de período gubernamental. -

El MARN actualmente está en un proceso de emitir las Guías, está en la coordinación con otras instituciones relacionadas para agilizar la gestión, y utilizar propuestas de EAE para proyectos de gran envergadura;

Debería estructurarse la homologación de IA a través de un Acuerdo Gubernativo o Ley, teniendo un Listado Taxativo de acuerdo a TDRs y guías ambientales.

10. Para PRONACOM. ¿Que restricciones y limitaciones enfrentan las instituciones públicas para atender esas exigencias de los privados para ser más ágiles? 60

11. Para TRECSA. ¿Los privados cómo visualizan una Ventanilla Única? (reducir plazos y coordinar a través de una sola puerta para el inversionista), ¿cómo pueden ayudar en su implementación? -

Por el Ing. Guillermo Pérez –TRECSA–. Resulta interesante, pero hay que dimensionar quiénes conformarán ésta. Entre las dificultades que enfrentan las instituciones se encuentran con que tienen que emitir una aprobación y reciben proyectos de diferente índole (e.g. mineros, hidroeléctricos, transporte de energía). Con seguridad, son las mismas personas haciendo esfuerzos sobrehumanos para dar respuesta eficientemente a las gestiones. La Ventanilla Única tiene que dimensionarse de acuerdo con los tipos de proyectos.

- Conformar equipos dimensionados de acuerdo a las necesidades de los

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proyectos eléctricos, realizando una revisión de los requisitos jurídicos que han de ser ajustados a las aprobaciones que tienen que hacer las instituciones. - Por el Lic. Jacobs –AGER–. “Los proyectos no avanzan si alguien no se responsabiliza de ellos”, por lo que se le reconoce a PRONACOM el liderazgo de esta iniciativa. Es posible avanzar, y sencillamente requiere voluntad. AGER ha ofrecido al MEM (como posible líder de la ventanilla) recursos para agilizar y centralizar operaciones. - Conformar equipos competentes y utilizar un período de 3-6 meses para conseguir resultados, utilizando herramientas tecnológicas –vía virtual/ web– que revele el manejo de la documentación y la trazabilidad de la situación/trámite. Se ofrece el apoyo del sector privado, ya que el sistema actual demanda muchos recursos y tiempo. - Por el Ing. Eduardo Arita –TRELEC–. Se coincide con las opiniones de la Ventanilla Única. Se recomienda no olvidar que es un proceso que tiene actividades, y que cada una pertenece a diferentes instituciones. Cómo un proceso como tal se puede medir, mejorar. La ventanilla es una opción para avanzar y se está dispuesto a colaborar para agilizar los proyectos. -

Para la agilidad de los procesos, considerar la firma electrónica.

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Preguntas de los participantes del Taller al Panel de Expertos Para el MEM Pregunta

Respuesta

El MEM ha reactivado al Viceministerio de Desarrollo Sostenible, sin embar¿Qué actividades están realizando go el tema es tan grande que no debe ser abordado por una institución. para apoyar la socialización de proLas características del abordaje se están analizando, principalmente en lo yectos hidroeléctricos? estratégico. ¿Existe un plan que las instituciones de gobierno proporcionen a la población rural información real con Si, a través del Viceministerio de Desarrollo Sostenible. respecto a los proyectos de generación de energía? Sí, el Contrato de Autorización Definitiva contempla en la Cláusula X debe Si la puesta en marcha de una cenestar plenamente justificado. Para aplicarse una causa mayor debe entretral se retrasa por dificultades de garse debidamente demostrado, porque muchas veces los problemas soíndole social ¿se puede justificar ciales se producen como consecuencia de un abordaje no debidamente como causa de fuerza mayor? diligenciado. Para AGER La constitución manda al Estado aprovechar los recursos renovables con fines energéticos. La administración debe facilitar y promover ésta; ¿Debiera de fortalecer a sus agremiados como un todo, ya que el PER está fortalecido con las instituciones con declaraciones de urgencia nacional por su naturaleza, pero los proyectos aislados no están integrados a esos beneficios, o para qué una entidad se agremia?

Se agremia para hacer todo lo que individualmente cuesta hacer. Se ven atendiendo las necesidades sectoriales; AGER ha llevado una encuesta en el área rural a los proyectos de energía. La oposición es de un pequeño grupo. Se debe hablar ahora de lo normal, el progreso requiere cierto conflicto. No sobre-reaccionar con una sobre-regulación en un proyecto de energía; AGER trata de entender la percepción del país para realizar un plan de comunicación: a) que son las energías renovables; b) la etapa exitosa de la operación del proyecto. Para el MARN

Del EAE, si tiene un abordaje pobre Todos los Instrumentos de gestión ambiental tienen una fase pública en la al tema de participación pública que se pueden hacer observaciones. Los proyectos eléctricos están catego(lo que más se ataca actualmente), rizados desde B2 a tipo A (generadores y transportista); ¿será ésta la más ideal? La EAE está arriba de los anteriores niveles. Se aplica para proyectos de gran envergadura. Definitivamente, debe haber una guía para eso. La EAE facilitará el trabajo al MARN para proyectos de gran envergadura: la EAE para otros casos resultó ideal, ya que no pasa por territorios como Fin de cumplimiento ambiental; la LT, sino utiliza recursos naturales Fin de facilitación y agilización de todas las acciones o subproyectos que van como el espectro radioeléctrico ¿es a contemplarse en el proyecto de gran envergadura; conveniente para energía? Será el MARN partícipe de la iniciativa de PRONACOM ¿Cuándo podrían estar terminadas las guías ambientales y si se les toEn un plazo de 2 meses se harán talleres de socialización de las Guías. mará en cuenta (agentes actuales y futuros)?

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Para el MEM Pregunta

Respuesta Para la CNEE La banca multilateral siempre ha sido aliada del país. Asimismo, con el apoyo al sector privado; Los bancos multilaterales, en su rol, les compete justamente apoyar a que las agendas de los países avancen. El gran beneficio sucede cuando los países tienen claro qué quieren hacer, y los bancos apoyan esos objetivos; Guatemala, desde los 90s dejó claro hacia dónde quería ir, por lo que los multilaterales se unieron de una manera exitosa y se conformaron como aliados para esta reforma (e. g. en la formulación de la LGE, en la cual organismos como el BID, BM, AID fueron parte medular de ésta, en lograr que la reforma se concretara);

Como financistas, son los bancos naturales. Es importante decir, que ingresan acompañados de la banca nacional –con un actualizado dinamismo–. La complejidad del sector energético ha requerido que la banca nacional se ¿Cuál es el rol de las multilaterales (papel como asesor y financista en forme/informe de los riesgos para financiar estos proyectos. el sector de energía, renovables, in- CONCLUSIÓN: la banca multilateral ha jugado un papel importante como tegración Centroamérica y AP)? asesores y acompañantes de agendas de gobierno, de darle continuidad a las agendas empujadas por el sector privado.

En renovables e integración el BID fue el financista del SIEPAC (la infraestructura más importante de la región), el MER, la operación del MER, etc.; En renovables, con proyectos de AID, cuyo desafío es el cómo proveer acompañamiento para que el MER sea un éxito, aprovechando las energías renovables, sus desafíos (con renovables intermitentes o no convencionales); En AP, entre los desafíos más importantes se encuentra lo relativo a reducir la discrecionalidad de la gestión municipal. Desde el 2010, la CNEE ha liderado un Plan Integral de Eficiencia Energética (con todos los componentes necesarios para que el país avance y consiga ahorros a nivel nacional). La iniciativa de ley se encuentra esperando la aprobación Legislativa, y los multilaterales tienen oportunidad para financiar las sustituciones tecnológicas. Es un tema, que por su naturaleza, el liderazgo corresponde al MEM. Razón por la cual, en el 2007, se conformó el Viceministerio de Desarrollo SosteniSocialización –reto importante con ble, y ya existe coordinación; carencia de liderazgo actualmente– ¿cómo puede la CNEE apoyar a que Sin embargo, es responsabilidad de todos. Destinando muchos recursos a alguna institución asuma la coordi- estrategias de comunicación masiva. La CNEE recientemente presentó su estrategia de comunicación; nación de esta variable crítica? El tema de prevención, que es el que se está tratando actualmente con herramientas de comunicación, y cuyos impactos no se observarán en el corto plazo.

TranscripciĂłn del seminario de lecciones aprendidas en proyectos de infraestructura elĂŠctrica

Transcripción del seminario de lecciones aprendidas en proyectos de infraestructura eléctrica

Conclusiones

del Panel

1. Reconocer al tema social actualmente como el principal riesgo. Se le debe atender de manera coordinada. Obviamente, el desafío al riesgo social es diferente dependiendo de las dimensiones del proyecto. 2. Planificar resulta necesario ante los desafíos en la gestión ambiental, predial, gestión técnica misma del proyecto. 3. Avanzar en la gestión de trámites por sistemas –que avancen su gestión dentro de las instituciones de manera impersonal–. Facilitar la trazabilidad que revele el avance en el proceso. 4. Al alcanzar la sistematización de la gestión de trámites, se conseguirá ser efectivos en las instituciones, atender con prontitud y que se concreten en las fechas que se han establecido. Asimismo, cargar en los desarrolladores los riesgos que les competen en sus proyectos. 5. Planificar con anticipación. Se lleva la sugerencia, para las instituciones, de una planeación con mayor anticipación (para que los interesados dispongan de períodos mayores para planificar sus proyectos también). 6. Convertir, la excelente comunicación entre instituciones involucradas en una que mejora y agiliza la gestión de los trámites de tal manera que facilite la ejecución de los proyectos de electricidad.

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Anexos a.

Agenda del Taller HOTEL INTERCONTINENTAL, SALON ROBLE II MIÉRCOLES 24 DE JULIO DE 2013 TALLER LECCIONES APRENDIDAS LICITACIONES PEG y PET

8:00

Registro Participantes

8:30

Palabras Bienvenida y Objetivos del Taller

Licenciada Carmen Urízar CNEE

8:45

Palabras Inaugurales importancia del PET y PEG

Ingeniero Edwin Rodas Viceministro MEM

9:00

Presentación TRECSA Lecciones Aprendidas y Avances del PET -1-2009

Ing. Guillermo Pérez TRECSA

9.30

Presentación ENEL, Experiencia y Lecciones aprendidas en Proyectos de Generación

Ing. Renato Patzán ENEL