El Salvador aumentó sus exportaciones de energía durante el primer semestre de 2026, pero cerró el período con un saldo importador neto de 36,02 GWh en el Mercado Eléctrico Regional (MER). El país registró 464,39 GWh de inyecciones y 500,42 GWh de retiros, una diferencia que obliga a matizar el crecimiento de 76,7% reportado a nivel nacional.
Frente al primer semestre de 2025, el déficit regional se redujo 32,83%, aunque la mejora no respondió a una caída de las compras. Las inyecciones avanzaron 6,50%, hasta 464,39 GWh, mientras los retiros crecieron 2,19%, hasta 500,42 GWh.
La clave está en distinguir qué mide cada fuente. La Unidad de Transacciones (UT) registra flujos físicos, mientras el Ente Operador Regional (EOR) contabiliza las transacciones comerciales entre los agentes de los seis países que integran el MER. Ambas métricas describen dimensiones diferentes del mercado y no resultan intercambiables.
A su vez, los montos declarados ante el Banco Central de Reserva (BCR) están sujetos a plazos administrativos que no necesariamente coinciden con el mes en que ocurrió cada operación, por lo que comparar directamente esas cifras con las liquidaciones regionales puede llevar a conclusiones incompletas.
Analizar únicamente las exportaciones también deja fuera una variable central: las importaciones realizadas durante el mismo período. La posición comercial de un país en el MER surge del balance entre ambas operaciones y no del desempeño aislado de una de ellas.
“Importar energía regional no expresa una carencia, sino la búsqueda de alternativas de precio frente a una generación local que se encareció”, manifestó Félix Eduardo Zelaya Lazo, consultor del sector de energía en América Latina y el Caribe (ALC).
El comportamiento salvadoreño se produjo en un escenario donde todos los países del istmo centroamericano, con excepción de Panamá, fueron importadores netos durante el primer semestre de 2026.
Dentro de ese contexto, la exposición de El Salvador fue considerablemente menor que la registrada por otros sistemas. Los 36,02 GWh de saldo importador representaron menos del 1% de la demanda nacional del período.
Nicaragua alcanzó una posición neta de -685,66 GWh y cubrió aproximadamente una cuarta parte de su demanda con el saldo importador del mercado regional. Honduras registró -210,08 GWh, equivalente a alrededor del 4% de su consumo.
Costa Rica también modificó su comportamiento habitual. El país, tradicionalmente exportador durante los primeros semestres, redujo sus inyecciones en un 84% y pasó a una posición importadora neta de 102,44 GWh, en un contexto de preservación de embalses ante la perspectiva de un año seco.
En El Salvador, el saldo del MER coincidió con un aumento importante de la demanda y una contracción de la generación hidroeléctrica, dos variables que presionaron la estructura de abastecimiento durante el período.
El promedio mensual de demanda de abril y mayo se ubicó 8,7% por encima del registrado en el mismo período de 2025. Además, el 30 de junio a las 19:30, el sistema salvadoreño alcanzó un máximo histórico de demanda de potencia de 1288 MW.
La hidro cae a niveles de 2017
Uno de los cambios más relevantes de la matriz se produjo en la hidroelectricidad. La generación de esta fuente se redujo 22,74% interanual, desde 690,80 GWh en el primer semestre de 2025 hasta 533,71 GWh en igual período de 2026.
El volumen representa el menor nivel de producción hidroeléctrica para un primer semestre desde 2017 y redujo su participación dentro de la matriz nacional hasta 14,24%.
El porcentaje quedó incluso por debajo del 14,54% observado durante El Niño de 2023. La comparación histórica permite dimensionar el retroceso: en 2021, esta fuente representaba 26,99% de la generación y en 2025 todavía alcanzaba 19,01%.
“El país avanza en renovables, pero el punto de partida obliga a ser realista”, advirtió Zelaya.
La menor contribución de los embalses trasladó presión al despacho térmico. Durante mayo y junio, las centrales térmicas fijaron el precio en el 99,9% de los períodos, principalmente mediante generación con búnker y diésel, además de gas natural en determinados intervalos.
En el conjunto del semestre, las fuentes térmicas marginaron 94,9% de las horas, frente a apenas 1,7% de la hidroelectricidad. Dentro de la matriz, la generación térmica convencional y el gas natural sumaron 42,37%.
El mayor peso de esas tecnologías se reflejó en los precios. La mediana del costo marginal de operación pasó de 71,26 dólares por MWh en marzo a 170,21 dólares por MWh en junio, lo que amplió el atractivo del mercado regional como alternativa frente a una oferta doméstica más cara.
El embalse Cerrón Grande también alcanzó en mayo su cota mínima más baja de los últimos años. Sin embargo, la recuperación posterior fue más rápida que en 2023 y, hacia finales de julio, su nivel se ubicó ampliamente por encima del registrado en aquella oportunidad.
Esa evolución puede responder, al menos en parte, a una administración deliberada del recurso hídrico, mediante la restricción del despacho para acumular agua y preservar la disponibilidad de cara a meses más exigentes.
“Aun así, con el nivel de demanda que tenemos hoy, un mejor nivel de embalse ya no es garantía de nada”, planteó el consultor.
La combinación entre mayor consumo y menor aporte hidroeléctrico abre la posibilidad de una utilización todavía más intensa de generación convencional durante la segunda mitad del año.
“Con este panorama, el segundo semestre apunta a niveles récord de generación térmica convencional”, anticipó Zelaya.
Solar y eólica baten récords
El retroceso hidroeléctrico contrastó con máximos históricos simultáneos de generación solar y eólica para un primer semestre.
La producción fotovoltaica creció 10,80% hasta 332,31 GWh, mientras la eólica aumentó 29,10% y alcanzó 106,22 GWh. Entre ambas tecnologías aportaron 11,70% de la matriz semestral y se acercaron por primera vez al peso relativo de la hidroelectricidad.
La solar también se consolidó como la principal tecnología del país en términos de capacidad instalada. Con la entrada en operación durante 2026 de Olocuilta Solar, de 43,9 MWp, y Santa Ana IV, de otros 43,9 MWp, El Salvador superó los 890 MWp fotovoltaicos instalados.
De acuerdo con Zelaya, el país ocupa hoy el primer lugar de Centroamérica en capacidad solar fotovoltaica, aunque aproximadamente el 68% de esa potencia está conectada a redes de distribución.
Esa configuración implica que una parte importante de su aporte no aparece directamente como generación en el mercado mayorista. Su efecto se observa de forma indirecta a través de la reducción de la demanda que las distribuidoras trasladan al sistema.
Este esquema podría modificarse progresivamente con la reforma de la Ley General de Electricidad publicada en abril de 2026, que introduce cambios en la relación entre los mercados mayorista y minorista.
Exportar no necesariamente significa generar
Otro factor central para interpretar las cifras salvadoreñas es la actividad de trading desarrollada por los comercializadores.
Durante el semestre, alrededor del 66% de las exportaciones de El Salvador se efectuaron mediante operaciones en las que los agentes compraron electricidad en el Mercado de Contratos Regional y posteriormente la vendieron en el Mercado de Oportunidad Regional.
Esto implica que una parte significativa de la energía contabilizada como exportación no se originó en centrales salvadoreñas, sino que correspondió a electricidad adquirida en otros países y posteriormente comercializada por agentes locales.
“Buena parte de lo que se registra como exportación corresponde a energía de otros países del MER comercializada por agentes salvadoreños, no a un excedente competitivo generado en el país”, explicó Zelaya.
La actividad demuestra que El Salvador desarrolló una capacidad relevante para intermediar electricidad dentro del mercado centroamericano, incluso sin disponer necesariamente de excedentes estructurales de producción.
Los precios regionales completan la explicación sobre la evolución de los ingresos asociados a las exportaciones. Durante el primer semestre, el precio promedio de liquidación de las inyecciones no comprometidas en contratos fue de 123,41 dólares por MWh, un incremento de 10,08%.
El precio medio de los retiros alcanzó 113,53 dólares por MWh, con una suba interanual de 20,70%. En el segundo trimestre, el retiro llegó a 159,22 dólares por MWh y superó los 157,01 dólares por MWh registrados para las inyecciones.
Existe, por lo tanto, un efecto precio que contribuye a explicar mayores ingresos por exportaciones, sin que esto suponga necesariamente una expansión equivalente de los excedentes físicos de generación nacional.
BESS: arbitraje hoy, exportaciones mañana
El almacenamiento con baterías aparece como una de las herramientas capaces de modificar esta ecuación. Para Zelaya, los sistemas BESS pueden aportar valor en cuatro dimensiones: arbitraje interno, capacidad exportadora, alivio de la red y prestación de servicios al sistema.
Durante el primer semestre de 2026, el costo marginal promedió 106,74 dólares por MWh durante las horas solares y 122,89 dólares por MWh fuera de ellas, una brecha de 16,15 dólares por MWh.
Al separar los períodos por nivel de demanda, la distancia entre demanda baja y alta alcanzó 21,57 dólares por MWh. En junio, la oportunidad fue todavía más marcada: la electricidad promedió 155,31 dólares por MWh durante las horas solares y 196,02 dólares por MWh en demanda alta.
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La diferencia superó así los 40 dólares por MWh, mientras en mayo se había ubicado alrededor de 35 dólares por MWh. Las horas solares representaron apenas el 29% del semestre, por lo que la energía más barata del sistema se concentra en una franja limitada del día.
Un sistema de baterías permitiría almacenar electricidad durante los períodos de menor costo y descargarla durante la punta, reduciendo el despacho térmico mediante estrategias de peak shaving.
Ese arbitraje interno podría generar un efecto adicional sobre el comercio regional. Al cubrir parte de la demanda máxima con energía previamente almacenada, el sistema liberaría capacidad para inyectar electricidad al MER durante las horas de mayor precio.
El incentivo económico es significativo. El precio promedio de las inyecciones en el área de control de El Salvador alcanzó 157,01 dólares por MWh durante el segundo trimestre y registró un máximo de 185,90 dólares por MWh en mayo.
En este esquema, la posibilidad de exportar aparece como consecuencia de resolver primero el abastecimiento interno y reducir el uso de generación térmica en las horas de mayor demanda.
Las baterías también podrían aliviar restricciones de infraestructura. Actualmente existen proyectos solares en el oriente del país que enfrentan limitaciones para interconectarse por falta de capacidad disponible en la red.
La instalación estratégica de BESS permitiría descongestionar determinados puntos y habilitar nueva generación renovable, no sólo optimizar el uso de los activos existentes. La Empresa Transmisora de El Salvador (ETESAL) ya evalúa la incorporación de almacenamiento en su infraestructura.
El principal desafío, sin embargo, continúa siendo regulatorio. La reforma de la Ley General de Electricidad incorporó por primera vez el concepto de sistemas de almacenamiento y contempla su interconexión a la red y la prestación de servicios.
“Pero definir no es habilitar”, remarcó Zelaya.
El artículo 32-H permite que generadores distribuidos con contratos de abastecimiento incorporen almacenamiento para proporcionar su propia reserva de regulación primaria o secundaria de frecuencia.
El alcance actual se limita al autoabastecimiento de reserva dentro del mercado minorista y todavía no habilita una participación plena de estas tecnologías dentro del mercado mayorista.
El desarrollo reglamentario deberá definir si un BESS puede realizar arbitraje, competir en servicios de balance, operar como activo independiente y, especialmente, participar en operaciones de exportación a través del MER.
México ofrece una referencia sobre el alcance que puede alcanzar esa regulación. Las disposiciones publicadas por la Comisión Nacional de Energía en abril de 2026 establecen cinco modalidades de participación para los sistemas de almacenamiento, desde autoconsumo hasta almacenamiento no asociado con participación plena en el mercado mayorista, e incorporan la figura de la Almacenadora como actividad regulada autónoma.
¿Puede El Salvador convertirse en exportador neto renovable?
El punto de partida muestra avances importantes en fuentes limpias, pero también una participación todavía determinante de las tecnologías convencionales en la cobertura de la punta.
Durante el primer semestre, las renovables aportaron 57,6% de la generación nacional. La geotermia encabezó la matriz con 19,3%, seguida por la hidroelectricidad con 14,2%, biomasa con 12,3%, solar con 8,9% y eólica con 2,8%.
El 42,4% restante provino de generación térmica convencional y gas natural, que continúan desempeñando un papel estructural para cubrir los períodos de mayor demanda.
La estrategia de largo plazo busca modificar esa composición. En el corto plazo, el camino pasa por ampliar la capacidad geotérmica y solar fotovoltaica, además de habilitar una segunda planta eólica.
A mayor horizonte, El Salvador también explora el desarrollo de energía nuclear con fines pacíficos, con una eventual incorporación prevista a partir del período 2030-2035.
La expansión de la generación exige, sin embargo, un refuerzo previo de la red de transmisión. En el oriente salvadoreño ya existen iniciativas solares que no pueden interconectarse por falta de capacidad disponible.
La transmisión nacional se encuentra en manos de ETESAL y su desarrollo depende actualmente del impulso estatal. En determinados puntos, los BESS pueden representar una alternativa de corto plazo para aliviar congestiones y facilitar nuevas conexiones.
En el ámbito regional, también resulta necesario ampliar la capacidad del Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC). Disponer de energía competitiva pierde valor si la congestión o los elevados costos de transmisión impiden colocarla en otros mercados.
“Convertirse en exportador neto de electricidad renovable es posible, pero llegará como resultado de resolver primero la transmisión (nacional y regional) y de dar previsibilidad regulatoria a los contratos de largo plazo”, sostuvo Zelaya.
La capacidad exportadora también puede apoyarse en una ventaja que el país ya desarrolló: el trading regional.
La intermediación comercial representó alrededor de dos tercios de las exportaciones salvadoreñas del semestre y podría servir como base para consolidar a El Salvador como hub del comercio eléctrico centroamericano.
Avanzar en esa dirección requiere ampliar la Red de Transmisión Regional, mejorar los marcos normativos para habilitar contratos superiores a un año con derechos de transmisión asociados y desarrollar un ecosistema regulatorio, financiero y tecnológico más previsible.
La ventaja de esta ruta frente a la construcción de nueva generación es que aprovecha una capacidad comercial ya desarrollada por los agentes salvadoreños y no depende exclusivamente de sumar nueva potencia al sistema.
Nuevas reglas para incorporar renovables
El Salvador también atraviesa una reorganización del esquema utilizado para contratar nueva generación.
Durante los últimos años, gran parte de la nueva capacidad ingresó mediante generación distribuida conectada a redes de distribución, en lugar de los procesos de licitación tradicionalmente asociados a proyectos de alta tensión.
La modalidad permitió acelerar incorporaciones, aunque redujo la capacidad de planificación sobre qué proyectos entraban al sistema, dónde se conectaban y bajo qué condiciones económicas.
La reforma de la Ley General de Electricidad aprobada en abril de 2026 busca ordenar ese espacio y recuperar procesos competitivos e informados.
El nuevo marco introduce Contratos de Abastecimiento en Distribución (CAD), que deberán adjudicarse mediante procesos competitivos y transparentes, ya sea por iniciativa de desarrolladores o de la Dirección General de Energía, Hidrocarburos y Minas (DGEHM).
La DGEHM también tendrá la responsabilidad de definir la capacidad máxima de generación distribuida que puede interconectarse, tanto a nivel sistémico como por circuito. De esta manera, la localización de nuevos proyectos deberá ajustarse a la capacidad efectiva de las redes.
La reforma también restringe a los generadores distribuidos a vender únicamente a las distribuidoras mediante CAD, evitando que una misma planta participe de forma simultánea en el mercado mayorista y minorista.
Los detalles operativos todavía se encuentran en desarrollo. La normativa contempla 12 meses para establecer la metodología de cargos de interconexión y 18 meses para que la Unidad de Transacciones adecúe su organización y el Reglamento de Operación.
Hasta que ese andamiaje esté completo, resulta difícil anticipar un volumen concreto de nueva potencia renovable bajo el esquema.
En materia de grandes proyectos, uno de los principales focos está puesto en la geotermia, con los desarrollos de Chinameca y San Vicente entre las iniciativas contempladas para licitación.
Ambos proyectos quedarían encuadrados dentro de la Ley de Energía Geotérmica, publicada en septiembre de 2025 y vigente desde el 15 de marzo de 2026.
La normativa establece un régimen específico de concesiones de hasta 30 años y con aprobación legislativa, además de incentivos fiscales y la obligación de implementar un Protocolo de Sostenibilidad del Recurso Geotérmico.
“Lo relevante del momento es que El Salvador está reconstruyendo simultáneamente dos esquemas de contratación: el de distribución, con los CAD, y el geotérmico, con la nueva ley sectorial”, destacó Zelaya.
El primer semestre dejó así una fotografía energética atravesada por mayor demanda, menor generación hidroeléctrica, récords simultáneos de solar y eólica y un mayor protagonismo de las centrales térmicas, mientras los comercializadores profundizaron su participación en el MER.
El saldo final de -36,02 GWh confirma que el crecimiento de 76,7% en las exportaciones no alcanza, por sí solo, para describir la posición energética de El Salvador.
La evolución futura dependerá de la capacidad para sumar generación competitiva, reforzar las redes nacional y regional, habilitar el almacenamiento y ofrecer previsibilidad regulatoria, mientras el trading mantiene un rol cada vez más relevante dentro del mercado eléctrico centroamericano.