La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) de Guatemala aprobó las bases de la Licitación Abierta 1-2026 para contratar potencia y energía eléctrica, con un requerimiento central de 300 MW garantizados por año estacional a partir del 1 de mayo de 2027.
Tal como adelantó Energía Estratégica a mediados de mayo (ver nota), la convocatoria apunta a cubrir la capacidad que quedó pendiente tras la subasta PEG-5 y, al mismo tiempo, responder a las nuevas necesidades derivadas del aumento proyectado de la demanda regulada de las distribuidoras, por lo que las cantidades definitivas podrán ajustarse antes de la recepción de ofertas.
La contratación será desarrollada por Empresa Eléctrica de Guatemala (EEGSA), Distribuidora de Electricidad de Occidente (DEOCSA) y Distribuidora de Electricidad de Oriente (DEORSA), bajo la supervisión del organismo regulador, donde podrán competir generadores, comercializadores, centrales existentes y nuevos proyectos.
Mientras que el primer período de suministro se extenderá entre el 1 de agosto de 2026 y el 30 de abril de 2027. Durante esos meses, los requerimientos serán definidos según las necesidades mensuales de cada compañía.
También deberán considerarse los valores definitivos de demanda firme establecidos por el Administrador del Mercado Mayorista, responsable de coordinar la operación del sistema eléctrico guatemalteco.
Desde el 1 de mayo de 2027, el requerimiento principal ascenderá a 300 MW de potencia garantizada por cada año estacional, aunque cabe aclarar que la cifra podrá ajustarse antes de la presentación de las propuestas.
En diálogo con Energía Estratégica, Ligia López de Luna, especialista en Derecho Regulatorio Eléctrico, indicó que las próximas convocatorias estructurales del país también continúan avanzando.
“Se sabe que ambas ya están en proceso y pronto serán aprobadas también”, precisó López de Luna en referencia a la PEG-6, destinada a nueva generación, y la PET-4, orientada a la expansión de la red de transmisión.
¿Cómo se evaluarán las propuestas?
La adjudicación considerará el impacto económico integral de cada propuesta sobre las distribuidoras y los usuarios, en lugar de limitarse al precio nominal presentado por cada oferente.
Entre las variables podrán incluirse la cantidad de potencia, la energía asociada, el plazo contractual, el punto de entrega, las pérdidas, las condiciones operativas y la combinación de ofertas necesaria para cubrir el requerimiento.
En consecuencia, una propuesta con el menor precio individual podría no resultar adjudicada si su integración eleva el costo total o no responde adecuadamente a las necesidades del sistema.
La CNEE orientó el procedimiento a minimizar el costo conjunto de la compra, preservar la competencia entre los participantes y garantizar la seguridad del abastecimiento.
Las bases también reconocieron “la libertad de acceso a todas las obras de infraestructura que configuran la red”, de acuerdo con las condiciones establecidas por la regulación eléctrica.
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La capacidad efectiva de transmisión será determinante para que los nuevos proyectos puedan conectarse y entregar la energía comprometida sin restricciones operativas.
EEGSA, DEOCSA y DEORSA deberán remitir el cronograma definitivo a la CNEE para su aprobación. El documento fijará las fechas de convocatoria, consultas, entrega de propuestas, evaluación, adjudicación y firma de contratos.
El antecedente de la PEG-5
La subasta PEG-5 adjudicó 1258 MW distribuidos entre 57 proyectos, de los cuales aproximadamente el 73% corresponde a tecnologías renovables.
El proceso mostró un fuerte predominio de plantas solares híbridas con sistemas de almacenamiento mediante baterías, capaces de ofrecer energía, potencia y flexibilidad bajo contratos de largo plazo.
El precio monómico promedio se situó en torno a 101 dólares por MWh, por debajo de distintos valores de contratación vigentes, lo que evidenció la competitividad de las propuestas recibidas.
Sin embargo, la licitación no alcanzó a cubrir toda la potencia solicitada, y ese remanente constituye uno de los principales fundamentos de la nueva contratación aprobada por la CNEE; sumado a que el crecimiento esperado de la demanda también obliga a las distribuidoras a asegurar capacidad adicional para mantener la cobertura de los usuarios durante los próximos años.
La PEG-5 modificó además las señales de inversión en Guatemala, donde el storage pasó a ser un atributo central para aportar firmeza, flexibilidad y estabilidad al sistema.
Los proyectos fotovoltaicos con baterías ganaron terreno porque pudieron estructurar entregas más previsibles durante determinadas franjas horarias.
Esa capacidad mejoró su posición frente a tecnologías variables sin respaldo y frente a otras fuentes renovables que, pese a registrar costos competitivos de generación, tuvieron mayores dificultades para garantizar perfiles específicos de suministro.
La energía eólica perdió protagonismo frente a las soluciones solares con almacenamiento, debido a que el diseño de la PEG-5 priorizó la entrega firme en períodos definidos.
Un contexto de transición política
La aprobación de las bases coincide con cambios recientes en la conducción del Ministerio de Energía y Minas de Guatemala tras la salida de Víctor Hugo Ventura, uno de los principales impulsores de las futuras licitaciones de generación (PEG-6) y de transmisión (PET-4), lo que abrió interrogantes en el sector sobre el ritmo de implementación de ambos procesos.
Ventura fue reemplazado por Erwin Barrios, mientras que previamente Luis Rolando Barillas había asumido como viceministro de Energía.
Los relevos se producen mientras el mercado sigue de cerca la continuidad de la agenda energética en la antesala del ciclo electoral previsto para 2027.
