La nueva licitación de largo plazo PEG-6 empieza a definir qué tecnologías tendrán mayores posibilidades de captar los próximos contratos de suministro de Guatemala. Y el escenario es considerablemente diferente al que dejó su antecesora.
La Resolución CNEE-323-2026 establece los Términos de Referencia para contratar hasta 600 MW de Demanda Firme, por períodos de hasta 15 años y con inicio de suministro previsto para el 1 de mayo de 2032. El requerimiento estará dividido en dos segmentos: 450 MW para plantas nuevas y 150 MW para centrales que ya se encuentren operativas.
La primera división introduce el cambio más contundente para los desarrolladores. Los 450 MW destinados a nueva generación sólo podrán ser disputados por proyectos de gas natural y geotermia, además de exigir instalaciones basadas en máquinas síncronas que aporten inercia rotante al sistema.
“Se acortan las posibilidades para las renovables”, resumió Edgar Grotewold de León, abogado especialista en Derecho Energético y Regulación del Sector Eléctrico, en diálogo con Energía Estratégica. A su entender, el diseño busca corregir la composición resultante del proceso anterior y sumar recursos capaces de entregar energía de manera constante.
El contraste con PEG-5 ayuda a dimensionar el cambio. Aquella convocatoria buscó hasta 1.400 MW de potencia garantizada y terminó con 1258,39 MW de potencia garantizada asignada a partir de 2033, dentro de un esquema de suministro escalonado que comienza en 2030. En el proceso, 48 empresas fueron calificadas como técnicamente solventes y finalmente se adjudicaron 57 centrales.
Además, las renovables tuvieron un protagonismo considerable. Según información de EEGSA recogida tras la adjudicación, aproximadamente el 73% correspondió a tecnologías renovables, con presencia de proyectos solares y configuraciones que incorporaron almacenamiento mediante baterías.
Para Grotewold, ese resultado explica buena parte del giro posterior. “La PEG-5 quedó diseñada de una manera en que las plantas de gas podían competir con las solares con baterías”, señaló. Según explicó, el resultado fue una contratación muy significativa de proyectos solares y solares con almacenamiento. Desde su lectura, la nueva convocatoria procura complementar esa incorporación con generación que aporte mayor firmeza al sistema.
El 90% que cambia la competencia por los otros 150 MW
El segundo bloque, de 150 MW, parece a primera vista más abierto: pueden presentarse plantas que ya estén habilitadas comercialmente en el Mercado Mayorista, sin una exclusión expresa por recurso.
Sin embargo, allí aparece otra condición que cambia las posibilidades reales de cada tecnología. Los Términos de Referencia fijan un factor de planta mínimo del 90% de forma continua, independientemente de las condiciones hidrológicas, climáticas u operativas. A su vez, exigen que las ofertas respalden la energía firme asociada a la potencia garantizada durante todas las horas de cada año de suministro.
El análisis jurídico de Grotewold interpreta que esa condición alcanza también al Bloque B. Eso no significa que una central solar o eólica existente quede automáticamente afuera. Sí implica que probablemente deba presentarse por una potencia garantizada inferior a su capacidad instalada, limitada al volumen que efectivamente pueda sostener bajo ese estándar.
Así, una planta renovable de 100 MW no necesariamente competiría por sus 100 MW: podría hacerlo únicamente por la fracción que consiga acreditar como firme. Las centrales capaces de mantener una producción más estable, en cambio, podrían comprometer una proporción superior de su capacidad.
“Los renovables van a tener menos oportunidad de participar o con menos cantidad, porque no pueden dar firmeza todo el tiempo”, explicó el especialista. En ese escenario, considera previsible que las térmicas y otras fuentes capaces de garantizar suministro las 24 horas lleguen mejor posicionadas a la disputa por esos 150 MW.
Menos caminos contractuales que en PEG-5
La diferencia no termina en el porcentaje de firmeza. PEG-5 contemplaba tres modalidades contractuales: diferencia con curva de carga, opción de compra de energía y energía generada.
Esta última era particularmente útil para recursos variables porque permitía contratar producción sin requerir oferta firme eficiente. En PEG-6 desaparece y sólo permanecen las dos primeras alternativas, ambas vinculadas al respaldo de potencia.
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El proceso anterior incluso contemplaba hasta 150 MW adicionales de potencia instalada mediante Energía Generada, precisamente para recursos sin firmeza. Ahora existe un bloque del mismo tamaño, pero sujeto al estándar general del 90%, por lo que la similitud de volumen esconde una lógica contractual muy diferente.
También cambia el horizonte para las centrales ya operativas. PEG-5 permitía contratos de hasta cinco años para ese tipo de instalaciones. En los actuales Términos de Referencia se fija un máximo de 15 años para el requerimiento total y no aparece una diferenciación específica para el Bloque B. Para una solar o eólica que sólo pueda comprometer una parte de su producción firme, eso podría implicar inmovilizar ese volumen durante un período considerablemente mayor.
Las baterías tampoco encuentran una puerta directa
Uno de los puntos que Grotewold destaca especialmente es el tratamiento de los sistemas híbridos. PEG-5 dejaba espacio a nuevas renovables acompañadas por almacenamiento. PEG-6 modifica esa lógica para los 450 MW principales.
Incluso si un proyecto solar con baterías pudiera demostrar técnicamente un desempeño equivalente al exigido, el Bloque A continúa cerrado porque la condición de entrada no se basa únicamente en el resultado operativo: la resolución identifica directamente al gas natural y la geotermia como recursos elegibles.
Para el abogado, allí se encuentra una discusión de diseño más que de legalidad. Su análisis sostiene que la CNEE tiene facultades para priorizar la confiabilidad y establecer un estándar elevado, pero observa que no creó una vía alternativa para que configuraciones híbridas con almacenamiento puedan acreditar el mismo desempeño y competir. Modificar esa posibilidad requeriría ajustar los propios Términos de Referencia, no solamente las futuras Bases.
Gas y geotermia, ante una ventana de 450 MW
El cambio crea, al mismo tiempo, una oportunidad concreta para dos segmentos. “Creo que aquí, en la PEG-6, van a salir más beneficiadas las térmicas”, afirmó Grotewold. También anticipó que la reacción del mercado podría orientarse hacia el desarrollo de nuevas centrales de gas.
La geotermia parte igualmente con un espacio reservado, aunque su desarrollo presenta otras dificultades. El especialista recordó que Guatemala dispone de potencial y campos identificados, pero la exploración necesaria para confirmar el recurso supone costos elevados y riesgo previo a la construcción.
Los propios Términos de Referencia reconocen esa particularidad al permitir que un proyecto geotérmico pueda terminar el contrato de común acuerdo, sin considerarse incumplimiento, si dentro de los dos años posteriores a su firma la exploración determina que el recurso no es viable. Grotewold plantea, no obstante, que ese plazo podría resultar ajustado frente a los períodos reconocidos en otros mercados para completar estudios y perforaciones exploratorias.
La orientación hacia tecnologías firmes ocurre, además, en un contexto en el que el Plan de Expansión Indicativo del Sistema de Generación 2026-2050 considera un portafolio diversificado de proyectos candidatos, que incluye solar, solar con baterías, eólica, gas natural, hidroelectricidad y geotermia. El instrumento oficial busca responder simultáneamente al crecimiento de la demanda, la seguridad de abastecimiento y la sostenibilidad del sistema.
Las condiciones definitivas todavía no están cerradas
La fotografía de PEG-6 aún no está completa. La Resolución CNEE-323-2026 contiene los lineamientos con los que EEGSA, DEOCSA y DEORSA deben elaborar conjuntamente las Bases de Licitación. Las distribuidoras recibieron un plazo de 20 días desde la notificación para presentarlas ante la Comisión para su aprobación.
Por eso todavía faltan conocer requisitos económicos, garantías y otros detalles que determinarán el nivel definitivo de barreras para los oferentes. “Hasta el momento lo que tenemos son los términos de referencia. Ya en las bases de licitación estarán los requisitos específicos”, aclaró Grotewold.
No obstante, el marco tecnológico principal ya está trazado. Para el especialista, las dos señales que las compañías deberían mirar con mayor atención son claras: “la restricción tecnológica que existe en el Bloque A”, limitado a gas y geotermia, y “la barrera que les están imponiendo a los renovables” en el segmento de 150 MW a través del requisito de 90% de firmeza.
El resultado es una PEG-6 que no elimina a las fuentes renovables del proceso, pero sí reduce considerablemente el terreno en el que pueden competir respecto de la licitación anterior.