La regulación eléctrica de Guatemala incorporó una definición que puede resultar determinante para los contratos de la Licitación Abierta 1-2026: cuando una importación firme procedente del Mercado Eléctrico Regional (MER) no alcance para abastecer la demanda contratada, la Distribuidora deberá comprar la diferencia en el Mercado de Oportunidad guatemalteco.
La disposición surge de la Resolución CNEE-282-2026, mediante la cual la Comisión Nacional de Energía Eléctrica modificó las Normas de Coordinación Comercial (NCC) 2, 3, 9, 10 y 13 para precisar los procedimientos aplicables a importaciones firmes provenientes del mercado regional.
El cambio coincide con la Licitación Abierta 1-2026, prevista para contratar alrededor de 300 MW de potencia y energía vinculados con el remanente no adjudicado en la PEG-5 y con nuevas necesidades derivadas del crecimiento de la demanda. La interacción entre ambas disposiciones abre un punto central: los costos de administrar una transacción en el MER y el riesgo generado por un faltante no recaen necesariamente sobre el mismo agente.
Para Edgar Rigoberto Grotewold de León, abogado y notario especializado en Derecho Energético, licitaciones y contratación comercial de potencia y energía, la resolución debe analizarse junto con las condiciones previstas en las bases de la convocatoria.
“Vale la pena leerla junto con el Anexo B de las Bases de la Licitación Abierta 1-2026”, manifestó Grotewold de León.
Ese apartado regula la participación mediante Transacciones Internacionales, modalidad por la cual un generador puede presentar una oferta de suministro a una Distribuidora respaldada por un contrato firme de importación del MER, en lugar de hacerlo mediante una central instalada en Guatemala.
Dos riesgos que no recaen necesariamente sobre el mismo actor
El Anexo B establece una primera distribución de responsabilidades vinculada con los costos de administración y operación de la transacción regional, mientras que la Resolución CNEE-282-2026 introduce un tratamiento específico para una eventual insuficiencia del suministro.
El numeral viii dispone que el oferente que participe mediante una Transacción Internacional debe incorporar dentro de su precio todos los costos ante el Mercado Mayorista y el Mercado Eléctrico Regional relacionados con la administración y operación del contrato.
“El oferente que participe por esta vía debe incorporar en su precio la totalidad de los costos ante el Mercado Mayorista y el Mercado Eléctrico Regional asociados a la administración y operación del contrato”, explicó Grotewold de León.
La obligación incluye cargos administrativos y cualquier gasto inherente a la gestión y ejecución contractual. Esos conceptos quedan íntegramente a cargo del adjudicatario durante toda la vigencia, mientras que el numeral ix extiende la responsabilidad a los cargos que surjan de la ejecución y administración de la transacción conforme al Reglamento del Mercado Eléctrico Regional.
“Hasta ahí, la minuta sitúa el riesgo operativo del MER del lado del Adjudicado”, puntualizó el especialista.
La Resolución CNEE-282-2026 aborda otro supuesto. Las modificaciones introducidas en las NCC 10 y 13 establecen el procedimiento cuando el volumen recibido desde el MER no resulta suficiente para abastecer toda la demanda contemplada en el contrato.
En ese escenario, el Participante Consumidor, es decir, la Distribuidora, deberá acudir al Mercado de Oportunidad de Guatemala para adquirir la diferencia. A su vez, el Generador o Comercializador no podrá completar ese faltante mediante esa misma vía.
“Cuando la importación firme resulta insuficiente para cubrir la demanda contratada, el nuevo régimen de la NCC 10 y la NCC 13 dispone que sea el Participante Consumidor, esto es, la Distribuidora, quien deba acudir al Mercado de Oportunidad de Guatemala a comprar la diferencia, sin que el Generador o Comercializador pueda cubrir ese faltante por esa vía”, señaló Grotewold de León.
La consecuencia práctica es una separación entre la responsabilidad asociada con los costos del MER y el mecanismo previsto para resolver una insuficiencia de suministro. Esa diferencia puede incidir en la estructuración de precios, evaluación de contingencias y negociación de los futuros contratos.
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“La responsabilidad de costos que fija la minuta y el mecanismo de reparto del faltante que ahora define la normativa técnica operan sobre riesgos distintos”, advirtió el abogado.
Bajo esa lectura, asumir los gastos derivados de ejecutar y administrar una importación firme no supone automáticamente absorber también las consecuencias de que el volumen importado resulte insuficiente. El punto cobra especial relevancia porque las bases y la normativa técnica regulan aspectos diferentes de una misma operación.
“Su interacción no queda resuelta por el solo texto del Anexo B”, sostuvo Grotewold de León.
Derechos Firmes: otra variable que puede afectar el contrato
La resolución también incorporó un riesgo ligado a la continuidad de los Derechos Firmes adquiridos en el MER, un aspecto que deberá ser considerado por quienes utilicen importaciones como respaldo de sus ofertas.
El nuevo numeral 2.2.4.1 de la NCC 2 dispone que, cuando venza el plazo de los Derechos Firmes y no se acredite su renovación por el período contractual restante, la Oferta Firme Eficiente correspondiente a esa importación se reduce a cero.
“Reduce a cero la Oferta Firme Eficiente asociada a la importación cuando, al vencimiento del plazo de los Derechos Firmes adquiridos en el MER, no se acredita su renovación para el resto del plazo contractual”, explicó Grotewold de León.
La consecuencia se aplica, de acuerdo con el análisis del especialista, independientemente de que la causa sea ajena a la disponibilidad de la central. De este modo, la evaluación de una oferta respaldada por importaciones debe contemplar tanto la fuente física de suministro como la continuidad de los derechos necesarios para mantener la operación durante toda la vigencia contractual.
Este ajuste regulatorio ocurre después de una PEG-5 que adjudicó 1258 MW mediante 57 proyectos, de los cuales alrededor del 73% correspondió a tecnologías renovables, con una presencia destacada de proyectos solares híbridos con almacenamiento.
El proceso alcanzó además un precio monómico promedio de 101 USD/MWh, inferior a los precios de contratación vigentes según la información aportada. La PEG-5 reforzó así el protagonismo del almacenamiento dentro de la nueva capacidad de generación guatemalteca y modificó el criterio de inversión hacia soluciones capaces de combinar energía, potencia y flexibilidad.
La Licitación Abierta 1-2026 se inserta en ese nuevo escenario para cubrir aproximadamente 300 MW pendientes de la subasta anterior, además de necesidades vinculadas con el crecimiento de la demanda. La posibilidad de utilizar importaciones firmes amplía las alternativas para atender esos requerimientos, aunque ahora bajo reglas más precisas sobre las responsabilidades de cada participante.
En particular, la modificación obliga a diferenciar quién afronta los costos regulares de operar dentro del MER y quién debe resolver un eventual déficit de suministro en el mercado guatemalteco. Esa separación será relevante para determinar cómo cada riesgo se refleja en las condiciones económicas de los contratos.
Una compra adicional en el Mercado de Oportunidad puede introducir una exposición económica diferente de la prevista originalmente en la oferta adjudicada. Por eso, el alcance de las obligaciones no dependerá únicamente de las bases de la licitación, sino también de cómo las partes trasladen la nueva regulación a las cláusulas contractuales.
Grotewold de León remarcó que “el Adjudicado asuma los costos de administrar su transacción en el MER no significa que también asuma el riesgo de que esa importación resulte insuficiente, riesgo que la CNEE-282-2026 sitúa expresamente del lado de la Distribuidora”.
La cuestión pasa así a la etapa de negociación: generadores, comercializadores y distribuidoras deberán precisar contractualmente cómo se asignará el impacto económico de un faltante, especialmente cuando la norma obliga al Participante Consumidor a comprar la diferencia en el Mercado de Oportunidad.
“Conviene que ambas partes lo tengan presente al negociar la asignación contractual de este riesgo específico dentro del contrato derivado de la Licitación 1-2026”, concluyó Grotewold de León.
Mientras Guatemala avanza con una nueva contratación por alrededor de 300 MW, las modificaciones a las Normas de Coordinación Comercial agregan una variable crítica para las importaciones firmes desde el MER: el adjudicatario mantiene las obligaciones relacionadas con la administración de la transacción regional, pero el tratamiento de un eventual faltante responde a otro mecanismo y deberá quedar claramente reflejado en los contratos de la Licitación 1-2026.