Guatemala se enfrenta a una encrucijada energética con la licitación PEG-5 2025, un megaproyecto que busca asegurar el suministro eléctrico para las próximas décadas.
El objetivo declarado es ambicioso: contratar hasta 1400 MW de potencia, una cifra que Bode calificó como "una cantidad de energía brutal, fundamental para que el país pueda seguir creciendo en los próximos años.
Pero el verdadero desafío no está en el qué, sino en el cómo, y es allí donde surgieron preocupaciones de fondo.
"La licitación tiene una estructura muy particular", manifestó Guillermo Bode, experto en renovables.
"Casi todos los riesgos que uno se puede imaginar se le pasan directamente a las empresas que presentan las ofertas", añadió.
Esta transferencia absoluta de riesgo se encuentra expresamente detallada en las bases del concurso.
"Las propias bases de la licitación lo dicen así, negro sobre blanco", subrayó Bode.
Las empresas no solo deben encargarse del desarrollo técnico y financiero, sino también asumir cualquier imprevisto, desde construir una terminal de gas hasta sortear una crisis geopolítica global.
Uno de los puntos más críticos fue la eliminación casi total de la cláusula de Fuerza Mayor, condición que, según Bode, "es quizás la más dura de toda la licitación.
Aclaró que "nada de eso se considera una razón válida para incumplir", ni siquiera guerras, pandemias o interrupciones logísticas.
La definición contractual se limitó estrictamente a desastres naturales y excluyó explícitamente cualquier falla en la cadena de suministro de combustible.
El efecto dominó de esta estructura fue claro.
"El riesgo extremo obliga a las empresas a poner precios mucho más altos para poder cubrirse", advirtió Bode.
Esta situación eliminó de plano a muchos potenciales oferentes que no podían asumir semejante carga financiera, lo cual repercutió directamente en una menor competencia y, por ende, en tarifas más elevadas para los consumidores finales.
Otro aspecto clave fue la rigidez de las estructuras de precios.
A diferencia de contratos internacionales donde los componentes del precio se ajustan al mercado, aquí se exigió que los costos de transporte, o el Fagene, y la reserva de suministro, el FGSC, sean fijos durante todo el contrato.
Esto obligó a las empresas a "intentar adivinar los mercados mundiales para los próximos 15 años", lo que llevó a incorporar primas de riesgo muy elevadas.
A esto se sumó la ambigüedad en los costos de internación.
Aunque nominalmente estaban fijados, en la práctica están sujetos a verificación y aceptación, lo que generó una situación incierta.
"¿Qué pasa si la distribuidora decide que no te reconoce un gasto millonario? Pues la única defensa que tiene el oferente es cotizar más alto desde el principio, por si acaso", advirtió el especialista.
El impacto no fue solo financiero, sino también estructural.
La licitación exigió una carga documental y técnica extremadamente exigente, lo que, según Bode, funcionó como una "barrera de entrada para actores más pequeños o innovadores.
En sus palabras, "concentró todo el proceso en unos pocos que pueden aguantar esa carga inicial.
El resultado final de este esquema podría ser contraproducente: un entorno con menor competencia, precios inflados desde el inicio y una oferta energética menos diversificada.
"La estrategia de pasarle todo el riesgo a la empresa privada puede sonar segura sobre el papel.
Pero si en la práctica esto se traduce en menos competencia y precios más altos, ¿quién termina asumiendo el costo real de esa letra pequeña?", se preguntó Bode.
La reflexión que dejó esta licitación va más allá de Guatemala.
Si se consolida como modelo, plantea interrogantes profundos sobre la sostenibilidad financiera y social de las futuras infraestructuras energéticas en América Latina.
Por Energía Estratégica
Por Emilia Lardizabal
Por Ailén Pedrotti
