Guatemala abrió una nueva etapa de contratación eléctrica con la PEG-6, pero la expansión de la generación enfrenta un desafío que trasciende las adjudicaciones: disponer de redes para conectar las centrales y abastecer el crecimiento del consumo.
Durante su participación en el streaming de Energía Estratégica, Astrid Perdomo, directora ejecutiva de AGER, analizó el escenario que acompaña a la PEG-6: una demanda eléctrica que, según indicó, crece alrededor del 6 % anual, nuevas centrales en construcción y la necesidad de complementar la generación contratada en los procesos anteriores.
La licitación contempla contratar 600 MW, con suministro desde mayo de 2032. Al explicar su relación con la PEG-5, la vocera señaló que la fuerte participación de renovables, especialmente solar y solar con almacenamiento, dio paso a otra prioridad: “Ahora lo que se está buscando es energía de base”.
También sostuvo que, según lo informado por el presidente de la comisión, las estimaciones utilizadas correspondían a la demanda de 2022, mientras que el consumo continuó creciendo. La industria, la electrificación de edificios y el mayor uso de aire acondicionado fueron algunos de los factores que identificó detrás de esa expansión.
Ese nuevo ciclo de contratación convive con la ejecución de proyectos ya adjudicados: la representante situó en unos 870 MW la capacidad renovable en construcción vinculada a la PEG-4 y la PEG-5.
El movimiento guatemalteco se inscribe, además, en una oleada regional de convocatorias para incorporar generación y almacenamiento.
Según el panorama presentado durante el streaming, Panamá espera dos nuevas licitaciones de potencia y energía para 2027, todavía sin fechas oficiales; Honduras proyecta una primera convocatoria de 600 MW para enero de ese año, y República Dominicana prepara nuevos procesos para renovables y baterías.
Ese escenario también atravesó la lectura de la vocera: “Es increíble todo lo que se está moviendo y todas las ganas de inversión que hay en esta región”, destacó. Sin embargo, para Guatemala advirtió que el avance de las contrataciones debe acompañarse con infraestructura que permita conectar las centrales.
“Es muy bonito celebrar los contratos, celebrar las adjudicaciones, pero ya conectar las plantas es otro tema”, agregó.
La conexión y los obstáculos para ampliar la red
La representante cuestionó la disponibilidad de información sobre capacidad de conexión. Explicó que un desarrollador puede conseguir un terreno, realizar estudios eléctricos y preparar su documentación antes de descubrir, durante el trámite, que no existe espacio para incorporar la central.
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“Ese es un tema, creo yo, que deberíamos mejorar en Guatemala, definitivamente”, sostuvo. Advirtió que esa situación implica pérdidas de tiempo y recursos.
También citó una estimación de la Asociación de Transportistas de Energía de Guatemala: el país debería incorporar 5.000 kilómetros de nuevas líneas hacia 2040. Sin embargo, mencionó dificultades para obtener licencias, autorizaciones de paso y permisos para atravesar áreas protegidas.
En ese contexto, señaló que en el Congreso se discutía una iniciativa para priorizar sistemas de transmisión urgentes. Además, recordó que alrededor de un millón de personas todavía carecen de electricidad y afirmó que más del 50 % del sistema de transmisión creció mediante iniciativas propias de inversionistas.
Después de una PEG-5 con fuerte participación renovable y de proyectos solares con baterías, resumió: “Ahora lo que se está buscando es energía de base”
Al repasar la convocatoria anterior, destacó la aparición de configuraciones híbridas que combinaron distintas fuentes y almacenamiento. También mencionó un precio promedio de 101 dólares «por mega», aunque reconoció que hubo participantes conformes y otros que no quedaron satisfechos.
La directiva aclaró que las licitaciones de las distribuidoras atienden la demanda regulada, que ubicó alrededor del 60 % del mercado. El resto corresponde a grandes usuarios, un segmento donde también observó crecimiento y oportunidades de inversión.
Autoconsumo y almacenamiento, otros frentes de expansión
La vocera describió un fuerte interés por la autoproducción y mencionó alrededor de 500 MW en generación distribuida renovable, categoría que, según explicó, comprende instalaciones de menos de 5 MW. Señaló que muchos proyectos se construyen para abastecer a grandes usuarios y que existen plantas destinadas exclusivamente al autoconsumo.
Ese movimiento tiene como trasfondo la exposición al mercado spot. Según relató, los precios pasaron de valores habituales de entre 80 y 90 dólares a picos de hasta 600 dólares «por megavatio» en agosto y septiembre, en un contexto que vinculó con los efectos de El Niño. Indicó que algunos grandes usuarios contratan el suministro por períodos de hasta cinco años, mientras otros prefieren mantenerse en el spot. Consideró que esos episodios podrían impulsar acuerdos de mayor plazo e inversiones en generación propia.
En autoconsumo, aclaró que por el momento predomina la solar. La incorporación de baterías todavía depende de conocer mejor su desempeño y las posibilidades de remuneración.
Sobre almacenamiento, explicó que la normativa ya estaba aprobada para plantas eólicas y solares; una segunda fase contemplaba hidroeléctricas y térmicas, y una tercera abordaría sistemas independientes o standalone.
Entre los aspectos bajo análisis destacó cuándo podrían cargar las baterías: advirtió que el horario más conveniente para un inversionista podría afectar el despacho del sistema. También señaló que Guatemala sigue la experiencia chilena para evaluar otras formas de remuneración, un punto que el mercado local todavía no tiene resuelto.
Por Energía Estratégica
Por Matías Medinilla
Por Florencia Guglielmetti
