La nueva licitación eléctrica PEG-6 de Guatemala, destinada a contratar hasta 600 MW de demanda firme, abre interrogantes sobre los riesgos económicos que deberán asumir los desarrolladores.
Bajo un escenario hipotético de doce meses de atraso en el inicio del suministro, un proyecto de 100 MW podría acumular penalidades por USD 13,5 millones, mientras que otras exigencias plantean desafíos para la inversión, el acceso al crédito y la competencia entre oferentes.
“Considero que el mayor riesgo es el que no puede cuantificarse, y en la PEG-6 se concentra en la duración del período durante el cual se generan las penalidades por atraso”, señaló Edgar Grotewold de León, abogado y notario especializado en derecho energético, en diálogo con Energía Estratégica.
Vale recordar que las Bases, aprobadas mediante la Resolución CNEE-344-2026 del 5 de octubre, establecen contratos de hasta 15 años, con inicio de suministro previsto para el 1 de mayo de 2032. Del volumen total, 450 MW corresponden a nuevas centrales y 150 MW a instalaciones existentes.
El contrato fija multas de USD 7500 por MW de Potencia Garantizada adjudicada por cada mes de atraso durante los primeros seis meses, que aumentan a USD 15000 por MW entre el séptimo y el duodécimo mes.
Si bien estos importes ya estaban contemplados en PEG-5, una modificación en la redacción del nuevo modelo contractual abre la posibilidad de que continúen aplicándose incluso después de que una planta se encuentre lista para operar.
La cláusula Quinta permite a la distribuidora fijar la fecha formal de inicio hasta un trimestre después de la comunicada por el adjudicatario, mientras que la cláusula 6.9 establece que las multas se generan hasta el comienzo efectivo del abastecimiento.
Bajo una interpretación literal de ambas disposiciones, una central podría seguir acumulando penalidades durante tres meses adicionales, aunque ya estuviera en condiciones de suministrar electricidad, a diferencia del criterio de aplicación conocido en licitaciones anteriores.
“Si esos tres meses corresponden a los primeros seis meses de atraso, la tarifa es de USD 7500 por megavatio por mes y representan USD 2,25 millones. Si el atraso ya superó los seis meses, la tarifa es de USD 15000 por megavatio por mes y representan USD 4,5 millones”, detalló el especialista, tomando como referencia un proyecto de 100 MW.
Ante esta diferencia entre la redacción actual y la práctica previa, consideró fundamental que la Junta de Licitación precise qué criterio prevalecerá para determinar cuándo cesan las sanciones económicas.
¿Podrían encarecerse las ofertas?
La convocatoria establece una Garantía de Sostenimiento de Oferta de USD 30000 por MW de Potencia Garantizada máxima ofrecida, que posteriormente se reemplaza por una Garantía Preoperativa. Esta última debe incrementarse en USD 20000 por MW adjudicado por cada Evento Crítico incumplido.
A esas obligaciones se agregan los gastos asociados al mantenimiento de cartas de crédito, las contingencias por eventuales demoras y los recursos necesarios para sostener el cronograma de construcción.
Según Grotewold, parte de estos costos puede incorporarse al precio ofertado, aunque la necesidad de presentar propuestas competitivas limita cuánto es posible trasladar. La situación resulta más compleja cuando las empresas deben contemplar escenarios cuya exposición económica no pueden determinar con certeza.
“El desarrollador puede optar por un margen mayor o por abstenerse de ofertar”, advirtió.
Otro aspecto que deberán evaluar los inversores es la disposición que permite terminar inmediatamente el contrato, sin plazo de subsanación, cuando el adjudicatario incumple la fecha programada de cierre financiero.
La medida, heredada de PEG-5, contempla una penalización equivalente a doce meses de Potencia Garantizada multiplicada por el Precio de la Potencia.
“El contrato fija así una fecha para obtener un financiamiento que depende, a su vez, de la bancabilidad del propio contrato”, señaló el abogado.
Aunque el documento permite ceder o gravar derechos de cobro a favor de acreedores y utilizar activos como respaldo, la celebración de un convenio directo con el financista queda a consideración de la distribuidora, lo que puede influir en la evaluación de riesgos por parte de las entidades crediticias.
A esto se suma que las prórrogas de los Eventos Críticos por situaciones de fuerza mayor requieren que estas sean comprobadas y aceptadas por la distribuidora, sin que el especialista identifique un plazo específico de respuesta en las cláusulas analizadas.
Una nueva prohibición podría dejar afuera a empresas experimentadas
Entre las novedades respecto de PEG-5 aparece una restricción que alcanza a oferentes, filiales y entidades relacionadas directa o indirectamente que hayan incumplido contratos adjudicados en licitaciones abiertas anteriores.
Su alcance podría comprometer a grupos empresariales que operan mediante distintas sociedades, incluso cuando los antecedentes cuestionados correspondan a una compañía diferente de aquella que pretende competir.
“Tampoco se establece un umbral de gravedad, una antigüedad máxima de los hechos, ni si el incumplimiento debe haber sido subsanado, declarado o haber dado lugar a la terminación”, puntualizó Grotewold.
En consecuencia, una interpretación amplia podría impedir que una empresa presente una propuesta por un atraso penalizado anteriormente, aun cuando no hubiera provocado la terminación contractual.
La restricción adquiere especial relevancia porque constituye un requisito no subsanable, cuya verificación conduce directamente al rechazo de la oferta.
“Los grupos que han contratado más son los más expuestos a haber tenido algún incumplimiento en el sentido amplio del texto”, sostuvo.
Para dimensionar las barreras de entrada, la PEG-6 exige un patrimonio neto de USD 35 millones para ofertas de 100 MW y de USD 85 millones para propuestas de 200 MW, además de un pago no reembolsable de USD 25000 para obtener las Bases.
En un mercado sujeto a estas exigencias, una aplicación extensiva de las prohibiciones podría reducir el número de competidores, especialmente entre los desarrolladores con mayor trayectoria. Esto, a su vez, disminuiría potencialmente la presión sobre los precios de adjudicación, aunque todavía no es posible estimar su magnitud.
Las definiciones pendientes antes de presentar ofertas
Ante este escenario, Grotewold recomienda a los interesados presentar solicitudes de aclaración por escrito ante la Junta de Licitación, ya que únicamente las respuestas formales y las adendas tienen validez para preparar las propuestas.
Entre los principales puntos a resolver identifica el momento exacto en que cesan las penalidades, el alcance de las causales de exclusión y las consecuencias de incumplir determinadas obligaciones preoperativas.
También considera necesario precisar el criterio con el que las distribuidoras calificarán la Energía Firme, definida en las Bases mediante un factor de planta de al menos 90%, así como las diferencias entre los umbrales de identificación de beneficiarios finales establecidos en distintas secciones del acuerdo.
Estas precisiones resultan relevantes porque, una vez firmado el contrato, el adjudicatario reconoce haber revisado las Bases y aceptado que son adecuadas para cumplir sus obligaciones, sin posibilidad de reclamar incrementos por omisiones de esa evaluación.
De esta manera, las controversias que no se resuelvan antes de la presentación de propuestas podrían trasladarse a la ejecución de los proyectos, cuando las empresas ya hayan asumido sus compromisos económicos y legales.