Energía eléctrica

Ager: “alcaldes y Cocodes pueden ser héroes o tropiezo para sus comunidades”

Fri, 10 Oct 2025 16:26:07 +0000

energía

Ager: “alcaldes y Cocodes pueden ser héroes o tropiezo para sus comunidades”

Gremial de generación renovable llama a autoridades a cambiar “el sentido de urgencia” en las obras que tienen que ver con nueva energía. “Sin luz, no se puede hacer nada” dice.

10 de octubre de 2025 | 10:26h

La serie de contratos conocida como PEG-4 incluye proyectos con generación renovable, tanto eólica como solar. (Foto Prensa Libre: Freepik)

Hay una relación directa entre la tramitología para obtener una licencia ambiental y el riesgo de no cubrir la demanda de energía que el país necesita.

De acuerdo con Alfonso González, presidente de la Asociación de Generadores con Energía Renovable (Ager) un permiso que podría obtenerse en cuestión de 90 días se puede llevar de seis a ocho meses.

Su visión es que el Ejecutivo no cuenta con todos los recursos para poder agilizar los permisos, porque, por ejemplo, puede haber solo un responsable para atender 50 solicitudes de licencia.

Lea también: País necesita más energía para invertir y crecer

Este es un extracto de la conversación que González tuvo con el equipo de Prensa Libre y Guatevisión.

LECTURAS RELACIONADAS

Proponen ventanilla única y más apoyo estatal para construir plantas y torres de energía

Proyecto solar en Jalpatagua denuncia desinformación y presiones para frenar construcción

¿Cómo perciben el avance de las nuevas plantas generadoras incluidas en la PEG-4?

Desde la Ager, hemos estado viendo muy de fuera los proyectos de la PEG-4, ya que, de alguna u otra forma, no nos corresponde jugar un rol activo en el desarrollo de estos proyectos.

Lo que sí tenemos conocimiento es que algunos están todavía en la fase de permisos, desarrollo y otros que tienen cierto nivel de avance, con algún tropiezo en dicho avance, pero, en general, entendemos que el proceso de la PEG-4 y la entrada en operación de estas nuevas plantas va bien.

¿Cuáles son los desafíos para ejecutar proyectos de generación de energía?

En carne propia he vivido el desarrollo de los proyectos de generación renovable. Primero, no necesariamente es una falta de información, sino que muchas veces hay información con malas intenciones —para decirlo como es—, con intereses particulares. Y es ahí donde los desarrolladores tenemos que llegar con muchísima transparencia a ganarnos la confianza de los vecinos de un proyecto.

Al final, estas comunidades alrededor —o los vecinos— van comprendiendo que no hay ninguna mala voluntad en llegar a instalar un proyecto de generación en un lugar en particular, sino más bien una iniciativa de desarrollo no únicamente para el negocio como tal, sino también para los vecinos.

Las energías renovables tienen una particularidad, y es que nosotros no nos podemos inventar dónde poner los proyectos o escoger con mucha precisión dónde instalar uno, porque los proyectos se desarrollan donde está el recurso. Somos de las pocas industrias que verdaderamente vamos al interior del país a hacer desarrollo, a generar empleo, a que cambie el entorno alrededor de donde hay un proyecto.

Hay muchísimos ejemplos donde se ha agregado un gran valor alrededor de los proyectos de generación renovable. Ese es, digamos, como la primera parte.

Luego están las autoridades, que también se pueden convertir en héroes, llevando y apoyando estas iniciativas empresariales en sus municipios, que, a la vuelta, traen un retorno en impuestos para la alcaldía, tanto en licencias de construcción como en el IUSI (Impuesto Único Sobre Inmuebles).

Al mismo tiempo, son ingresos que se van transformando en la multiplicación de la economía, aunque sea en pequeña escala dentro del municipio. Así que las autoridades municipales o locales —incluyendo los Cocodes— se pueden convertir en grandes héroes desde sus comunidades, o se pueden convertir en grandes piedras de tropiezo.

¿Qué tan ágil es el proceso de licencias y permisos ambientales para que los proyectos puedan avanzar?

Es un calvario, esa es la palabra adecuada. Yo creo que no hay un desarrollo que no sufra la tramitología. Ahora, una licencia ambiental que podría obtenerse en cuestión de 90 días se puede llevar de seis a ocho meses.

Y aquí no solo hay que señalar, sino que, cuando vamos a explorar un poquito, también vemos que las entidades no tienen todos los recursos necesarios; el Ejecutivo no cuenta con todos los recursos para poder agilizar los permisos.

Entonces, resulta que hay un responsable para atender 50 solicitudes de licencia. Ahora, ¿de quién es la responsabilidad de resolverlo? Del ministerio mismo. Y sí, es un obstáculo, realmente, porque va pateando —literalmente— para atrás el inicio de obra de cualquier proyecto.

LECTURAS RELACIONADAS

Opinión: La PEG-5 es una oportunidad para modernizar la matriz y atraer capitales

Proyectos de nueva energía podrían bajar tarifas, pero dependerán de permisos municipales

Eso lo sufrimos no solo los generadores de energía renovable: es cualquier proyecto que se quiera hacer de infraestructura privada. Así que esa es una parte donde el sentido de urgencia y la agilidad deberían ser considerados dentro de las instituciones, de tal manera que no solo se piense en el trámite per se, sino también en el efecto que conlleva retrasar una obra.

En Guatemala tenemos un crecimiento de la demanda de consumo de energía eléctrica bien importante: crece el doble que el producto interno bruto. Cada día hay más demanda, y la capacidad que tenemos instalada es la que es.

La única manera de ir paleando el crecimiento de la demanda es instalando proyectos nuevos de generación. En la medida en que todos los permisos se atrasen más y no se les dé la agilidad que se les debe dar, corremos el riesgo de que nos llegue el agua a la nariz y regresemos a una época que la gente joven no conoció, pero en los 80 teníamos racionamientos de energía eléctrica.

Así que corremos el riesgo de llegar a esos extremos, y mucho tiene que ver con el tiempo que se tardan los permisos.

¿Qué riesgos existen si los proyectos no logran completarse en el tiempo previsto?

El riesgo más grave es el desabastecimiento de energía eléctrica, y ese es el que nos preocupa a todos. Hoy estamos en un mundo donde, verdaderamente, no se puede hacer nada si no tenemos energía eléctrica.

Si en Guatemala el PIB crece a razón de 3% a 3.5%, el consumo de energía eléctrica supera el 7% de crecimiento. Y si no instalamos más energía eléctrica, más generación, pues lo que va a pasar un día es que, como decimos coloquialmente los chapines, no hay luz.

Así que el riesgo no afecta únicamente a las grandes empresas, como a veces se piensa; esto es una cosa que nos va a pegar a todos los guatemaltecos. Las actividades más básicas se hacen con energía eléctrica, empezando por la educación, la salud… No se puede atender luz sin energía eléctrica. Miren los caos que han pasado en los hospitales públicos cuando se han quedado sin energía eléctrica.

¿Cuáles son las acciones necesarias para agilizar la construcción de nuevos proyectos de generación de energía?

La primera es la promoción de más procesos de licitación. Los procesos de licitación buscan atraer inversión nueva, nacional o internacional —no importa—, pero el proceso de licitación tiene que motivar la instalación de nuevas plantas de generación eléctrica.

Lo mismo pasa con la transmisión de energía: se debe motivar que se instalen nuevas redes de transmisión en todo el país. Si no ocurre, va a pasar lo mismo que con el tráfico en la ciudad: las líneas de transmisión se saturan y no llega el servicio con la calidad, el volumen o la cobertura que debe llegar.

Entonces, los procesos de licitación son bien importantes. Eso lo debe seguir promoviendo el Estado, y también debe seguir promoviendo que las distribuidoras los hagan de manera más frecuente.

La PEG-5 es bien relevante porque resulta ser el proceso de licitación más grande de la historia de Centroamérica. Estamos hablando de adjudicar 1,550 MW en un solo proceso.

Algunos opinamos que hubiera podido ser más fácil manejarlo en tres o cuatro procesos distintos. Así que, muy rápidamente, saliendo de la PEG-5, debe venir la PEG-6, aunque sea con un volumen de demanda mucho menor.

Y el acompañamiento de las autoridades en el desarrollo de los proyectos. Es decir, te adjudican una planta en algún lugar del interior y anda a ver cómo resolver los problemas comunitarios, sociales, de ausencia del Estado, con las municipalidades, las autoridades locales.

Por supuesto que es responsabilidad nuestra resolverlo, pero también del Estado. Si el Estado no participa activamente, en conjunto con nosotros, para resolver que los proyectos salgan adelante, el impacto lo va a sentir toda la población.

Proponen ventanilla única y más apoyo estatal para construir plantas y torres de energía

Thu, 09 Oct 2025 12:00:00 +0000

energía

Proponen ventanilla única y más apoyo estatal para construir plantas y torres de energía

Sector pide reducir burocracia y brindar mayor acompañamiento estatal y municipal en proyectos adjudicados en el programa de contratos conocido como PEG-4. Digitalizar gestiones y especializar alcaldías son propuestas.

Valeria Ruiz

9 de octubre de 2025 | 06:00h

El grupo de contratos de la PEG-4 se caracteriza por privilegiar fuentes renovables como hidroeléctricas, solares, eólicas y geotérmicas. En total participaron más de 15 empresas. (Fotoarte Prensa Libre: Freepik)

Simplificar y digitalizar los trámites, crear una ventanilla única para el sector Energía y fortalecer a los ministerios de Ambiente y Energía con personal técnico adicional para agilizar la evaluación ambiental son acciones críticas para que los próximos proyectos energéticos concluyan su etapa de construcción y entren en operación en el tiempo preestablecido. También se requiere mayor apoyo de las municipalidades, con trámites específicos para el sector.

Ese es el consenso entre actores —expertos y empresas— consultados en el marco de los proyectos de la cuarta licitación del Plan de Expansión de Generación (PEG-4). Se trata de contratos adjudicados desde el 2023, cuyas plantas deberán comenzar a operar entre el 2026 y el 2028, según la tecnología y el avance de cada obra. Fuentes como la Comisión de Integración Energética Regional (CIER) estiman una inversión de US$400 millones en un proceso diseñado para asegurar 235 megavatios (MW) de nueva capacidad, con el objetivo de abastecer a las distribuidoras Energuate y EEGSA mediante contratos de hasta 15 años.

Este grupo de contratos se caracteriza por privilegiar, en alto porcentaje, fuentes renovables como hidroeléctricas, solares, eólicas y geotérmicas. En total participaron más de 15 empresas, que comprometieron cerca de 400 MW de nueva capacidad.

Sin embargo, tras la adjudicación, el panorama muestra avances desiguales. Algunos proyectos avanzan conforme al cronograma, mientras que otros enfrentan retrasos por trámites ambientales, ausencia de permisos municipales claros, conflictividad social y restricciones en la red de transmisión.

LECTURAS RELACIONADAS

MEM modifica requisitos para la PET-3 por inconformidades de inversores interesados en licitación

Proponen traer gas natural licuado con tuberías submarinas o con barcos anclados en el mar

Fernando Castro, viceministro de Energía y Minas, indica que la mayoría de los proyectos de la PEG-4 “están en tiempo, especialmente los solares. Pero hoy se están yendo a modalidad híbrida. Una hidráulica pequeña está agregando paneles solares. Y esto dependerá de la visión que tenga el propietario: si le pone baterías o no le pone baterías”.

Ventanilla única y acompañamiento

Hay consenso en que una de las principales limitaciones para el desarrollo está en el área ambiental. Otto Armas, gerente de Proyectos de Enernova, explica que el Ministerio de Ambiente y Recursos Naturales (MARN) enfrenta una alta congestión de expedientes y carece de suficiente personal técnico para evaluarlos con rapidez. “Los estudios que presentan los inversionistas suelen ser muy completos, pero la institucionalidad no tiene capacidad suficiente para analizarlos con agilidad. Cada mes de retraso significa pérdidas económicas y riesgos para el Estado”, señala.

Alfonso González, presidente de la Asociación de Generadores con Energía Renovable (Ager), considera que “muy rápidamente, saliendo de la PEG-5, debe de venir la PEG-6, aunque sea con un volumen de demanda mucho menor. Luego que el Ejecutivo nos apoye con una ventanilla única, por llamarla de alguna manera”.

Añade que esta ha sido una iniciativa “que hemos tenido durante muchos años: que haya una ventanilla única con expertos en energía eléctrica para resolver los temas ambientales y normativos por el lado del Ministerio de Energía y Minas (MEM). Y esta unidad, digamos, muchas veces la excusa es el financiamiento o el presupuesto, pero eso se resuelve. Necesitamos mucha voluntad política”, señala.

Para González, también es clave el acompañamiento de las autoridades en el desarrollo de los proyectos. “Es decir, te adjudican una planta en algún lugar del interior y anda a ver cómo resuelves los problemas comunitarios, sociales, de ausencia del Estado, con las municipalidades, las autoridades locales. Por supuesto que es responsabilidad nuestra resolverlo, pero también del Estado”, indica. Y complementa: “Si el Estado no participa activamente en conjunto con nosotros para resolver que los proyectos salgan adelante, el impacto que tiene es sobre toda la población”.

LECTURAS RELACIONADAS

Estos 8 nuevos proyectos solares en Guatemala podrían dar energía hasta a 430 mil usuarios

Opinión: La PEG-5 es una oportunidad para modernizar la matriz y atraer capitales

A esta saturación se suma la complejidad de cumplir con la normativa técnica de conexión al Sistema Nacional Interconectado (SIN), que exige pasos largos y poco claros. Según Armas, los tiempos de espera en la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) son prolongados y la información no siempre está disponible.

Raúl Buscayrol, expresidente de la Cámara de Industria y representante de la gremial de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica, recuerda que Guatemala acumula más de 4 mil trámites en distintas instituciones. En el caso de la energía, esto se traduce en una larga espera para licencias ambientales, permisos municipales y autorizaciones de conexión. “El problema no es solo el tiempo que se pierde, sino la discrecionalidad. Al no ser procesos digitales, transparentes ni trazables, se abre espacio a la subjetividad y, en algunos casos, a la corrupción”, advierte.

La consecuencia inmediata, señala, es que el país corre el riesgo de incumplir contratos. “Si se adjudican proyectos, pero no logran construirse por trabas burocráticas, terminaremos en arbitrajes internacionales. Eso echaría por la borda la certeza jurídica que históricamente ha distinguido al sector eléctrico guatemalteco”.

Beatriz Lara, gerente regional de Energía de Progreso, considera que la gestión social debe verse como un componente estructural de los proyectos. “No basta con cumplir trámites. El gobierno debe acompañar a los inversionistas en el diálogo con comunidades, porque estos proyectos son para el bien del país y no pueden quedar atrapados en disputas locales”, afirma.

Según la ejecutiva, las municipalidades juegan un papel crucial, al conocer las necesidades de cada territorio, pero requieren apoyo del Estado para transmitir con claridad los beneficios.

Socializar y especialización municipal

Otro obstáculo señalado por los desarrolladores es que muchas municipalidades carecen de normativa específica para obras eléctricas y aplican criterios de construcción civil a proyectos que, en su mayoría, son mecánicos o eléctricos. Esto, explica Armas, deriva en la creación de figuras administrativas improvisadas que encarecen los proyectos y alargan los cronogramas.

“Se idean licencias de construcción sin una métrica congruente, lo que genera costos adicionales y atrasos”, sostiene. En algunos casos, la falta de información ha llegado al punto de atribuir a las plantas solares impactos en la agricultura o en la disponibilidad de agua.

Ante este panorama, Buscayrol propone digitalizar y simplificar los trámites, de modo que sean transparentes, trazables y objetivos. Lara, por su parte, enfatiza la necesidad de acompañar a los inversionistas en la gestión social, con un rol más activo del Estado en la construcción de consensos.

Armas llama a fortalecer la capacidad técnica del MARN y de la CNEE para evaluar expedientes con mayor agilidad, además de reformar las normativas municipales y capacitar a los gobiernos locales en asuntos energéticos.

Para Lara, no se puede dejar de lado la infraestructura para transmisión y transporte de energía. Compara la situación con una autopista que no está lista para recibir el tráfico: “Podemos tener plantas listas para operar, pero si no hay líneas de transmisión suficientes, la energía se quedará estancada”. La inversión en infraestructura de transporte eléctrico, advierten los expertos, debe avanzar en paralelo con la nueva generación para evitar cuellos de botella que frenen el desarrollo.

Para Castro, el tema de la educación al llegar a las comunidades es “fundamental”. “Si usted llega a una comunidad, primero hay que buscar amistad. En San Mateo Ixtatán hay un ejemplo claro de que comenzaron a trabajar y la comunidad los sacó. Después le pusieron una demanda al Estado y el Estado tiene que pagar una millonada.

“Por ejemplo, hay una subestación en Camotán que tiene tres años de estar construida y no se puede energizar porque falta un tramo de cinco kilómetros por ahí. La gente no deja pasar la línea. El problema es para el país porque, a la larga, esa subestación, al terminar la concesión que tiene la empresa, esos activos pasan a poder del Estado de Guatemala”, ejemplifica.

Según Castro, de los 16 contratos hay uno que ya no existe: el del proyecto Río Hondo 2. “Este proyecto no caminó y está fuera. Nos quedan 15 proyectos. De esos, 12 son nuevos y están teniendo ampliaciones; se están volviendo modalidad híbrida. Si eran plantas que generaban con combustible fósil, les agregan paneles solares; entonces tienen la modalidad híbrida y pueden optar a un contrato más largo”, indica.

El caso más crítico es el de Río Hondo, según informó, ya que no suscribió el contrato y perdió la garantía que había presentado para respaldar su oferta. Esto implica que este proyecto ya no sigue adelante, porque sin contrato firmado no hay obligación de construir ni derecho de vender la energía adjudicada.

“Si seguimos a este ritmo, nos podemos quedar sin energía eléctrica para atender la demanda del país, y eso sería desastroso. Venimos de una época en la que podíamos hasta exportar energía eléctrica al resto de países de Centroamérica. Actualmente, tenemos una falta de educación, comunicación y socialización de estos temas, y hay mucho por hacer. Hoy la demanda se acerca peligrosamente a la oferta y, si no se agilizan los proyectos, Guatemala podría quedarse sin energía suficiente para atender la demanda del país”, advierte Buscayrol.

Encuentre más de Guatemala No Se Detiene en nuestros canales de video de Prensa Libre y Guatevisión, un contenido en alianza enfocado en periodismo de soluciones.

Proyecto solar en Jalpatagua denuncia desinformación y presiones para frenar construcción

Thu, 09 Oct 2025 12:00:00 +0000

energía

Proyecto solar en Jalpatagua denuncia desinformación y presiones para frenar construcción

Pese a tener licencias ambientales vigentes, alcaldía del municipio de Jutiapa no ha dado los pasos para que la obra avance, aduciendo oposición de grupos de pobladores. Empresa valora desviar inversión a otra región del país.

la Redacción

9 de octubre de 2025 | 06:00h

El proyecto Santo Tomás se plantea como una planta solar fotovoltaica que tendrá una potencia máxima de 100 MW para inyectarse al Sistema Nacional Interconectado. (Foto Prensa Libre: Cortesía)

El proyecto solar Santo Tomás es una de las 11 plantas nuevas de generación de energía licitadas en el 2023 para la PEG-4.

De acuerdo con un comunicado de Solar El Progreso, responsable del desarrollo de la obra, “algunos actores sociales y políticos han manipulado la información y difundido desinformación sobre el proyecto, motivados por intereses ajenos al bienestar comunitario, generando tensión en la zona. Pese a ello, la mayoría de los líderes comunitarios y varios concejales municipales han expresado su respaldo al proyecto, reconociendo sus beneficios en empleo, desarrollo económico, educación y sostenibilidad ambiental, aunque muchos prefieren no hacerlo público, por temor a represalias y presiones locales”.

El proyecto Santo Tomás se plantea como una planta solar fotovoltaica que tendrá una potencia máxima de 100 MW para inyectarse al Sistema Nacional Interconectado. Estará ubicada en el kilómetro 98.5 de la carretera a El Salvador, en Jalpatagua, Jutiapa, donde se instalarán 255 mil 556 paneles solares.

Según la resolución CRIE-31-2024, emitida por la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), que aprueba la conexión del proyecto a la Red de Transmisión Regional (RTR) de Guatemala, este ya cuenta con licencias ambientales tanto para la planta solar Santo Tomás como para la línea de transmisión y la subestación Santo Tomás. Dichas licencias vencen el 30 de mayo del 2026 y el 26 de enero del 2026, respectivamente.

LECTURAS RELACIONADAS

Licitación PEG-5: El país apuesta por el gas natural, pese a dudas sobre infraestructura y precios

Proyectos de nueva energía podrían bajar tarifas, pero dependerán de permisos municipales

Pese a que se otorgaron las licencias respectivas, además de que no se han otorgado los permisos municipales pertinentes, “representantes de la empresa han sido objeto de presiones indebidas, las cuales han sido documentadas y denunciadas ante las autoridades competentes”, continúa el comunicado.

Posturas

Armando Vásquez, alcalde de Jalpatagua, afirmó a Prensa Libre que este proyecto ya se lo habían propuesto al jefe edil anterior. “Al parecer, por algunas circunstancias no lograron llegar a ningún acuerdo. Creo que se manejó mal la información con las comunidades”, indicó.

Según el actual jefe edil, existe cierto “temor”, porque se ha difundido la idea de que los paneles solares pueden ocasionar “que el municipio sea más caluroso” o que les “quiten espacio a los agricultores”. “A ellos les habían dicho que, si pasaba un pájaro encima de los paneles solares, se quedaba pegado, o que, si había ganado alrededor, se iba a morir; y nos fuimos dando cuenta de que no era así”, dijo Vásquez.

El alcalde aseguró que este asunto se ha tratado en reuniones con los Consejos Comunitarios de Desarrollo (Cocodes).

Según Fernando Castro, viceministro de Energía y Minas encargado del área energética, si se busca avanzar, habrá que esperar un cambio de autoridades o en la mentalidad de la población.

Vásquez, en cambio, sostuvo que “la decisión radica exclusivamente en lograr consensos con las comunidades”.

Proyecto: “Sí hay dialogo”

El comunicado del Proyecto Santo Tomás afirma: “Se ha implementado desde 2019 un proceso sostenido, transparente y participativo de información y diálogo con las comunidades del área de influencia, en cumplimiento de la normativa nacional y los principios de responsabilidad y respeto que guían nuestras operaciones”.

“A lo largo de estos años, la empresa ha llevado a cabo talleres, reuniones, entrevistas y asambleas comunitarias con los Cocodes de las comunidades de San Francisco, Tierra Blanca, El Retozadero y El Aceituno, así como presentaciones ante el Concejo Municipal de Jalpatagua y visitas de intercambio a proyectos solares en operación, con participación de autoridades locales y comunitarias”, añade el texto.

Indica que “esto ha permitido brindar información técnica y ambiental, atender inquietudes y fortalecer la confianza con los vecinos, reafirmando el compromiso de Solar El Progreso con el desarrollo local, la educación, la agricultura familiar y la protección ambiental”.

Consultado al respecto, Alfonso González, presidente de la Asociación de Generadores con Energía Renovable (Ager), explicó: “El alcalde, en nuestros municipios, juega un rol bien importante, y en muchos casos es a quien la gente le hace caso. Entonces, si el alcalde es proactivo y se vuelve un promotor de fuentes de trabajo, de proyectos de responsabilidad social empresarial, va a ser héroe de su comunidad. Pero si se vuelve una piedra de tropiezo con el simple hecho de no hacer algo para que el proyecto salga adelante, pues las cosas van a seguir como están”.

Castro declaró, por su parte: “El alcalde había dicho que sí. Luego, el Concejo Municipal dijo que no. En este caso, pesa más el Concejo”.

Pero el comunicado en mención advierte de que, “si no se permite el desarrollo del proyecto en Jalpatagua, la empresa trasladará su inversión a otra región del país, llevando con ella el empleo y desarrollo que este proyecto representa, y deducirá las responsabilidades legales correspondientes frente a quienes obstaculicen un proyecto que cumple con todos los requisitos técnicos, sociales y ambientales establecidos por la ley.

Encuentre más de Guatemala No Se Detiene en nuestros canales de video de Prensa Libre y Guatevisión, un contenido en alianza enfocado en periodismo de soluciones.

¿Por qué las condiciones desincentivaron a transportistas de electricidad en licitación PET 3?

Thu, 09 Oct 2025 06:10:00 +0000

Energía eléctrica

Suscriptores

¿Por qué las condiciones desincentivaron a transportistas de electricidad en licitación PET 3?

Algunos factores señalados son riesgos contractuales, los plazos limitados, las garantías exigidas, la rigidez del proceso y la falta de incentivos del Estado. Mientras que expertos creen que el INDE tiene capacidad para concretar el proyecto.

Rosa María Bolaños

9 de octubre de 2025 | 00:10h

La recepción de ofertas de la licitación PET 3 para la expansión de red de electricidad se efectuó el 7de octubre del 2025. El INDE fue el único oferente. (Foto, Prensa Libre: Rosa María Bolaños),

Tres compañías adquirieron las bases de licitación para construir alrededor de 500 kilómetros de red y 14 subestaciones que forman parte del tercer evento del Plan del Expansión del Sistema de Transmisión de electricidad (PET 3), como Redes Eléctricas de Centroamérica, S. A. (Recsa), la Empresa de Transporte y Control de Energía Eléctrica (ETCEE), propiedad del Instituto Nacional de Electrificación (INDE), y la compañía del Grupo Cox. De estas, solo la empresa del INDE presentó oferta el 7 de octubre.

Se manifestaron dudas respecto de los términos de la licitación y condiciones del contrato, expuso David Cabrera, presidente de la Asociación Guatemalteca de Transportistas de Electricidad (AGTE), al ser consultado sobre la baja participación. Mientras autoridades del MEM indicaron que condiciones son necesarias.

Cabrera considera que la única oferta responde a que las condiciones planteadas no resultaron atractivas o no se ajustan a la perspectiva del transportista privado. Añadió que a ETCEE, al ser una empresa pública, podrían acomodarle mejor los requerimientos establecidos.

En el caso de los transportistas privados, observó que las condiciones no se ajustaban a lo necesario para desarrollar los proyectos, lo que derivó en que solo una compañía nacional adquiriera las bases, pero ninguna presentara oferta. En cuanto a las empresas internacionales, solo una adquirió las bases y tampoco participó.

LECTURAS RELACIONADAS

El Inde es el único oferente en la licitación PET 3 para expansión de la red de transmisión de electricidad

Aplazan fecha de entrega de ofertas para la licitación de energía PEG-5 y aprueban otros cambios en las bases, inversores aún tienen dudas

Consultado sobre los puntos que generaron más preocupación, Cabrera indicó que el plazo de cinco años para efectuar la obra fue uno de ellos. Algunos afiliados consideraron que este tiempo es insuficiente y propusieron que se ampliara.

También señalaron como inadecuado el manejo de los factores imponderables del proyecto, como fuerza mayor y problemas con la servidumbre de paso. Cabrera subrayó que el contrato debería ofrecer flexibilidad ante cambios, dado que los proyectos rara vez se ejecutan exactamente como fueron concebidos.

Agregó que esto eleva el riesgo, lo que encarece las ofertas al punto de hacerlas poco razonables o viables. Sobre las garantías, Cabrera señaló que se exigieron cartas de crédito en lugar de fianzas, lo que encarece el canon. “Las condiciones planteadas son muy distintas a cualquier otra licitación del Estado”, afirmó.

El canon es la remuneración que reciben las empresas transportistas por construir, operar y mantener las redes de transmisión. Según el reglamento de la Ley General de Electricidad, en la licitación el oferente debe especificar el canon que espera recibir. Cabrera indicó que posiblemente una entidad estatal se sienta más cómoda con estas condiciones, pero no así un privado.

CONTENIDO PARA SUSCRIPTORES

Previamente, el directivo comentó que el contrato carece de mecanismos para manejar la incertidumbre que presentan hoy los proyectos de transmisión en el país. Además, señaló que la gestión y el riesgo de ejecución recaen completamente en el inversionista, sin incentivos ni facilidades del Estado.

Otra dificultad fue que solo se podía ofertar por lotes completos, sin posibilidad de elegir proyectos individuales dentro de cada uno. Esto incrementa el riesgo, dado que algunas obras presentan mayores desafíos.

En septiembre, Cabrera indicó que varias empresas estaban interesadas, pero al conocer los detalles de la licitación —composición de los lotes, rigidez del contrato, garantías exigidas, ausencia de incentivos o apoyo estatal— decidieron no adquirir las bases.

Este miércoles expresó que al evaluar todos esos aspectos, las compañías concluyeron que no era razonable participar.

De no llegarse a concretar las obras, se reflejarían diversos impactos porque cada lote licitado tiene una función específica, agregó Cabrera. Por ejemplo, el Lote A —o lote 1— busca establecer un corredor de transmisión para conectar diversas generadoras, incluyendo algunas adjudicadas en la cuarta licitación del Plan de Expansión de la Generación (PEG 4). El lote dos busca mejorar las condiciones en Petén; el tres, ampliar la electrificación rural.

LECTURAS RELACIONADAS

Lanzan primera licitación para electrificación rural, programa financiado con préstamo de US$120 millones del BID y la Cooperación Coreana

¿En qué consiste la licitación de ampliación de la red de transmisión eléctrica PET-3? Las líneas en algunas áreas ya están saturadas

Víctor Asturias, director ejecutivo del Consejo de la Industria Eléctrica (CIE), consideró positivo que se efectúen estas licitaciones, y destacó la importancia de tener eventos como PET 4 y PET 5. Explicó que la baja participación podría estar relacionada con el tipo de lotes licitados. Sin embargo, espera al ser adjudicado un oferente concrete las obras, ya que beneficiarán a zonas pobres del país.

Sobre la no participación de privados, Asturias recordó que había dudas sobre las garantías y el manejo de fuerza mayor. No obstante, consideró que el INDE, por su tamaño, está mejor preparado para asumir riesgos que el inversionista privado promedio.

Asturias es director titular del Consejo Directivo del INDE, designado por asociaciones empresariales, desde mayo del 2025.

¿Hay capacidad financiera y de ejecución?

Carmen Urízar, exministra de Energía y Minas, calificó como preocupante el resultado de la recepción de ofertas, al haber participado solo el INDE, pese a que tres compañías adquirieron las bases. “Esto refleja que las empresas perciben riesgos elevados que no están dispuestas a asumir”, expresó.

LECTURAS RELACIONADAS

Guatemala lanza las licitaciones de generación y transmisión de energía (PEG-5 y PET-3) e inversión se estima en US$5 mil millones

Transición energética en el país necesitaría más de US$8 mil millones de inversión y una propuesta incluye varias plantas de generación

Sin embargo consideró lógica la participación del INDE, tanto por su papel como entidad pública como por su experiencia en la construcción de líneas de alta tensión.

Acerca de si el INDE está en condiciones para invertir y ejecutar en una obra como la mencionada, en medio de las dificultades internas que ha enfrentado por años en contrataciones de empresas para sus proyectos, Jorge García Chiu, exviceministro de Energía y Minas, considera que el INDE debe participar en estos eventos y crecer como institución, tanto en generación como transmisión de energía y electrificación rural, ya que esa es su verdadera misión y no la de subsidiar tarifas a consumidores que restringe su capacidad de crecimiento.

García agregó que a la fecha esa institución tiene un capital bastante grande acumulado, en alrededor de Q4 mil millones, por lo que considera que su capacidad económica y solvencia es adecuada para que se le pueda adjudicar.

Respecto a llevar a cabo la ejecución, explicó que se deberá de apoyar con contratistas especializados para realizar las diferentes obras de este proyecto, para lo cual deberá implementar los diferentes eventos que requiera de acuerdo con la ley para ese tipo de obras.

Urízar advirtió que los problemas internos del INDE podrían obstaculizar el cumplimiento del proyecto, pero enfatizó que el compromiso de sus autoridades, así como el seguimiento del MEM y la CNEE, será clave.

Consultada si el INDE tiene el potencial real para ejecutar la obra y la situación financiera para realizar las inversiones licitadas, Urizar consideró que sí, pero que ello dependerá de varios elementos. Por ejemplo, de mantener en el tiempo el compromiso y la prioridad dentro de la institución para cumplir con el cronograma de las obras. Esto significa que no pueden ni deben desviarse los recursos en otros objetivos, que han surgido en el pasado por contratos con irregularidad para objetivos espurios o de corto plazo, o políticos al elevar el subsidio de la tarifa, ya que esto limita la capacidad financiera que la institución puede tener para completar las obras.

¿Por qué se establecieron esas condiciones?

El viceministro de Energía, Juan Fernando Castro, explicó que se endureció el requerimiento de garantías debido a experiencias previas con fianzas que resultaron incumplidas.

LECTURAS RELACIONADAS

El Inde amplía denuncias: Los nueve casos suman más de Q650 millones y otros siguen en auditoría

Inversión en generación de energía se estancó, piden resolver retos para cubrir aumento de la demanda

El funcionario citó un ejemplo, indicando que el INDE contrató un proyecto de construcción de una línea 230 voltios para Petén, y pago Q44 millones a una empresa (en administraciones anteriores), pero cuando quiso ejecutar la fianza le respondieron que debería hacerse por medio de una orden de juez. En otros casos, las fianzas no estás vigentes, agregó.

A diferencia de las fianzas las cartas de crédito permiten al Estado cobrar directamente en caso de incumplimiento, explicó Castro.

Y comentó que además, se exigieron planos de ingeniería firmados y sellados, según la Ley General de Electricidad.

En cuanto al plazo de cinco años, Castro consideró que es adecuado. Explicó que el adjudicado deberá negociar servidumbres y pagar lo que corresponda, así como obtener licencias y permisos.

Finalmente, reconoció que el INDE tiene un gran reto por delante, que es la parte constructiva, pero confió en que si concreta el proyecto, saldrá fortalecido.

El Inde es el único oferente en la licitación PET 3 para expansión de la red de transmisión de electricidad

Wed, 08 Oct 2025 11:00:00 +0000

Energía

El Inde es el único oferente en la licitación PET 3 para expansión de la red de transmisión de electricidad

El martes 7 de octubre se llevó a cabo la recepción de ofertas en la tercera licitación del Plan de Expansión del Sistema de Transporte de electricidad (PET 3), en la cual el INDE fue el único oferente, mientras que las compañías privadas decidieron no participar.

Rosa María Bolaños

8 de octubre de 2025 | 05:00h

Al frente, integrantes de la Junta Calificadora recibió la oferta del INDE como parte de la licitación de transmisión de electricidad, PET 3. Al fondo directores de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica y el ministro del MEM, Víctor Hugo Ventura. (Foto, Prensa Libre: Rosa María Bolaños).

La licitación pública fue lanzada en abril último, y este martes se llevó a cabo la etapa de recepción de ofertas técnicas y ofertas económicas.

Tres empresas adquirieron las bases de licitación, como Redes Eléctricas de Centroamérica, S. A., Empresa de Transporte y Control de Energía Eléctrica (ETCEE) la cual es propiedad del INDE, y la compañía Cox.

Sin embargo solo la empresa del INDE presentó oferta.

En el evento se están licitando cuatro lotes que consisten en 14 nuevas subestaciones eléctricas y más de 500 kilómetros de líneas nuevas.

LECTURAS RELACIONADAS

Guatemala lanza las licitaciones de generación y transmisión de energía (PEG-5 y PET-3) e inversión se estima en US$5 mil millones

¿En qué consiste la licitación de ampliación de la red de transmisión eléctrica PET-3? Las líneas en algunas áreas ya están saturadas

El gerente de ETCEE, Rony Jucup Solís, comentó que decidieron participar en los cuatro lotes, luego de analizar las condiciones de las bases de licitación. Con las obras en mención se beneficiará a unos 500 mil usuarios ya sea por medio mejorar la calidad del suministro o de conectar a quienes no cuentan con ese servicio.

El ministro de Energía y Minas, Víctor Hugo Ventura, y el presidente de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), Luis Ortiz, expusieron que la PET 3 es un evento muy especial porque se considera el rearranque de la estrategia de expansión de la red de transmisión de electricidad luego de 10 años de que no se llevan a cabo licitaciones públicas con tal objetivo. Por ello es necesario que este tipo de eventos se hagan más constantemente, agregaron.

“El Pet 3 no solo es una iniciativa técnica, sino es una apuesta estratégica para asegurar que la energía generada en diversas regiones llegue con eficiencia, calidad y confiabilidad. Con esta licitación buscamos ampliar y modernizar nuestra red de transmisión, reducir cuellos de botella y facilitar la integración de nuevas fuentes de generación, incluyendo las energías renovables”, dijo Ventura.

La Junta Calificadora deberá analizar la oferta técnica y si cumple con lo requerido se procederá a abrir la oferta económica el próximo 15 de octubre, según el cronograma del evento, explicó Marvin Barreto, gerente de Tarifas de CNEE y presidente de dicha Junta.

Baja participación y experiencias anteriores

Ventura indicó que se esperaba contar con tres oferentes, pero al final en el evento solo se presentó una, aunque agregó que se reconoce la experiencia que esta tiene en el sector.

CONTENIDO PARA SUSCRIPTORES

Además expuso que en los eventos anteriores se han tenido experiencias exitosas pero también otras que dejan lecciones que se deben mejorar, y mencionó de ejemplo que una obra transmisión no debería de tardar más de 5 o 7 años en ejecutarse y sin embargo se están algunas ya van por 10 ó 15 años por problemas de diferente tipo, en especial la obtención de permisos, las licencias ambientales, permisos municipales, licencias de construcción y socialización. Además que muchas veces las comunidades por falta de información se oponen a los proyectos.

El funcionario comentó que hubiera sido preferible tener más oferentes para que hubiera más competencia, pero dijo que cada una tiene la libertad de participar y el INDE lo hizo como un agente más. Aunque en Guatemala hay 10 empresas transmisoras y si al final solo una se ha presentado, significa que quizá no vieron muy bien oportunidades claras de tener una rentabilidad que generalmente es la que aspira un desarrollador privado, agregó. Ahora se debe seguir el proceso y la CNEE tiene los parámetros para decidir si en una oferta económica se considera que presentó o no un valor adecuado, por lo que, aunque haya una sola oferente no es que tenga asegurada su adjudicación.

Desacuerdo con bases de licitación y aspectos del contrato

Aunque se efectuaron varias adendas a las bases de licitación de la PET 3, el sector privado considera que no fue suficiente para motivar su participación como oferentes.

David Cabrera, presidente de la Asociación Guatemalteca de Transportistas de Electricidad (AGTE) respondió que el hecho que hubo solo un oferente se debe a que las condiciones planteadas en la licitación no resultaron atractivas o no se adecúan a lo que percibe o ve el transportista privado. Aunque presume que para ETCEE, la empresa de transmisión del INDE, que es un transportista público le es adecuado y se siente más cómodo presentando una oferta.

“Vimos que las condiciones no se adaptaban a lo que creemos se necesitan para desarrollar los proyectos y de ahí surgió que solo una transportista privada de las que existen en Guatemala haya comprado las bases y que ninguno haya presentado oferta, y que de (transportistas) internacionales solo uno haya presentado oferta y no haya participado”, expresó Cabrera.

LECTURAS RELACIONADAS

MEM modifica requisitos para la PET-3 por inconformidades de inversores interesados en licitación

Aplazan fecha de entrega de ofertas para la licitación de energía PEG-5 y aprueban otros cambios en las bases, inversores aún tienen dudas

Los puntos que más les preocuparon mencionó los plazos, además algunas condiciones del contrato que no las consideran adecuadas, el manejo que se le da a temas como la figura de fuerza mayor y lo temas de pasos de servidumbre, además que no hay flexibilidad cuando hay necesidad de cambiar algún proyecto con el fin de que el proyecto se ejecute y entre en operación, agregó el dirigente de AGTE. Explicó que con esas condiciones el riesgo se eleva lo que conlleva que las ofertas no sean razonables para participar en un evento.

Respecto a las garantías que se pidieron para el contrato las calificó como excesivas ya que las garantías normales en los contratos son fianzas, pero lo que se pidió en la PET 3 son cartas de crédito, lo cual hace oneroso el tema de las garantías y castiga el canon. “Creo que es una condición en la que una entidad estatal se siente un poco más cómoda pero una privada no la ve así”.

El INDE presentó su oferta para la licitación PET 3, ante la Junta Calificadora, con presencia de las autoridades de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica y del MEM. (Foto, Prensa Libre: Rosa María Bolaños).

El ministro comentó que se pusieron requisitos más importantes para la garantía de cumplimiento y cree que ese fue uno de los principales aspectos que no les pareció a otros oferentes. “En las anteriores (licitaciones del PET) podían retrasarse y las fianzas son muy limitadas como garantía de cumplimiento, y agregó que por ello se pidieron garantías más firmes que podrían efectivamente ejecutarse de tal manera de que exista una penalización que obliga a la empresa a ejecutar la obra en tiempo. Según el viceministro de energía, Juan Fernando Castro por ello se optó por pedir una carta de crédito, que a diferencia de las fianzas es mejor garantía al momento de ejecutarla.

El funcionario argumentó que ahora se fue más cuidadoso con el cumplimiento, con la experiencia de la empresa, con la la presentación de la oferta” y se pidió que cada oferta debiera ser acompañada con cálculos técnicos, efectuados por un profesional competente, un colegiado en la materia activo, con la experiencia suficiente para respaldar los casos.

En tanto Ortiz mencionó que el plazo establecido de 5 años, es adecuado para el tipo de obras que se licitaron.

LECTURAS RELACIONADAS

Lanzan primera licitación para electrificación rural, programa financiado con préstamo de US$120 millones del BID y la Cooperación Coreana

Uso de leña sigue siendo alto y representa más del 52% del consumo energético en el país

Por aparte, el ministro anunció que se lanzará la cuarta licitación o PET 4, para la cual se preparó una primera edición del plan de expansión de transmisión para discutir el paso siguiente y que en alrededor de 2 años se cuente con un nuevo plan.

Cómo se componen los cuatro lotes

Lote 1: Se brindará un punto de conexión a los proyectos de generación solar y eólica de la región suroriente. Incluyen una subestación en Jalpatagua y cuatro líneas, entre estas una que va del Pacífico a Jalpatagua por 115 kilómetros.
Lote 2: Con esta se busca brindar una red de transporte que pueda contribuir a la conexión en las regiones Norte y Nororiente del país. Dirigido a áreas de Petén e Izabal, con cuatro subestaciones y cuatro líneas, incluyendo una línea de Livingston a Modesto Méndez por 54 kilómetros.
Lote 3: Se brindará una red de transporte que pueda contribuir a la conexión de nuevos usuarios de Alta Verapaz, agrega el MEM. Son seis subestaciones y nueve líneas que suman 267 kilómetros.
Lote 4: Se busca brindar una red de transporte que pueda contribuir a la conexión de nuevos usuarios del suroccidente del país. Incluye 3 subestaciones y tres líneas por 69 kilómetros.

Gobierno necesita más de Q7 mil millones para electrificar todo el país, solo supera a Haití y Honduras en cobertura

Mon, 29 Sep 2025 20:30:39 +0000

Energía

Gobierno necesita más de Q7 mil millones para electrificar todo el país, solo supera a Haití y Honduras en cobertura

Guatemala necesita una inversión de aproximadamente Q7 mil 500 millones para llevar electricidad a 344 mil hogares y alcanzar la cobertura universal. Alta Verapaz registra la menor cobertura con solo 56.35%, según índice.

Rosa María Bolaños

29 de septiembre de 2025 | 14:30h

Con proyectos de electrificación rural se busca ampliar la cobertura del servicio. En al país aún casi el 10% de población n o tiene ese servicio en su hogar o comunidad. (Foto, Prensa Libre: Hemeroteca PL).

El Ministerio de Energía y Minas (MEM) reporta que hay 344 mil hogares que no cuenta con electricidad, lo que equivale a un 9.2% de falta de cobertura en el país, según el Índice de Cobertura Eléctrica (ICE) del 2024.

Dicho índice alcanzó un 90.76% de cobertura nacional, clasificada en cuatro niveles por departamento, desde el más alto hasta el más bajo. El departamento con menor cobertura es Alta Verapaz.

Alta Verapaz alcanza un 56.35% de cobertura, pero algunos de sus municipios no llegan al 50%: Santa María Senahú, 27%; San Agustín Lanquín, 37%; Panzós, 41%; Chahal, 42%; y Fray Bartolomé, 50%, según datos divulgados el lunes 29 de septiembre por el ministro Víctor Hugo Ventura.

En el segundo grupo con menor cobertura se ubican siete departamentos. Después de Alta Verapaz, Petén tiene 81.07%, seguido de Baja Verapaz y Chiquimula, luego Huehuetenango, Quiché e Izabal, todos en un rango de entre 82% y 83%, y Jalapa con 89.17%.

LECTURAS RELACIONADAS

Aplazan fecha de entrega de ofertas para la licitación de energía PEG-5 y aprueban otros cambios en las bases, inversores aún tienen dudas

Lanzan primera licitación para electrificación rural, programa financiado con préstamo de US$120 millones del BID y la Cooperación Coreana

Siete departamentos tienen cobertura de entre 90% y 95%. El más bajo es Zacapa, con 90.32%, y el más alto, Jutiapa, con 94.64%.

En el grupo con mayor cobertura (95% en adelante) están otros siete departamentos. Totonicapán alcanza 96.14%, y según el ministro, solo tres departamentos “pueden decirse que están totalmente electrificados”: Sacatepéquez, Guatemala y Escuintla, que aparecen con 99.99%, 99.93% y 99.50%, respectivamente.

Ventura añadió que, a nivel internacional, Guatemala solo supera a Haití y a Honduras en cobertura eléctrica.

¿Cuánto se requiere?

El ministro explicó que se necesita una inversión para conectar a los 344 mil hogares restantes mediante sistemas de distribución o sistemas aislados. También se requieren inversiones en redes, líneas de transmisión y subestaciones. La inversión estimada es de entre US$900 millones y US$1 mil millones, equivalentes a unos Q7 mil 500 millones.

“Eso es lo que tiene que invertir el país para lograr la universalización del servicio de energía”, expresó el funcionario.

Desde el inicio del gobierno, las autoridades han anunciado como meta alcanzar el servicio universal de electricidad. Según la Ley General de Electricidad, en el área de generación existen unos 125 generadores, entre privados y el Instituto Nacional de Electrificación (INDE), explicó Ventura.

El INDE sigue siendo un actor importante en generación, pero actualmente aporta entre el 15% y 17% de la producción total de energía, en transporte y transformación operan unas 10 empresas, siendo el INDE responsable de cerca del 45% de estos servicios, según añadió.

La distribución está a cargo de tres grandes compañías: la Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. (EEGSA), y las dos distribuidoras de Energuate (Deocsa y Deorsa). Además, existen unas 14 empresas eléctricas municipales.

“El Estado como tal no presta el servicio final de electricidad. Sin embargo, a través de nuestro ministerio se coordinan las políticas, planes y programas para que la energía no nos falte”, dijo el funcionario.

LECTURAS RELACIONADAS

MEM modifica requisitos para la PET-3 por inconformidades de inversores interesados en licitación

Guatemala lanza las licitaciones de generación y transmisión de energía (PEG-5 y PET-3) e inversión se estima en US$5 mil millones

Nuevas licitaciones

Añadió que en el 2025 se lanzaron tres licitaciones, dos en abril y una en agosto.

Las licitaciones lanzadas en abril corresponden a la quinta convocatoria de contratos a largo plazo del Plan de Expansión de Generación de Electricidad (PEG 5), mediante el cual las tres distribuidoras buscan proveerse de 1 mil 550 megavatios, a la tercera licitación del Plan de Expansión de la Red de Transmisión Eléctrica (PET 3), enfocado en cuatro bloques.

En tanto el INDE lanzó en agosto el otro evento, que consiste en la primera de cuatro licitaciones para ejecutar proyectos como parte del Programa de Infraestructura de Electrificación Rural (PIER), con el cual se espera ampliar la red. En la primera licitación estima una inversión de US$17.5 millones, según se dio a conocer en esa oportunidad.

El financiamiento para el PIER proviene de un préstamo de US$120 millones, que brindó por partes iguales del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y la cooperación de Corea del Sur por medio del Fondo Coreano de Inversión. Con este se prevé que en total 40 mil hogares nuevos en zonas rurales con población indígena tengan acceso a electricidad. Incluiría nuevas líneas de distribución eléctrica y se prevé que aumente en 2.78 puntos porcentuales el índice de cobertura eléctrica.

Según Ventura, se tienen altas expectativas de participación, ya que con estas grandes licitaciones históricamente podría ser la mayor inversión en el sector energético, con más de US$4 mil millones.

CONTENIDO PARA SUSCRIPTORES

El ministro reconoció fallas en el avance en el área de transmisión, debido a que la última licitación de este tipo, lanzada en 2015, ha tenido muy poco avance en una década. Por ello, la PET 3 incluye requisitos más estrictos para asegurar la participación de empresas idóneas.

En cuanto a la universalización del servicio eléctrico, Ventura dijo que se promueve desde el INDE con apoyo del Gobierno Central, financiamiento externo y recursos institucionales.

Ventura también mencionó que se trabaja en brindar el servicio de energía eléctrica a 52 mil personas, mediante 8 mil 750 proyectos de electrificación rural, con una inversión de Q157 millones, enfocados en Alta y Baja Verapaz, Petén, Izabal, Quiché, Huehuetenango y Chiquimula. Estos serían con fondos propios del INDE por medio de Proyectos de Electrificación Rural.

Aplazan fecha de entrega de ofertas para la licitación de energía PEG-5 y aprueban otros cambios en las bases, inversores aún tienen dudas

Fri, 19 Sep 2025 06:10:00 +0000

Energía Eléctrica

Suscriptores

Aplazan fecha de entrega de ofertas para la licitación de energía PEG-5 y aprueban otros cambios en las bases, inversores aún tienen dudas

La fecha de entrega de ofertas para la quinta licitación de largo plazo, dentro del Plan de Expansión de Generación de Energía (PEG-5), fue aplazada más de dos meses y medio. Mientras potenciales inversores aún tienen dudas respecto de las bases de licitación.

Rosa María Bolaños

19 de septiembre de 2025 | 00:10h

La quinta licitación de largo plazo dentro del Plan de Expansión de Generación de Energía (PEG-5) fue lanzada en abril del 2025, para contratar 1 mil 400 megavatios por plazos de 15 años para atender la demanda de las distribuidoras EEGSA y Energuate, las fechas para recepción de ofertas fueron aplazadas. (Foto, Prensa Libre: Érick Ávila).

La PEG-5 busca contratar mil 400 megavatios de potencia garantizada y 150 de potencia instalada, para suministro de hasta 15 años a las distribuidoras Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. (EEGSA) y Energuate (Deocsa y Deorsa), a partir del 2030.

La fecha original para presentar las ofertas técnicas era el 21 de noviembre de 2025; sin embargo, como parte de los cambios introducidos en la primera adenda a las bases de licitación —solicitada por las distribuidoras y aprobada por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE)—, se fijó como nuevo plazo el 12 de febrero de 2026.

Dimas Carranza, integrante de la Junta Licitadora del evento, conformada por representantes de EEGSA y de Energuate, explicó que varias fechas del cronograma fueron aplazadas, y con ello los nuevos plazos son:

La fecha límite para entregar solicitudes de aclaración a las bases se trasladó al 9 de enero de 2026.
El 30 del mismo mes se dará respuesta a esas solicitudes y se emitirán las adendas correspondientes.
La presentación y apertura de las ofertas técnicas, antes prevista para el 21 de noviembre de 2025, se trasladó al 12 de febrero de 2026.
La evaluación de las ofertas económicas quedó establecida para el 25 de marzo de 2026, bajo el esquema de subasta inversa.
La adjudicación se realizará el 16 de abril de 2026.
El plazo máximo para la suscripción de cada contrato de abastecimiento será de hasta tres meses después de la adjudicación.

LECTURAS RELACIONADAS

Guatemala lanza las licitaciones de generación y transmisión de energía (PEG-5 y PET-3) e inversión se estima en US$5 mil millones

Inversión en generación de energía se estancó, piden resolver retos para cubrir aumento de la demanda

Consultado sobre las razones del aplazamiento, Carranza explicó que es común en este tipo de procesos, debido a la magnitud de las inversiones y a la experiencia de eventos anteriores.

Además, que se recibieron solicitudes de cinco posibles oferentes para modificar las fechas.

Según el reglamento de la Ley General de Electricidad, la adjudicación no puede hacerse más de un año después de la convocatoria, que fue lanzada el 22 de abril de 2025; por ello, el ajuste respeta ese plazo, explicó.

Interés y dudas de inversionistas

Hasta el 17 de agosto, 24 firmas interesadas habían adquirido las bases de licitación de la PEG-5, el doble de las reportadas el 30 de junio.

Sin embargo, la Asociación de Generadores de Energía Renovable (Ager), y otras empresas con inversiones en el país han expresado dudas. Por ahora, analizan las bases, así como las adendas y aclaraciones que se emitan.

LECTURAS RELACIONADAS

Licitación de electricidad PEG-5 por 1 mil 400 megavatios despierta interés local e internacional y es promocionada en varios países

Licitación PEG-5: El país apuesta por el gas natural, pese a dudas sobre infraestructura y precios

Respecto a la primera adenda, Carranza explicó que se definió qué se considera una inversión adicional: una central nueva con fuente de generación renovable combinada con una planta existente o un sistema de almacenamiento vinculado a generación renovable. Estas deberán reflejarse desde la fecha de inicio del suministro ofertado. También se aclaró que se consideran inversiones adicionales un sistema de almacenamiento vinculado a generación fotovoltaica u otra fuente renovable.

Además, se hicieron ajustes en las cláusulas de fuerza mayor, cambios legales y el arbitraje. Se publicó el anexo 1, que detalla los requisitos para una oferta de gas natural, incluyendo estudios de prefactibilidad o factibilidad.

Sobre las dudas expresadas por generadores renovables —hidroeléctricas, solares y eólicos—, Carranza afirmó que se han recibido cuestionamientos, pero que las distribuidoras no consideran que haya impedimentos para su participación, ya que se licita más del 60 % de la energía que se consume en el país, lo que abre oportunidades para todas las tecnologías.

Dudas de Ager

Alfonso González, presidente de la Ager, dijo el 17 de septiembre que aún analizan la adenda, pero que no han visto un cambio significativo para incentivar las renovables. El sector está motivado, pero considera que es necesario ajustar algunas restricciones técnicas para facilitar la instalación de nueva generación, añadió.

LECTURAS RELACIONADAS

Cuatro factores impulsaron el crecimiento récord del consumo y de la demanda de energía en el 2024

¿Cuánto impulsó el calor extremo el consumo de electricidad en el primer cuatrimestre del año?

Sobre el aplazamiento, González expresó que esperan que antes del 12 de febrero se apruebe otra adenda que modifique las restricciones actuales.

Aunque aclaró que estas no impiden la participación del sector consideran que algunos cambios podrían incentivarla.

En declaraciones anteriores, González explicó que Ager apoya la PEG-5 y desea su éxito, pero las bases les generan inquietudes, por lo que esperan que la licitación esté alineada con la meta de 80 % de energía renovable en la matriz. Consideran que se deberían adjudicar hasta 700 megavatios térmicos —seguramente de gas natural—, pues este es el combustible de transición con menores emisiones de CO₂. Pero no se debería superar esa cifra para mantener el espíritu de la política energética.

Ager advierte que las bases no presentan una estrategia clara para contratar energía renovable por encima de los primeros 700 megavatios. Temen dos riesgos: incumplir con la meta del 80 % y depender de la importación de combustibles, lo cual expone al país a la volatilidad de precios internacionales.

CONTENIDO PARA SUSCRIPTORES

En Ager han hecho escenarios de riesgo. Si se adjudica más del 90% a generación térmica, podría retrocederse del 76 % de generación renovable alcanzado en 2022 a menos del 60%, lo que afectaría la competitividad del país ante inversionistas sensibles a la huella de carbono.

Ager efectuó su primer primera Rueda de Negocios del sector eléctrico esta semana, que coincidió con la coyuntura de la PEG-5. En la actividad se contabilizaron más de 70 asistentes interesados en generar algún tipo de negocio, 20 empresas promotoras de productos y servicios y entre estas

Cuatro empresas internaciones interesadas en ofrecer servicios en Guatemala, indicó la asociación.

Inversionistas observan oportunidades y desafíos

Paul Wagner, gerente de operaciones del Grupo Centrans, señaló que han invertido en Guatemala, El Salvador, Nicaragua y Colombia, con parques eólicos y solares en operación o desarrollo.

En la actualidad cuentan con cuatro parques eólicos en la región, uno en Guatemala (Eólico San Antonio El Sitio de 55 MW), uno en El Salvador y dos en Nicaragua. Además, cuatro parques solares en desarrollo, de los cuales tres son en Guatemala uno en Colombia).

En Guatemala construyen el Parque Solar Santo Espíritu (150 MW), ubicado 5 km al sur de Escuintla, que iniciará operaciones en abril de 2026. Además, desarrollan dos proyectos adicionales de 5 MW y 20 MW, los cuales prevén empiecen a operar a finales del próximo año.

Centrans participó en la licitación PEG-2 y ahora evalúa la PEG-5. Sin embargo, Wagner expuso que la redacción de las bases están más enfocadas a otras tecnologías, pues observan que solo se asignaron 150 megavatios a energías renovables, lo cual podría generar una puja agresiva con riesgo de ofertas poco fundamentadas.

Expresó preocupación por la exigencia de garantizar energía en horarios específicos, algo difícil para tecnologías como la solar o eólica por su intermitencia. También señaló que esta es la primera licitación sin un mínimo obligatorio para renovables, lo cual permite que sea 100 % térmica, aunque dijo que está alineada con la política energética vigente.

Centrans evalúa si puede participar de forma rentable, incluso mediante alianzas con generadores térmicos, aunque algunos ya desarrollan sus propios parques renovables para integrar sus operaciones.

Andrea Gutiérrez Gularte, gerente de asuntos corporativos de ERC Capital Corp, comentó que cuentan con cinco hidroeléctricas en Alta Verapaz (97.5 MW), entre ellas Oxec y Oxec II, Visión de Águila y Pacayas, ubicadas en Alta Verapaz, y trabajan en tres proyectos solares (300 MW). Participaron en las licitaciones PEG-2 y PEG-3, y están a la espera de nuevas adendas antes de definir si concursarán en la PEG-5.

Además, analizan la licitación PET-3 del Plan de Expansión de la Red de Transmisión Eléctrica, ya que la capacidad de transmisión es clave para garantizar la conexión y despacho de la energía.

ERC evalúa combinar generación hidroeléctrica y solar en caso de participar si decidieran participar.

David San Martín y Néstor Nimatuj, de la firma española Naiad Renovables, indicaron que construyen una planta fotovoltaica de 80 MW con un contrato privado (PPA). Consideran interesante el plazo del contrato PEG-5, pero esperan analizar las condiciones y “la letra pequeña”.

Explicaron que su mayor duda no está en la PEG-5, sino en el bajo precio resultante de la subasta de la PEG-4, lo que podría desincentivar su participación. No obstante, tener una planta en operación en Guatemala podría cambiar su perspectiva.

Coinciden en que el país tiene gran potencial solar y analizarán la adenda y futuras aclaraciones antes de decidir su participación.

MEM modifica requisitos para la PET-3 por inconformidades de inversores interesados en licitación

Thu, 11 Sep 2025 11:00:00 +0000

Electricidad

MEM modifica requisitos para la PET-3 por inconformidades de inversores interesados en licitación

Una nueva adenda fue aprobada por el MEM para las bases de la tercera licitación del Plan de Expansión de la Red de Transmisión Eléctrica (PET-3), en medio de inconformidades presentadas por potenciales inversores, quienes argumentan que las condiciones actuales desincentivan la participación

Rosa María Bolaños

11 de septiembre de 2025 | 05:00h

La presentación de ofertas para la tercera licitación del Plan de Expansión de la Red de Transmisión Eléctrica (PET-3), y la apertura de la oferta técnica está prevista para el 2 de octubre próximo. La apertura de la oferta económica se realizará el 15 de octubre. (Foto, Prensa Libre: Hemeroteca PL).

La adenda 4, aprobada mediante la resolución MEM-RESOL-867-2025 y divulgada este miércoles 10 de septiembre en el diario oficial, establece dos cambios. Uno amplía hasta el 24 de septiembre el plazo para que los interesados en el proceso que ya adquirieron las bases de licitación presenten adendas o solicitudes de modificación, cuya fecha inicial vencía este 10 de septiembre.

El segundo cambio elimina el requisito de presentar un finiquito a los transportistas con obras en ejecución que incluyan instalaciones de 230 kilovatios mediante contratos con el Ministerio. Esta modificación afecta los numerales relacionados con la experiencia técnica, capacidad económica y especificaciones de verificación. Ahora se pide una certificación emitida por el Administrador del Mercado Mayorista en donde liste las instalaciones de transmisión en niveles de 230kV o mayores que opera en el Sistema Nacional Interconectado.

Según el ministro de Energía y Minas, Víctor Hugo Ventura, estos cambios responden a planteamientos de integrantes de la gremial de transportistas de electricidad.

Señalan condiciones adversas

David Cabrera, presidente de la Asociación Guatemalteca de Transportistas de Electricidad (AGTE), consideró positiva la modificación, ya que el finiquito solo puede emitirse al finalizar una obra al 100%, lo que excluía a quienes aún tenían proyectos en desarrollo.

LECTURAS RELACIONADAS

Guatemala lanza las licitaciones de generación y transmisión de energía (PEG-5 y PET-3) e inversión se estima en US$5 mil millones

Inversión en generación de energía se estancó, piden resolver retos para cubrir aumento de la demanda

Sin embargo, señaló que existen otros factores que desalientan la participación de inversionistas, como los plazos muy ajustados para la entrega de obras, condiciones contractuales desfavorables para el inversionista y poca flexibilidad contractual. Además, indicó que el proceso brinda escaso apoyo para la obtención de licencias, en un sector complejo como el transporte de electricidad, que requiere mecanismos adecuados para alcanzar los objetivos.

Cabrera afirmó que las bases imponen restricciones severas, como un plazo máximo de ejecución de cinco años y contratos cerrados sin posibilidad de modificar obras. Aunque refirió que la segunda adenda contempla ciertos mecanismos para cambiar trazos de líneas, estas modificaciones no serán tratadas como un canon adicional, sino que se compensarán con el peaje ordinario.

Añadió que el contrato propuesto no contempla mecanismos para gestionar la incertidumbre inherente a los proyectos de red eléctrica en el país, lo cual genera desincentivos para invertir. También criticó que las garantías exigidas son más elevadas, lo que incrementa los costos.

Otro punto planteado por la AGTE es que se permita presentar ofertas por obra individual, mientras que las bases exigen que las propuestas se hagan por bloques que incluyen varias obras. Según Cabrera, los inversionistas han presentado más de 30 solicitudes de enmienda, de las cuales solo entre el 15% y el 18% han sido resueltas favorablemente.

LECTURAS RELACIONADAS

Licitación de electricidad PEG-5 por 1 mil 400 megavatios despierta interés local e internacional y es promocionada en varios países

PEG 5: comienza proceso para contratar la mayor cantidad de energía eléctrica en Guatemala por mil 400 megavatios

Datos clave

La presentación de ofertas y la apertura de la oferta técnica está prevista para el 2 de octubre próximo, según el cronograma divulgado. La apertura de la oferta económica se realizará el 15 de octubre.
El viceministro de Energía, Juan Fernando Castro, expresó que se espera la participación de unos cuatro oferentes, y que continuarán efectuando las adendas necesarias.
En relación con el plazo de cinco años, explicó que este está establecido por la legislación y los reglamentos vigentes, por lo que no puede ser modificado por el Organismo Ejecutivo.
Añadió que el proceso contempla garantías de cumplimiento más estrictas a favor del Estado.
También indicó que se ha aprobado una franja de cuatro kilómetros a los lados de una línea para facilitar posibles modificaciones en los tramos. Finalmente, afirmó que las empresas estatales como las del Inde competirán en igualdad de condiciones como cualquier otro agente.

Lanzan primera licitación para electrificación rural, programa financiado con préstamo de US$120 millones del BID y la Cooperación Coreana

Fri, 29 Aug 2025 11:00:00 +0000

Energía

Lanzan primera licitación para electrificación rural, programa financiado con préstamo de US$120 millones del BID y la Cooperación Coreana

La ejecución se efectuará por bloques, y se prevén cuatro licitaciones, para la primera se estima inversión de US$17.5 millones.

Rosa María Bolaños

29 de agosto de 2025 | 05:00h

El objetivo del programa de electrificación rural es conectar a 40 mil hogares, 6 mil 500 de estos con la primera licitación. (Foto, Prensa Libre: Hemeroteca PL).

El Instituto Nacional de Electrificación (Inde) lanzó el jueves 28 de agosto del 2025 la primera licitación del Programa de Infraestructura para la Electrificación Rural (Pier), con la cual se busca conectar a seis mil 500 hogares que actualmente no cuentan con ese servicio.

El programa cuenta con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y de la Cooperación Coreana, por medio de un préstamo aprobado en noviembre del 2024 por el Congreso, por US$120 millones (unos Q920 millones, al cambio actual). Está diseñado para cubrir a 40 mil hogares, con más de 221 mil personas beneficiadas.

Los primeros US$60 millones provendrán del Capital Ordinario del Banco. Los otros US$60 millones provendrán de la Facilidad de Corea para el Cofinanciamiento del Desarrollo de la Infraestructura de América Latina y el Caribe administrada por el BID, según el decreto aprobado.

Por fases: primera licitación

La ejecución se dividirá en tres bloques, mediante cuatro licitaciones:

LECTURAS RELACIONADAS

La Anam ahora propone que los fondos del préstamo para electrificación rural se ejecuten a través de las Empresas Eléctricas Municipales

Inversión en generación de energía se estancó, piden resolver retos para cubrir aumento de la demanda

El primero consta de dos fases. La licitación actual corresponde a la primera, que contempla 72 proyectos para igual número de comunidades, con una inversión de US$17.5 millones.

Está dirigida a comunidades de Alta Verapaz, Baja Verapaz, Huehuetenango y Quiché, “donde actualmente miles de familias aún no cuentan con acceso a la misma”, explicó el ministro de Energía y Minas, Víctor Hugo Ventura, quien también preside el Inde.

En esta fase se busca atender a más de 6 mil 500 hogares, lo cual permitirá mejorar las condiciones de vida de unas 32 mil 500 personas, añadió el funcionario.

Según lo divulgado en el sistema Guatecompras, la recepción de ofertas será el 9 de octubre próximo. De acuerdo con los plazos legales, se prevé adjudicar en los últimos meses del 2025, indicó Ventura.

La segunda fase iniciará en octubre y contempla electrificar 55 comunidades con US$13.5 millones, beneficiando a 5 mil 10 hogares.

El segundo bloque está destinado a 300 comunidades, con una inversión de US$37 millones y 17 mil 66 hogares beneficiados.

Con el bloque tres, se prevé electrificar 199 comunidades —15 mil 811 hogares— con US$45.7 millones.

Además, el Inde dispone de recursos propios para continuar con la electrificación y se gestiona un segundo financiamiento, ya que el objetivo es la universalización del servicio, afirmó el presidente del instituto.

LECTURAS RELACIONADAS

¿Cuánto impulsó el calor extremo el consumo de electricidad en el primer cuatrimestre del año?

Guatemala lanza las licitaciones de generación y transmisión de energía (PEG-5 y PET-3) e inversión se estima en US$5 mil millones

La selección de comunidades se enfocó en departamentos y municipios con menor índice de electrificación. También se consideraron criterios como ubicación geográfica, densidad poblacional y viabilidad técnica. Según la eficiencia, se elegirá entre conexión a la red del sistema o soluciones aisladas, como paneles solares o pequeñas hidroeléctricas, han señalado funcionarios.

Se estima que alrededor del 10% de los hogares aún carecen del servicio, lo que representa unos 400 mil hogares y cerca de dos millones de personas.

El presidente de la República, Bernardo Arévalo, participó en el evento de lanzamiento. Señaló que, de acuerdo con datos del Ministerio de Energía, hay municipios donde solo una de cada cuatro familias tiene acceso a la electricidad, por lo que se busca alcanzar cobertura universal.

“Esta licitación marca un hito importante. Es la primera de cuatro que el Inde, como organismo ejecutor, lanzará en el marco de este programa”, dijo Lilena Martínez, jefa de Operaciones del BID en Guatemala. “Esperamos con ilusión que muchas empresas se sientan motivadas y participen en el proceso”, agregó.

La funcionaria explicó que esta operación es financiada por el BID y por la República de Corea. La entidad bancaria ha brindado otros préstamos al país.

Con este programa se proyecta instalar dos mil 900 kilómetros de red adicional a la existente.

El ministro de Energía agregó que hay departamentos con índices de electrificación menores al 89.7 %, y solo siete superan el 95 %.
A nivel municipal, hay casos con apenas 27 % de cobertura, es decir, solo una de cada cuatro familias tiene acceso al servicio.

Juramentan a nuevo viceministro

Erwin Rolando Barrios Torres fue juramentado el 28 de agosto como viceministro de Energía y Minas encargado del tema de hidrocarburos. (Foto, Prensa Libre: sgp.gob.gt).

Erwin Rolando Barrios Torres fue juramentado el jueves 28 de agosto del 2025 como viceministro de encargado del área de Minería e Hidrocarburos, del Ministerio de Energía y Minas (MEM), en sustitución de Carlos Ávalos Ortiz.

Consultado acerca de las razones del cambio, el ministro Víctor Hugo Ventura explicó que se trata de un relevo programado, como suele suceder en la administración pública.

CONTENIDO PARA SUSCRIPTORES

#NoticiasINDE El Presidente de la República, @BArevalodeLeon, junto al Ing. Víctor Hugo Ventura, Ministro de @MEMguatemala y Presidente del Consejo Directivo del #INDE y la Licda. Lilena Martínez, jefe de Operaciones del #BID en Guatemala, inauguraron la ejecución del Programa… pic.twitter.com/fDijHuEHI5
— INDE Guatemala (@INDEGUATEMALA) August 28, 2025

Municipalidades adeudan más de Q3 mil millones al INDE por energía eléctrica

Tue, 26 Aug 2025 06:06:00 +0000

Guatemala

Suscriptores

Municipalidades adeudan más de Q3 mil millones al INDE por energía eléctrica

Catorce empresas eléctricas municipales tienen deudas con el Instituto Nacional de Electrificación (Inde). La mitad de las comunas se sumaron a la lista de deudores en los últimos meses.

Fátima Najarro

26 de agosto de 2025 | 00:06h

El Instituto Nacional de Electrificación (Inde) suministra energía eléctrica a varias municipalidades del país. (Foto Prensa Libre: Hemeroteca)

El Instituto Nacional de Electrificación (Inde) se enfrenta a atrasos históricos en los pagos de las empresas municipales.

Hasta junio del 2025, 14 empresas eléctricas municipales adeudan al Inde Q3 mil 399 millones. Siete de estas comunas se sumaron a la lista de deudores en los últimos meses.

En junio, la empresa de Joyabaj, Quiché, dejó de pagar Q1 millón; mientras que la de Guastatoya, El Progreso, sumó una deuda de Q135 millones.

La empresa eléctrica de la cabecera de Retalhuleu tiene pendiente el pago de tres meses por Q53 millones. La de Santa Eulalia, Huehuetenango, debe Q1 millón por cuatro meses. Ambas ya firmaron convenios con el Inde para regularizar su situación.

Puerto Barrios, Izabal, adeuda Q53 millones por 22 meses y se encuentra en proceso de regularización. En tanto, la cabecera de Zacapa debe Q509 millones por 50 meses, sin convenio de pago ni proceso de regularización.

Gualán suma Q204 millones por dos periodos que, en conjunto, abarcan 127 meses; este caso está en proceso judicial.

La empresa municipal de Quetzaltenango tiene una deuda de Q1 mil 689 millones, acumulada del 2009 al 2018. Este caso también se tramita por la vía judicial.

Recientemente, un juzgado ordenó a la comuna pagar Q700 millones en el 2026 y advirtió posibles acciones penales contra el alcalde y su Concejo Municipal si no se cumple la resolución.

LECTURAS RELACIONADAS

Resolución sobre pago al Inde no está en firme, afirman autoridades de la municipalidad de Quetzaltenango

Estas son las nuevas tarifas de energía a partir del 1 de agosto del 2025

La jefatura edil de Quetzaltenango sostiene que la resolución no está en firme. El adeudo surgió porque durante varios años la alcaldía no aplicó las tarifas autorizadas por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica.

Por su parte, autoridades municipales aseguraron en conferencia de prensa que no tienen deuda vigente, y alegaron que el contrato vigente hasta 1978 establecía tarifas vitalicias.

Según el Inde, las empresas de San Pedro Pinula, Jalapa; Playa Grande, Ixcán; y San Pedro Sacatepéquez, Guatemala, firmaron convenios y ya finalizaron los pagos respectivos.

Reconocen limitaciones

El alcalde de la cabecera de Retalhuleu, Pablo Villatoro, indicó que ya firmaron el convenio de pago con el Inde y que se acordaron cuotas cercanas a Q200 mil mensuales.

Explicó que la empresa eléctrica del municipio cuenta con entre 10 y 12 personas para la lectura de contadores, y aún menos para cortar el servicio a quienes no han pagado, lo que eleva el consumo de kilovatios y afecta la recaudación.

“No nos damos abasto y, además, el lector, por ser empleado público, no puede ser removido fácilmente por aspectos legales o administrativos. Incluso, a veces no reporta o deja a la persona conectada a cambio de dinero”, indicó.

Agregó que el municipio tiene unos 20 mil habitantes y que el déficit de personal impide un control adecuado del uso de energía. También mencionó que el personal de supervisión y lectura recibe el salario mínimo.

Otro aspecto que señaló es la antigüedad de la infraestructura, de más de 50 años, lo cual provoca fallas técnicas.

“Tendríamos que hacer un cambio generalizado a nivel municipal para tener por lo menos la certeza de que la energía va limpia y que se consuma realmente, sin que se eleven las cifras por cortes”, afirmó.

Se intentó contactar a las otras seis alcaldías con las deudas más recientes, pero no fue posible obtener respuesta.

LECTURAS RELACIONADAS

El INDE señala que los Q5 mil millones de caja “no sobran” y ya tienen destino porque se usarán en proyectos específicos

Cómo leer la factura de la energía eléctrica y qué otros cargos incluye

Condonación de deudas

En el 2024, la Comisión de Asuntos Municipales del Congreso emitió dictamen favorable al proyecto de ley 6349, que plantea condonar la deuda de 11 municipalidades. La iniciativa aún no ha sido leída en el pleno.

La decisión de la comisión fue celebrada con el argumento de que permitiría estabilizar la situación financiera de las comunas.

Proponen traer gas natural licuado con tuberías submarinas o con barcos anclados en el mar

Thu, 14 Aug 2025 12:00:00 +0000

energía

Proponen traer gas natural licuado con tuberías submarinas o con barcos anclados en el mar

La licitación PEG-5 plantea la generación de hasta 700 megavatios en Guatemala por medio del gas natural, lo que conlleva inversiones millonarias en infraestructura portuaria para su importación

Ximena Santiago

14 de agosto de 2025 | 06:00h

La PEG-5 busca contratar hasta mil 400 megavatios, de los cuales se espera que la mitad sea respaldada con gas natural. (Foto Prensa Libre: Juan Diego González)

El Ministerio de Energía y Minas (MEM) analiza qué puertos (y en qué tipo de infraestructura) podrían recibir gas natural licuado (GNL) de cara a la quinta licitación del Plan de Expansión de Generación de Electricidad (PEG-5).

La PEG-5 busca contratar hasta mil 400 megavatios de potencia garantizada y hasta 150 megavatios de potencia instalada para cubrir la demanda de las distribuidoras Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. (Eegsa) y de Energuate (Deocsa y Deorsa).

Según Juan Fernando Castro, viceministro de Energía y Minas, en Puerto Quetzal “hay un área interesante”, pero sería necesario construir un gasoducto submarino de entre 4 y 5 kilómetros para llevar el gas desde el mar hasta tierra.

Castro explica que, en cualquier puerto del Atlántico o el Pacífico, el sistema consistiría en un buque tanque —unidad flotante de almacenamiento y regasificación— que transporta el GNL, lo convierte en gas y lo envía por un gasoducto hacia tierra, desde donde se conduciría a plantas de generación para su uso como combustible. Añade que, en el caso de Santo Tomás, el millón de BTU sería más barato porque no se requeriría dar la vuelta al canal de Panamá.

El gas natural licuado se obtiene al enfriar gas natural a unos –160 °C, lo que reduce su volumen 600 veces, según la Asociación de Generadores con Energía Renovable (Ager). Se transporta en embarcaciones, luego se regasifica y se utiliza para generar electricidad.

LECTURAS RELACIONADAS

Más IA, super teléfonos y autos eléctricos: Guatemala busca tener energía suficiente para 2030

Licitación PEG-5 atraerá unos US$3 mil millones, sería la inversión más grande de la historia del sector eléctrico y prioriza generación con gas natural

Mar o tierra: Las dos alternativas

Consultado el vicealmirante José Antonio Lemus, presidente de la Empresa Portuaria Quetzal (EPQ), indica que una opción para la infraestructura del GNL sería similar a la del gas propano en Puerto Quetzal, donde una tubería pasa por el fondo de la dársena y llega a los depósitos ubicados en el área de la finca portuaria.

Lemus también menciona que otra alternativa es ubicar el buque mar afuera, amarrado a boyas que se conecten a una tubería para descargar hacia depósitos en tierra. Aunque considera viable la construcción de la infraestructura para GNL, opina que, debido a la limitada capacidad interna, la opción mar afuera sería la más conveniente. Precisa que esta conducción requiere autorización del Ministerio de la Defensa, ya que implica el tendido de tuberías en mar territorial y excede la competencia de Puerto Quetzal.

Raúl Bouscayrol, miembro de la Gremial de Grandes Usuarios, considera que el GNL podría importarse de Estados Unidos. “Vamos a crear una dependencia que se moverá de acuerdo con los precios mundiales del gas. Eso implica cierto nivel de riesgo, ya que el país dejaría de ser autosuficiente para generar energía y dependería de un recurso importado”, indica.

Luis Ortiz Peláez, presidente de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), asegura que se abre la posibilidad de que el gas natural ingrese al país de forma directa con la generación de base —la que soporta toda la demanda durante las 24 horas, los 365 días del año—. Ortiz resalta que se unirían “algunas tecnologías de hidroeléctricas que puedan tener embalses, pero también un acompañamiento de otro tipo de tecnologías renovables, energía solar especialmente”.

Inversión en nueva infraestructura

Para una planta de generación como las que se espera con la PEG-5, Carlos Colom, expresidente de la CNEE, estima que el componente de infraestructura de gas —para almacenamiento, regasificación y ciertos elementos del transporte— requeriría una inversión aproximada de entre US$250 millones a US$300 millones. “Sería poco realista pensar que esas inversiones las realice la autoridad portuaria o el Estado. Creo que lo más sensato sería facilitar que el sector privado las haga, cumpliendo con las reglas. Si hay que pagar tarifas, que se paguen, y que sea una ecuación ganar-ganar”, añade.

“Se requiere una línea de transmisión que lleve la energía eléctrica desde los puertos a los centros de consumo. Allí es importante que el sistema tenga esa capacidad. Se necesita infraestructura en puertos, de transmisión, y si se va a transportar el gas por carretera —porque la planta de generación debió ubicarse lejos del puerto y no hay gasoductos—, eso, en mi criterio, será muy difícil por los temas de derecho de vía”, detalla Colom.

Cuando se inicien los trabajos de construcción de la infraestructura que el sector privado necesite para el GNL, según Rudolf Jacobs, director de la junta directiva de la CIG., se requerirá de “permisología, tramitología y acompañamiento del Estado”. Colom añade que será necesario coordinar con la Superintendencia de Administración Tributaria (SAT), el Ministerio de Ambiente y Recursos Naturales (Marn), el MEM y la CNEE.

CIG: Apuesta debe asumirse “con cautela”

Bouscayrol indica que se trata de una buena tecnología a precios accesibles. “Es importante que tengamos esa energía de transición que puede ser el gas natural, y creo que de las energías fósiles es la que menos contamina, la más limpia”, agrega.

La apuesta en esta licitación es el gas natural; a criterio de Bouscayrol, debe asumirse con cautela, para no hacer una inversión demasiado grande. “Digamos, la generación en más de 500, 600 o 700 megavatios, sentiría que es algo atrevido y arriesgado, porque estamos haciendo una apuesta muy específica en una sola tecnología que, como país, no hemos desarrollado”. Argumenta que Guatemala genera poco gas natural, por lo que tendría que importarlo.

Colom, por su parte, considera que la opción de promover la llegada del gas natural es “muy inteligente”. “El reto es que las reglas del juego permitan que haya interés en presentar ofertas, ya que no es fácil atraer inversiones en algo como el gas natural a un país como Guatemala”.

Otro de los desafíos que percibe Buscayrol es cómo incluir el GNL en la actividad portuaria. “En Guatemala tenemos una crisis portuaria: barcos estacionados que no logran atracar ni descargar. El GNL vendrá conectado a un puerto y deberá descargarse o contar con un gasoducto que ingrese al puerto. Hay soluciones. Una podría ser una planta flotante, como la que existe en El Salvador, donde la infraestructura portuaria necesaria es menor”, propone Jacobs.

Sin importar en qué puerto se importe el GNL, “cada uno tiene sus retos y temas importantes por resolver. Si aún no hemos solucionado el tema del ingreso de contenedores y productos a granel, es probable que un importador de gas ejerza mayor presión sobre nuestro sistema portuario”, concluye Bouscayrol.

Prensa Libre intentó obtener la versión de la Empresa Portuaria Santo Tomás de Castilla —dado que la salida del Caribe es recomendada por costos en la logística del gas natural— pero no se obtuvo respuesta a las solicitudes de entrevista.

Energía “abundante”

El MEM plantea que con esta licitación se busca seguridad energética, calidad, suficiencia y un precio razonable. “Se están jugando mil 400 megavatios, de los cuales se espera que la mitad sea respaldada con gas natural. Esto responde, en principio, a un proceso de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero causadas por búnker, diésel o carbón”, indica Castro.

En esta licitación pueden participar todos los recursos renovables y tecnologías no renovables cuyas fuentes tengan factores de bajas emisiones de CO₂, como el gas natural. Ricardo Chacón, vicepresidente de la Asociación de Generadores con Energía Renovable (Ager), considera que el gas natural es el combustible que permitirá una transición energética para promover el desarrollo de más energía renovable. “El bloque complementario puede ser mezclado con plantas existentes, adicionando energía renovable para suministrar esa demanda del bloque complementario de las distribuidoras”.

Con la PEG-5, la CNEE espera que el país cuente con energía abundante, suficiente para acompañar el crecimiento de la demanda. “En Guatemala, cuando se agrega nueva generación, los precios tienden a ir a la baja por las tecnologías y otras fuentes energéticas”, asegura Ortiz.

“Es una apuesta grande y totalmente necesaria para lograr el desarrollo y crecimiento económico”, asegura Bouscayrol, de la Gremial de Grandes Usuarios. El suministro comenzará a partir del 1 de mayo de el 2030, el 2031, el 2032 y el 2033. La contratación podrá ser de 15 años para plantas nuevas o en operación con inversiones adicionales, y de hasta cinco años para las plantas en operación que no hagan inversiones adicionales.

Encuentre más de Guatemala No Se Detiene en nuestros canales de video de Prensa Libre y Guatevisión, un contenido en alianza enfocado en periodismo de soluciones.

Opinión: La PEG-5 es una oportunidad para modernizar la matriz y atraer capitales

Thu, 14 Aug 2025 11:55:00 +0000

ENERGÍA ELÉCTRICA

Opinión: La PEG-5 es una oportunidad para modernizar la matriz y atraer capitales

El éxito de este ciclo de contrataciones dependerá de reglas claras, gestión ágil de permisos y sincronización con inversiones en transmisión.

Silvia Alvarado

14 de agosto de 2025 | 05:55h

La licitación PEG-5 abre oportunidades para desarrolladores de proyectos renovables, empresas de infraestructura, fabricantes de equipos y proveedores de soluciones de almacenamiento. (Foto Prensa Libre: Freepik)

La licitación abierta de largo plazo PEG 5-2025, según lo indican las bases emitidas por la Junta de Licitación, conformada especialmente por las empresas distribuidoras EEGSA y Energuate para darle seguimiento, plantea la contratación de hasta 1,400 MW de potencia garantizada y la energía asociada, que cubrirá la demanda firme de dichas distribuidoras. Estos bloques de potencia podrían empezar a suministrarse a partir del 2030 y los contratos adjudicados pueden extenderse hasta por 15 años.

La licitación está abierta a una gama de tecnologías: renovables (solar, eólica, hidroeléctrica, geotérmica) y fuentes no renovables de bajas emisiones (principalmente gas natural, etano y propano), así como esquemas híbridos que combinen generación con almacenamiento. Este enfoque mixto refleja la intención del regulador de equilibrar seguridad de suministro, costo y reducción progresiva de emisiones, permitiendo la entrada de plantas térmicas de bajas emisiones en combinación con recursos intermitentes y almacenamiento. Esa nueva generación permitiría acompañar la transición energética del país y maximizar el uso sostenible de recursos naturales como el sol, el viento y la geotermia, con flexibilidad y confiabilidad.

El Gobierno y analistas del sector proyectan que la PEG 5-2025, en conjunto con la licitación de transmisión PET 3, podrían movilizar inversiones por varios miles de millones de dólares (algunas estimaciones conjuntas rondan los US$5,000 millones), ya que, además de la generación, se requerirán obras de transmisión y adecuaciones en la red. La licitación abre oportunidades para desarrolladores de proyectos renovables, empresas de infraestructura, fabricantes de equipos y proveedores de soluciones de almacenamiento, así como para fondos de inversión en infraestructura interesados en contratos de mediano y largo plazo. Para Guatemala, la llegada de inversión en generación y transmisión también implica potenciales beneficios en términos de empleos y desarrollo de capacidades técnicas.

LECTURAS RELACIONADAS

Nueva planta de energía solar cubrirá consumo de más de 15 mil hogares en Escuintla

Guatemala recibirá inversión de US$300 millones para construir centro de datos de última generación

Retos regulatorios, ambientales y sociales

A pesar de las oportunidades, el proceso enfrenta varios retos importantes. En lo regulatorio, la articulación entre permisos ambientales, consulta con comunidades y tramitología para servidumbres y derechos de paso en las líneas de transmisión puede alargar plazos y elevar costos, especialmente para la PET 3, pero también para quienes busquen instalar proyectos en regiones del país donde no exista la infraestructura de transmisión adecuada o la capacidad de transporte sea insuficiente.

En lo ambiental y social, los proyectos requerirán licencias de evaluación de impacto y, cuando corresponda, consultas con poblaciones locales e indígenas. La claridad y celeridad en estos procesos serán determinantes para evitar cuellos de botella en la ejecución de las obras. Expertos jurídicos y del sector advierten que la coordinación entre instituciones y reglas claras serán esenciales para que las adjudicaciones se traduzcan en obras concretas y en plazos realistas.

En un mercado mayorista basado en costos marginales de generación como el de Guatemala, la visión de largo plazo es fundamental. Por ello, el liderazgo en la política energética resulta primordial para evitar que objetivos de muy corto plazo se impongan y afecten la competitividad del país en el mediano y largo plazo. En ese sentido, se espera que la PEG 5 cumpla con ese propósito.

El papel del GNL

El interés por atraer inversionistas en proyectos de generación térmica con combustibles como gas metano, etano o propano es una de las novedades más relevantes de la PEG 5. Dada la ausencia de gasoductos que permitan importar dichos combustibles en forma gaseosa, la instalación de centrales a gas deberá hacerse mediante la disponibilidad de gas natural licuado (GNL), que será transportado al país en forma líquida por vía marítima y luego regasificado para su uso en generación eléctrica.

Varios países de Centroamérica ya cuentan con centrales generadoras que utilizan esta tecnología (El Salvador, Panamá y Nicaragua, este último en proceso). Estos gases emiten menos CO₂ que otros combustibles fósiles, por lo que se consideran el acompañamiento idóneo para países que buscan transitar hacia matrices energéticas más limpias y diversificadas.

Para viabilizar la instalación de proyectos de GNL, Guatemala necesita contar con facilidades portuarias apropiadas, idealmente en el norte del país, ya que las fuentes de suministro más cercanas se encuentran en el golfo de México y el Caribe. Dadas las condiciones portuarias actuales, se anticipa que podría requerirse el uso de plataformas flotantes para descargar el combustible, cuyo costo y complejidad de instalación no son menores. Este es uno de los retos de infraestructura a superar. Otros desafíos serán disponer de sitios adecuados en el área adyacente al puerto de entrada para instalar la infraestructura de generación, así como contar con la infraestructura de transmisión necesaria para evacuar hacia los principales centros de carga del Sistema Nacional Interconectado (SNI) la energía generada en los proyectos.

Debido a estas complejidades, cabe señalar que a El Salvador le tomó casi nueve años poner en operación comercial su proyecto de GNL. Guatemala no dispone de un plazo tan holgado. El crecimiento acelerado de la demanda de electricidad exige que los proyectos adjudicados en la PEG 5 inicien operaciones en el 2030, 2031 o 2032.

La PEG 5-2025 constituye una apuesta estratégica para asegurar el suministro eléctrico del país hacia la próxima década, modernizar la matriz energética y atraer capitales. Si bien la magnitud de la convocatoria y la apertura tecnológica representan una oportunidad importante para diversificar fuentes y mejorar la seguridad energética, el éxito dependerá de la implementación práctica: reglas contractuales claras, gestión eficiente de permisos ambientales y sociales, y sincronización con las inversiones en transmisión. Para inversionistas y actores locales, la licitación ofrece tanto oportunidades comerciales como responsabilidades técnicas y sociales; para Guatemala, una ejecución efectiva podría significar una transición energética ordenada y resiliente.

Sin energía eléctrica competitiva y sostenible, el país no podrá alcanzar sus metas de desarrollo económico ni aprovechar las oportunidades de su posición geopolítica. La responsabilidad de los actores involucrados en conducir exitosamente la licitación PEG 5 es mayúscula. Liderazgo político firme y visión de largo plazo son imprescindibles.

Encuentre más de Guatemala No Se Detiene en nuestros canales de video de Prensa Libre y Guatevisión, un contenido en alianza enfocado en periodismo de soluciones.

Estas son las nuevas tarifas de energía a partir del 1 de agosto del 2025

Thu, 31 Jul 2025 02:00:00 +0000

Electricidad

Estas son las nuevas tarifas de energía a partir del 1 de agosto del 2025

Con el ajuste trimestral, estas son las nuevas tarifas de electricidad para los segmentos social y no social, que cobran vigencia el 1 de agosto en Energuate y EEGSA.

Rosa María Bolaños

30 de julio de 2025 | 20:00h

La CNEE informó que para calcular las tarifas que cobran vigencia el 1 de agosto revisó los costos reales de las compras de potencia y energía eléctrica realizadas en abril, mayo y junio del 2025. (Foto, Prensa Libre: Hemeroteca PL).

La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) aprobó las nuevas tarifas para el plazo del 1 de agosto al 31 de octubre del 2025 y las mantiene estables. Estas aplican para los usuarios de las distribuidoras de Energuate y de la Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. (EEGSA).

Tarifa no social

La tarifa no social, en el caso de la Distribuidora de Electricidad de Occidente, S. A. (Deocsa), y de la Distribuidora de Electricidad de Oriente, S. A. (Deorsa), bajó Q0.02 y queda en Q2.19 y Q2.09 por kilovatio hora (kWh) al mes, respectivamente. En tanto, para EEGSA se mantiene igual, en Q1.51 por kWh al mes.

Este segmento se aplica a quienes consumen de 300 kWh al mes en adelante y se compone por unos 250 mil usuarios, lo que equivale al 6% de los usuarios del país, indicó la CNEE. A este rango de consumo no se le aplica subsidio.

Tarifa social

En tanto, la tarifa social reportó una baja de Q0.01 en Deocsa y Deorsa, y quedó en Q2.08 y Q2.01 por kWh al mes. De igual forma, EEGSA no tuvo cambios en este trimestre y se mantiene en Q1.42.

LECTURAS RELACIONADAS

Cómo leer la factura de la energía eléctrica y qué otros cargos incluye

Uso de leña sigue siendo alto y representa más del 52% del consumo energético en el país

Este segmento lo integran quienes consumen de 0 a 300 kWh al mes, conformado por alrededor de 3.8 millones de familias, es decir, el 94% de los usuarios del país. En este caso, quienes consumen de 0 a 100 kWh al mes cuentan con un subsidio extraordinario otorgado por medio del Instituto Nacional de Electrificación (INDE), y se aplica a unas 2.2 millones de familias.

La CNEE informó que para calcular estas tarifas revisó los costos reales de las compras de potencia y energía eléctrica realizadas en abril, mayo y junio del 2025.

También explicó que las tarifas mantienen la tendencia de estabilidad alcanzada desde el segundo semestre del 2022, con lo cual solo presentan fluctuaciones leves, según los cambios periódicos normales y las variaciones en los precios internacionales de los combustibles utilizados para la generación.

Según la entidad, la diversificación de la matriz de generación eléctrica ha contribuido a mantener estables los precios.

Uno de los factores que explicó la CNEE es la estacionalidad en la generación, en especial la hidroeléctrica, para el trimestre analizado. La época de abril a junio del 2025 corresponde a la fase de transición entre verano e invierno; sin embargo, aún se trata de época seca.

Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) presenta la gráfica de generación de electricidad por recurso mensualmente durante el 2025, con datos del AMM. (Foto, Prensa Libre: CNEE).

Además, debido al ritmo de crecimiento de la demanda eléctrica que se registra en la actualidad, se recurre con mayor frecuencia a fuentes alternativas de generación, en su mayoría térmicas, basadas en combustibles fósiles, aunque también se dispone de otras fuentes de energía intermitente, como la solar y la eólica. La biomasa derivada de la caña de azúcar genera entre noviembre y abril.

Licitación de electricidad PEG-5 por 1 mil 400 megavatios despierta interés local e internacional y es promocionada en varios países

Mon, 30 Jun 2025 06:10:00 +0000

Energía

Suscriptores

Licitación de electricidad PEG-5 por 1 mil 400 megavatios despierta interés local e internacional y es promocionada en varios países

La licitación de electricidad para contratos de largo plazo por 1 mil 400 megavatios despierta interés: 12 empresas han adquirido las bases del evento, que también se promociona en diversos países con potenciales inversionistas.

Rosa María Bolaños

30 de junio de 2025 | 00:10h

El ministro de Energía y Minas, Víctor Hugo Ventura (segundo de izquierda a derecha) así como ejecutivos de Energuate, Hilda Franco, y Josué Figueroa de EEGSA, participaron en un foro en Londres para promocionar la licitación PEG 5. (Foto, Prensa Libre: MEM).

Con el proceso de licitación denominado PEG 5, lanzado en abril del 2025, las distribuidoras de electricidad EEGSA y Energuate buscan el suministro de 1 mil 400 megavatios (MW) por un plazo máximo de 15 años, que deberá iniciar entre el 2030 y el 2033.

Según el sector, se estima que este evento genere una inversión superior a los US$3 mil millones, como parte de la quinta licitación de largo plazo del Plan de Expansión de Generación de Electricidad (PEG 5). Este monto podría ascender a US$5 mil millones si se incluyen las inversiones previstas para la red de transmisión de energía, para la cual el gobierno también tiene una licitación abierta (PET 3).

Dimas Carranza, integrante de la Junta Licitadora del evento de generación —conformada por representantes de EEGSA y Energuate (Deocsa y Deorsa)—, indicó que se está en una etapa temprana del proceso, pero el hecho de que 12 empresas hayan adquirido las bases es una señal positiva.

Una de las empresas reportó domicilio en España. Entre las restantes 11 hay tanto empresas nacionales como internacionales; estas últimas presentan domicilio en Guatemala porque son representadas por empresas locales. Por ello, Carranza considera que existe una mezcla de interesados locales y extranjeros. Además de la empresa con sede en España, algunas de las representadas por compañías locales provienen de Estados Unidos y El Salvador.

LECTURAS RELACIONADAS

Guatemala lanza las licitaciones de generación y transmisión de energía (PEG-5 y PET-3) e inversión se estima en US$5 mil millones

Licitación PEG-5: El país apuesta por el gas natural, pese a dudas sobre infraestructura y precios

Por el momento no se revelarán los nombres de las empresas que han adquirido las bases, para mantener la competitividad del evento, argumenta el ejecutivo. Sin embargo, en fases posteriores se podrán divulgar.

Por la etapa temprana del concurso, todavía no se visualiza qué tipo de recursos de generación se ofertarán, ya que han recibido consultas de empresas interesadas en operar con gas natural, recursos renovables y otras fuentes. Carranza señaló que las opciones son variadas, pero aclaró que el portafolio actual de activos o inversiones de una empresa puede dar una pauta, pero no necesariamente determina lo que se presentará en las ofertas.

Posibles modificaciones a las bases

El cronograma actual establece que la fase de adquisición de bases finaliza un día antes de la presentación de ofertas, prevista para el 21 de noviembre. Actualmente se desarrollan reuniones informativas y está abierto el período para solicitar aclaraciones a las bases, que concluye el 10 de octubre.

En esta etapa inicial, los oferentes pueden plantear preguntas. La Junta Licitadora debe analizarlas y, si lo considera pertinente, puede solicitar adendas al ente regulador.

Hasta ahora, solo una empresa enviado preguntas acerca de las bases. La fecha límite para responder es el 31 de octubre. En ese mismo día vence el plazo para emitir adendas.

LECTURAS RELACIONADAS

Inversión en generación de energía se estancó, piden resolver retos para cubrir aumento de la demanda

¿Cuánto impulsó el calor extremo el consumo de electricidad en el primer cuatrimestre del año?

En tanto las distribuidoras analizaron los puntos que solicitarán como adenda a la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), el objetivo es equilibrar condiciones entre oferentes y distribuidoras, indicó el ejecutivo. Posteriormente se prevé una reunión técnica informativa para dar a conocer los ajustes y recibir inquietudes de orden logístico, técnico o procedimental.

Cronograma

Fase actual: reuniones informativas y recepción de aclaraciones (hasta el 10 de octubre del 2025).
Plazo límite para responder: 31 de octubre.
Presentación y apertura de ofertas técnicas: 21 de noviembre.
Evaluación de ofertas económicas: 15 de enero del 2026.
Adjudicación prevista: 30 de enero.
Firma de contrato: hasta tres meses después de la adjudicación.
Inicio de vigencia comercial: posteriormente a la firma del contrato.

Sin embargo, existe apertura para considerar solicitudes de ampliación de plazos, conforme a lo que permita la Ley General de Electricidad y su reglamento, indicó Carranza.

Además, explicó que la Junta Licitadora presentó una propuesta de bases a la CNEE la cual fue ajustada por dicha institución, pero considera que algunos aspectos deben ampliarse para mayor claridad, como los tipos de contratos, tecnologías involucradas y escalonamiento del suministro entre 2030 y 2033.

LECTURAS RELACIONADAS

Energuate: certeza regulatoria y demanda creciente impulsan la atracción de inversiones con PEG-5

EEGSA: licitaciones de generación y transmisión de energía garantizan estabilidad para inversionistas

La adenda también contempla modificaciones al contrato que mejoran el equilibrio entre generadores y distribuidoras. Incluirá el anexo con requerimientos para el gas natural, pendiente en la primera versión, y ajustes en la carta de compromiso y la garantía de sostenimiento de la oferta.

Aclaró que no habrá cambios en los tipos de recursos de generación ni en la tecnología que podrá participar, por lo que el diseño del proceso se mantiene.

Promoción internacional

La Junta de Licitación y autoridades del sector han participado en diversos eventos internacionales para promocionar la PEG 5:

Madrid 2025 Energy Conference, del 6 al 8 de mayo.
REN Power Centroamérica 2025, en Panamá, el 14 y 15 de mayo.
Gas GNL y el futuro de la energía, en Londres, el 10 y 11 de junio.
Future Energy Summit, en Madrid, el 24 de junio.

Próximamente, se presentará en un foro sobre oportunidades en el sector energético en Guatemala, en Bogotá, Colombia, el 11 de julio. También se organiza un seminario web con el apoyo de la embajada de EE. UU. en Guatemala para potenciales inversionistas estadounidenses.

Además, se evalúa participar en el Congreso Anual de Hidrógeno Verde y Almacenamiento de Energía, el 30 y 31 de julio en Santiago de Chile. Se busca que tecnologías de almacenamiento participen en esta licitación.

Carranza afirmó: “Nuestro objetivo es dar a conocer la licitación localmente, pero también en el extranjero para motivar la participación y mostrar que Guatemala es un país con certeza jurídica para el sector energético y con un mercado con mucha liquidez”.

Las inversiones de las dos licitaciones, Peg 5 y PET 3, pueden superar los US$5 mil millones, dijo Mario Naranjo, gerente general de EEGSA, mientras que Paulo Parra, gerente general de Deocsa y Deorsa, expresó las buenas condiciones que tiene el país para invertir @prensa_libre pic.twitter.com/gYFnbREGLe
— Rosa María Bolaños (@rbolanos_pl) April 23, 2025

Respecto a potenciales oferentes, representantes de la embajada británica en Guatemala informaron recientemente que varias empresas se han interesado en la PEG 5.

En tanto más de 300 ejecutivos participaron en el evento de Wood Mackenzie, efectuado en Londres a mediados de junio, y al cual representantes de las distribuidoras y autoridades del sector acudieron para presentar la licitación, algunos de los asistentes a la conferencia se acercaron para profundizar en la información, dijo el ejecutivo de la Junta Licitadora.

Por aparte, en su reciente visita a Guatemala, el subsecretario de Estado de EE. UU., Christopher Landau, destacó que entre los temas abordados estuvo el interés de empresas estadounidenses en invertir en infraestructura y proyectos energéticos, aunque no detalló cuáles.

Inversión en generación de energía se estancó, piden resolver retos para cubrir aumento de la demanda

Thu, 26 Jun 2025 12:00:00 +0000

Electricidad

Inversión en generación de energía se estancó, piden resolver retos para cubrir aumento de la demanda

País debe aprovechar atracción de inversión para generación de electricidad porque quedó estancada hace alrededor de 10 años, advierte el sector productor y los usuarios como la industria

Rosa María Bolaños

26 de junio de 2025 | 06:00h

La demanda de electricidad está incrementando y el sector advierte la necesidad de que continúe creciendo la instalación de plantas de generación en el país. (Foto, Prensa Libre: Hemeroteca PL).

De 1998 a 2025, se han invertido en Guatemala US$6 mil millones en la instalación de nuevas plantas para la generación de energía; sin embargo, desde hace alrededor de 10 años, la inversión empezó a estancarse, mientras que la demanda crece a un ritmo elevado, según datos del Administrador del Mercado Mayorista (AMM).

En 27 años, de 1998 a 2025, con la inversión en el Sistema Nacional Interconectado (SNI), se reportan 155 nuevas plantas generadoras de electricidad en el país, con una capacidad de 2 mil 683 megavatios, lo que ha representado una inversión aproximada de US$6 mil millones, refirió Silvia Alvarado, presidenta del AMM.

Actualmente, la capacidad de generación es de 3 mil 621 megavatios.

Se observa la oportunidad de aprovechar el potencial del país, pero también es necesario enfrentar diversos retos y desafíos, explicó la ejecutiva, al igual que representantes de otros sectores que expusieron en el foro “Inversión en Energía en Guatemala, Retos y Oportunidades”, como parte de las reuniones preparatorias del Enade, organizado por Fundesa.

LECTURAS RELACIONADAS

Licitación PEG-5: El país apuesta por el gas natural, pese a dudas sobre infraestructura y precios

PEG 5: comienza proceso para contratar la mayor cantidad de energía eléctrica en Guatemala por mil 400 megavatios

Alvarado advirtió sobre la necesidad de seguir impulsando la inversión en generación, ya que la demanda está en aumento y se prevé que para 2030 se requieran 17 mil 500 gigavatios hora (GWh) anuales.

Esta cifra representaría alrededor de 30% más que la demanda registrada en 2024.

De 2014 a 2018, se reflejó una alta inversión en generadoras, principalmente por proyectos asociados a las tres primeras licitaciones de contratos de energía y potencia a largo plazo del Plan de Expansión de Generación de Electricidad, conocidas como PEG 1, 2 y 3.

Sin embargo, posteriormente hubo un período con poco crecimiento de inversión en nueva generación, y fue hasta 2023 que se llevó a cabo la cuarta licitación, en la cual se adjudicaron 235 megavatios de largo plazo y otra parte con contratos de corto plazo.

Actualmente, la PEG 5, que contempla contratos por 15 años y busca el suministro de 1 mil 400 megavatios de energía y 150 de potencia garantizada, representa una oportunidad. Se prevé que se adjudiquen en enero de 2026 y que las plantas estén listas en cinco años. Según autoridades del sector, esta licitación, junto con la tercera del Plan de Expansión de la Red de Transmisión (PET 3), podría atraer al país unos US$5 mil millones en inversiones.

Hacia dónde va la generación

Aunque la PEG 5 no establece los recursos de generación a contratar, se prevé contar con al menos 700 megavatios, de los 1 mil 400 licitados, provenientes de generación con gas natural, según indicó en marzo el ministro de Energía y Minas, Víctor Hugo Ventura, quien dejó abierta la posibilidad de que incluso pueda ser más.

Durante el foro, el presidente de la Asociación de Generadores con Energía Renovable (Ager), Alfonso González, dijo que la entidad ha acompañado los cinco procesos de licitación y ha trabajado en estudios formales que motiven a las distribuidoras a contratar un mínimo de 50% de energía renovable.

Actualmente, analizan las bases de licitación, apoyan a las distribuidoras que lanzaron el proceso y consideran necesario que participen las fuentes renovables, agregó González.

Consultada sobre la posibilidad de contratar más renovables, la presidenta del AMM indicó que no puede pronunciarse sobre ese caso específico, pero recalcó que es necesario contar con un mix de tecnologías, ya que una matriz energética balanceada es más confiable.

LECTURAS RELACIONADAS

Transición energética en el país necesitaría más de US$8 mil millones de inversión y una propuesta incluye varias plantas de generación

Licitación PEG-5 atraerá unos US$3 mil millones, sería la inversión más grande de la historia del sector eléctrico y prioriza generación con gas natural

Explicó que inclinarse por una matriz excesiva de una sola tecnología puede implicar el riesgo de que el combustible o la fuente utilizada no estén disponibles.

“Guatemala tiene una matriz balanceada y nosotros, como operador, esperaríamos que la licitación nos traiga un mix de tecnología nuevamente bueno, de tecnología de punta, que sea flexible, y que también haya bastante energía de base, porque ahí es donde también se requiere para desplazar otros combustibles”, indicó. Añadió que, en la medida que Guatemala pueda depender menos de combustibles importados, será mejor.

Asimismo, explicó que, aunque el gas natural licuado debe importarse, se considera un combustible idóneo para acompañar la transición energética, y esa es la fase en la que se encuentra el mercado eléctrico guatemalteco: introduciendo energía limpia y competitiva. Por ello, también se considera importante la energía solar con unidades de almacenamiento o baterías, lo cual es competitivo, ya que los precios han bajado significativamente en estas dos tecnologías.

El viceministro de Energía, Juan Fernando Castro, afirmó que tienen buenas expectativas con el gas natural, que genera menos emisiones, y esperan lograr un buen precio. Comentó que 12 empresas han adquirido las bases de licitación de generación PEG 5, y tres para la de transmisión PET 3.

Respecto a nuevos recursos, el funcionario explicó que las bases de licitación permiten el uso de gas natural, gas licuado de petróleo o metano. Sin embargo, advirtió que se requerirá infraestructura adecuada en los puertos para su manejo.

Alvarado comentó que la introducción del gas natural licuado (GNL) es importante para un acompañamiento sostenible de la transición energética, pero que se debe viabilizar su implementación en el país. Añadió que este reto va más allá del sector eléctrico y sus entidades, ya que falta regulación para su uso en generación y uso industrial, además de ajustes en la infraestructura portuaria.

Asimismo, explicó que el mercado eléctrico es robusto y atractivo para atraer inversiones, aunque la complejidad tecnológica implica retos en su instalación y operación.

En tanto, Luis Ortiz, presidente de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), dijo que se tienen altas expectativas de inversión a 5 años, consideró que hay condiciones para generación con diversos recursos, incluyendo la implementación de baterías para almacenamiento. Sin embargo, señaló que no visualiza nuevas inversiones en generación con carbón, debido a que actualmente no es posible su financiamiento a nivel internacional, aunque sí observa oportunidades con gas.

En el 2024, alrededor del 41% fue generado con recursos renovables, según datos del AMM. En cuanto a la capacidad instalara, el 68% es renovable. La meta en la política energética es llegar al 80%.

Retos para la generación

Representantes en el foro mencionado detallaron diversos retos, en algunos de los cuales coincidieron.

Uno de ellos es resolver, en el país, la conflictividad relacionada con proyectos de transmisión, principalmente en el tema de servidumbres de paso, y en generación, como las licencias de construcción, explicó Alvarado.

Licitaciones de Largo Plazo

Actualmente hay 313 MW en generación solar y 65 MW en eólica en nuevos proyectos de generación que ya tienen autorización de acceso al sistema de transporte, de estos 123 MW son inversiones fuera de las Licitaciones PEG.

Otros 584 MW en proyectos… pic.twitter.com/wgkLZoUg4P
— FUNDESA (@FUNDESA) June 25, 2025

Otro punto es la reglamentación pendiente para implementar el Convenio 169 de la Organización Internacional del Trabajo (OIT), referente a consultas a poblaciones indígenas.

Además, se debe trabajar en alinear la gestión medioambiental con las cuantiosas inversiones que el país requiere en materia de electricidad, añadió.

En tanto, Raúl Bouscayrol, presidente de la Cámara de Industria de Guatemala (CIG), indicó que, con el desarrollo de ciudades intermedias, se requerirá más energía en el interior del país, ya que se refleja que, a mayor índice de desarrollo humano, mayor demanda de ese servicio.

El presidente del sector refiere que las industrias no se instalan en el interior del país al ritmo que se quisiera, por falta de infraestructura vial, mano de obra calificada y dificultades en el servicio de energía. Agregó otros factores, como la tramitología y la necesidad de impulsar la simplificación de trámites, la conflictividad y la reglamentación pendiente para implementar el Convenio 169 e la OIT, con el objetivo de establecer un mecanismo de diálogo. De lo contrario, expresó, será difícil avanzar.

Por ello, Bouscayrol comentó que la expansión de la industria depende de del acceso a la energía eléctrica que sea confiable, de calidad. Mencionó como ejemplo que sectores como cemento, plástico, textil y metalurgia requieren para sus procesos altas demandas de suministro de energía. Además de que está creciendo la instalación de industria en áreas como el corredor del sur, donde se instalan nuevos parques industriales.

Añadió que el país se durmió en sus laureles, y ahora ya no tiene la capacidad de exportar electricidad como antes.

Por aparte, Sean Porter, director general de Desarrollo de Nuevos Negocios de CMI Capital, comentó que se debe trabajar en el diálogo desde el inicio de los proyectos, ya que no hay inversión sin licencia social, en especial en el interior del país y zonas rurales. El diálogo no es opcional, sino que debe iniciarse temprano en los procesos, ser participativo y escuchar a todos los actores. Incluso, es más amplio, porque se trata de respetar la identidad cultural y ofrecer beneficios concretos.

CONTENIDO PARA SUSCRIPTORES

Se añadió que, según su experiencia, es necesario el papel importante del Estado, ya que se requiere institucionalizar y fomentar alianzas intersectoriales público-privadas para llevar inversión a los territorios.

Porter, sin embargo, hace ver que Guatemala tiene un marco jurídico muy bueno para la operatividad del sector eléctrico, en comparación con otros países de la región. Añadió que su actualización generará más oportunidades de convertirse en un hub eléctrico.

Por aparte, el directivo de Ager añadió otros retos, y coincidió en que el tema de los trámites se vuelve muy complejo, ya que se dedica un año solo a estos, lo cual va en contra del crecimiento y desarrollo del país.

Otro reto es impulsar la transmisión de electricidad; de lo contrario, llegará el día en que no se podrá transportar ese suministro.

Caso Pacheco

Al ser consultado el viceministro de Energía, del Ministerio de Energía y Minas, Juan Fernando Castro, acerca del reglamento para el Convenio 169, refirió que en dicha cartera hay tres viceministerios encargados de diferentes temas, y lo referente a ese convenio es manejado en el de Desarrollo Sostenible. En dicha dependencia, luego de la captura del viceministro Luis Pacheco en abril de 2025, no se ha nombrado a otro funcionario en el cargo.

Lea además: Semanas antes de su captura, Luis Pacheco, viceministro del MEM, detalla avances en consultas comunitarias y estrategias para efectuar consultas previas

El diputado Elmer Palencia cuestionó al funcionario, indicando que es un tema de mucha importancia que no se puede quedar sin atención y que se debe sustituir al viceministro Pacheco, porque se necesita trabajar en el convenio y en la conflictividad.

LECTURAS RELACIONADAS

¿Cuánto impulsó el calor extremo el consumo de electricidad en el primer cuatrimestre del año?

¿En qué consiste la licitación de ampliación de la red de transmisión eléctrica PET-3? Las líneas en algunas áreas ya están saturadas

Conclusiones

Juan Carlos Zapata, director ejecutivo de la Fundación para el Desarrollo de Guatemala (Fundesa), que impulsa el Enade, menciona varias conclusiones:

Una es la oportunidad en el país de que el sector eléctrico genera muchas oportunidades para poder atraer inversión extranjera y local, ya que con la PEG 5, se estima una inversión de US$5 mil millones en inversión por los 1 mil 400 megavatios que se busca contratar.
Ese aspecto puede generar más oportunidades de desarrollo en el interior del país, sin embargo se debe tener claro, según experiencias en el país que se comentarios en el conversatorio, de que entre los obstáculos para ejecutar la inversión hay decisión de alcaldes que no otorgan la licencia de construcción, incluyendo proyectos de la cuarta licitación PEG 4.
Hay otros proyectos que todavía no tienen licencia de construcción y otros han enfrentado dificultades para sus licencias en el Ministerio de Ambiente o cen el Ministerio de Cultura por temas del Instituto de Antropología e Historia de Guatemala (IDAEH)
También se debe implementar un proceso de digitalización en los ministerios para hacer más eficientes los procesos de registro, de permisos, de licencias.
Se debe dar acompañamiento al inversionista en el interior del país cuando se topa con alcaldes que no quieren dar la licencia de construcción, por poner un ejemplo, según Zapata.
El crecimiento de la demanda se estará multiplicando por seis en los próximos años, se añadió.
Se debe recordar que los proyectos requieren tiempo para instalarse y empezar a operar.
Según el boletín de Fundesa, se tiene potencial de impulsar 3 mil 700 megavatios de generación en proyectos eólicos, solares, e hidroeléctricos, pero va a tomar tiempo.
Coincide en la necesidad de reglamentar la implementación del convenio 169 de la OIT.

“Ese sigue siendo un tema crítico y más que la reglamentación del convenio es cómo se puede acompañar la inversión, porque no creo que solo al reglamentar el convenio y en un día ya no hay oposición o conflictividad”, expresó Zapata.

“Hay procesos dilatorios que hacen que después el Estado no tenga energía para poder suplir a la demanda”, la cual está creciendo no solo por los temas de urbanización de Guatemala que va a requerir más demanda energética, sino que por el aumento de vivienda en apartamentos y el clima, ya que debido al calor ahora en los hogares y oficinas se requiere aire acondicionado, explicó el ejecutivo.

¿Cuánto impulsó el calor extremo el consumo de electricidad en el primer cuatrimestre del año?

Tue, 03 Jun 2025 06:10:00 +0000

Energía Eléctrica

Suscriptores

¿Cuánto impulsó el calor extremo el consumo de electricidad en el primer cuatrimestre del año?

Durante el primer cuatrimestre del 2025, el consumo eléctrico en Guatemala creció 2.8%, impulsado por el dinamismo económico y también por el calor extremo. La demanda máxima registró varios récords históricos y no se cubrió totalmente con generación nacional porque también hay importaciones y aunque en menor manera el país también exporta.

Rosa María Bolaños

3 de junio de 2025 | 00:10h

Aunque bajó su ritmo de crecimiento respecto del año 2024, durante el primer cuatrimestre del 2025 la demanda y el consumo de energía siguen incrementándose por varios factores, según las autoridades. (Foto, Prensa Libre: Hemeroteca PL).

El consumo de energía eléctrica continuó su tendencia al alza en el país y, durante el primer cuatrimestre de 2025, reportó un incremento de 2.8% en comparación con el mismo período del año anterior, alcanzando los 4,693.2 gigavatios hora (GWh).

Aunque el ritmo de crecimiento se desaceleró respecto del año pasado, el consumo y la demanda siguen en aumento. Incluso, la demanda máxima de potencia (demanda máxima en un momento del día) ha registrado varios récords históricos en lo que va del año.

Durante el primer cuatrimestre, se reportó un pico el 2 de abril, cuando se alcanzaron 2,135.33 megavatios (MW), un 3.33% más que en el mismo período de 2024. En mayo se superó el récord en dos ocasiones; el más alto se registró el 8 de mayo, con 2,204.22 MW, lo que representa un aumento de 3.88% en comparación con el máximo de 2024, que fue de 2,121.8 MW, según el Administrador del Mercado Mayorista (AMM).

Entre los factores que influyen en el aumento del consumo y la demanda se encuentran el crecimiento de la economía —que guarda una relación directa con el consumo de energía— y las altas temperaturas que se registran en el país, explicó Jorge Álvarez, gerente del AMM.

LECTURAS RELACIONADAS

Guatemala ha tenido 122 días de calor extremo en el último año, 95 provocados por el cambio climático

Guatemala lanza las licitaciones de generación y transmisión de energía (PEG-5 y PET-3) e inversión se estima en US$5 mil millones

Este comportamiento incluye el crecimiento económico anual y el impulso reflejado en la demanda de los hogares, además del impacto del calor, agregó Álvarez. Se ha detectado que, en los días con récord de demanda de potencia, las temperaturas han sido muy altas, lo que muestra una correlación con el aumento en el consumo, expuso.

Durante esos días, se utiliza más aire acondicionado y ventiladores tanto en los hogares como para el enfriamiento de equipos o maquinaria.

En el cuarto trimestre de 2024, el producto interno bruto (PIB) creció 4.5%, confirmando un crecimiento anual de 3.7%, según datos del Banco de Guatemala (Banguat). Para 2025, se prevé un crecimiento del 4% en el escenario medio. Sin embargo, en abril, el Banguat y la Junta Monetaria (JM) ajustaron a la baja la proyección, debido a la incertidumbre generada por la política comercial de Estados Unidos, que en abril impuso aranceles mundiales.

Un informe reciente titulado El cambio climático y la escalada del calor extremo global, elaborado por Atribución Meteorológica Mundial (WWA, por sus siglas en inglés), el Centro Climático de la Cruz Roja y la Media Luna Roja y Central Climática, señala que Guatemala ha experimentado 122 días de calor extremo entre el 1 de mayo de 2024 y el 1 de mayo de 2025, de los cuales 95 se atribuyen al cambio climático.

Suministro y generación

La capacidad instalada para la generación de electricidad es de 3 mil 620.76 megavatios, y la demanda máxima a mayo ha sido de 2 mil 204.22 megavatios.

Sin embargo el consumo de 4 mil 693.4 GWh entre enero y abril de 2025 fue cubierto con generación nacional y con importaciones.

Aunque el país aún exporta electricidad, su volumen ha disminuido en los últimos años.

CONTENIDO PARA SUSCRIPTORES

La generación nacional fue de 4,372.7 GWh, un aumento de solo 0.54% respecto del mismo período de 2024. De ese total, 2,958 GWh provinieron de recursos renovables, con un crecimiento de 17.9%, mientras que la generación no renovable se redujo en 23.1%, según el Ministerio de Energía y Minas (MEM).

No obstante, la generación nacional es menor que la demanda. Las importaciones fueron de 570.7 GWh, lo que representa una disminución de 7.8% en comparación con 2024. Las exportaciones, en cambio, cayeron 38%, al pasar de 402.8 GWh en 2024 a 249.8 GWh en 2025. Aunque sigue creciendo la generación, el país ha perdido liderazgo en exportaciones, ya que otros países han instalado más centrales o realizan compras dentro del Mercado Eléctrico Regional (MER).

Sin emergencia eléctrica

A diferencia de 2024, cuando se declaró emergencia en el sector eléctrico, este año no se adoptará dicha medida, explicó Álvarez. Esto se debe a que el invierno de 2024 fue más favorable que el de 2023, lo cual permitió una mejor recarga de caudales y embalses para las hidroeléctricas. Además, el país continúa apoyándose en biomasa, carbón, búnker, diésel, eólicas y solares.

Embalse de Chixoy en nivel bajo

El embalse de Chixoy, la única hidroeléctrica con regulación anual, se encontraba el 28 de mayo en 773.22 metros sobre el nivel del mar (msnm), apenas por encima del mínimo operativo de 772 msnm, según el Instituto Nacional de Electrificación (Inde).

El manejo del embalse se realiza mediante programas informáticos especializados y en coordinación con el Inde. El AMM informó que este nivel es normal para la época, ya que se espera la llegada del invierno. Mantenerlo más lleno implicaría un uso ineficiente, y más bajo imposibilitaría la operación.

En lo que va del año, la generación hidroeléctrica con todas las plantas se encuentra casi 30% por encima del mismo período de 2024, explicó Álvarez.

Consultado el Inde, este indicó que el nivel mínimo de operación es 772 msnm y que el manejo de la reserva depende del ingreso de agua. Si el invierno no inicia pronto, la reserva podría durar entre una y dos semanas, considerando que aún entra agua al embalse.

Álvarez agregó que se espera que, con las proyecciones disponibles, el invierno se establezca en los primeros días de junio, lo que haría ascender el nivel del embalse.

CONTENIDO PARA SUSCRIPTORES

El Inde explicó que cuenta con un equipo encargado de optimizar el uso de los recursos hidráulicos para la generación, considerando variables técnicas, meteorológicas, hidrológicas, operativas y de mantenimiento, así como el comportamiento del mercado eléctrico. Se elaboran proyecciones a corto, mediano y largo plazo sobre el caudal disponible para determinar semanalmente la energía que se suministrará al Sistema Nacional Interconectado.

En abril del 2025, la generación fue de 26-5% con biomasa derivado de la caña de azúcar, 26.3% con hidroeléctricas y alrededor del 30% con carbón, refieren datos de la página del AMM.

En mayo ya se observó un cambio en la tendencia. Según la Asociación de Generadores con Energías Renovables (Ager), durante la semana del 25 al 31 de mayo, el 59.06% de la energía se generó con carbón, el 18.53% con hidroeléctricas, el 12.67% con búnker y el resto con otras fuentes. Se ha reducido el aporte de biomasa derivada de la caña de azúcar, que fue significativa durante la zafra.

Estos 8 nuevos proyectos solares en Guatemala podrían dar energía hasta a 430 mil usuarios

Fri, 16 May 2025 12:00:00 +0000

energía

Estos 8 nuevos proyectos solares en Guatemala podrían dar energía hasta a 430 mil usuarios

Guatemala sumará 413 MW de energía limpia con nuevas plantas solares que se encontrarán en diferentes sectores del país, desde la Costa Sur hasta el oriente.

Ximena Fernández

16 de mayo de 2025 | 06:00h

Las plantas de energía solar Horus Energy, ubicadas en Chiquimulilla, Santa Rosa, ya se encuentran operando. (Foto Prensa Libre: Cortesía de Ager)

En Guatemala, cinco proyectos que dotarán al país de energía a partir de plantas solares ya se encuentran aprobados para comenzar operaciones entre 2025 y 2028. Además, tres proyectos de la misma índole están a la espera de resolución por parte de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), según datos de la misma institución. En total, las nuevas plantas de energía solar otorgarán 413 MW de energía, lo que equivale al consumo energético de 430 mil usuarios, según la CNEE.

El pasado 8 de mayo, el país alcanzó los 2.204 MW de demanda energética, lo que, según Astrid Perdomo, directora ejecutiva de la Asociación de Generadores de Energía Renovable (Ager), rebasa la demanda máxima histórica de Guatemala. “Se ve que esto seguirá incrementando, principalmente en los meses de calor”, externó Perdomo.

Según la directora ejecutiva de Ager, durante 2024 la energía solar representó casi el 2% del total de generación del país. En el primer cuatrimestre de 2025, Perdomo recalcó que este tipo de energía representó un 2.5%. Esto, analizó Perdomo, irá incrementando a partir de las plantas que se comienzan a construir, lo que podría ayudar a superar el riesgo de déficit energético que el país enfrenta actualmente, según Perdomo.

Perdomo destacó que este tipo de plantas son consideradas más competitivas en términos de costos de instalación y operación. “En un año puede estar una planta instalada en el país”, subrayó y agregó que mientras 1 MW instalado en una planta hidroeléctrica cuesta alrededor de US$3 millones, 1 MW instalado en una planta solar cuesta hasta US$650 mil. Esto, según Perdomo, podría contrarrestar el problema de insuficiencia en la producción y el incremento constante de la demanda.

LECTURAS RELACIONADAS

Licitación PEG-5: El país apuesta por el gas natural, pese a dudas sobre infraestructura y precios

Rudolf Jacobs de Ager: Preocupa volver a depender de combustibles para generar energía

Proyectos de energía solar en Guatemala

1. Planta Solar Santo Tomás
Empresa responsable: Solar El Progreso, S. A.

Ubicación: Kilómetro 98.5, carretera a El Salvador, municipio de Jalpatagua, Jutiapa
Capacidad instalada: 100 MW
Estado: Aprobado
Inicio previsto de operaciones: 2028

2. Planta Solar Yolanda
Empresa responsable: Ecoener

Ubicación: Carretera departamental de Escuintla 38, kilómetro 1 a Lindamar, aldea Botón Blanco, San José, Escuintla
Capacidad instalada: 61 MW
Estado: En operación

Planta Yolanda comenzó sus instalaciones en 2025. (Foto Prensa Libre: cortesía CNEE)

3. Granja Solar El Ensol II
Empresa responsable: Ensol, S. A.

Ubicación: Finca Las Conchitas, municipio de Champerico, Retalhuleu
Capacidad instalada: 15 MW
Estado: Aprobado
Inicio previsto de operaciones: 2026

4. PFV El Carrizo
Empresa responsable: Ecoener Sol del Escuintla, S. A.

Ubicación: Finca El Carrizo, carretera a Iztapa, San José, Escuintla
Capacidad instalada: 62 MW
Estado: Aprobado
Inicio previsto de operaciones: 2025

5. Planta Solar Fotovoltaica Tierra del Sol
Empresa responsable: Tierra del Sol, S. A.

Ubicación: Central generadora Tierra del Sol, municipio de Masagua, Escuintla
Capacidad instalada: 75 MW
Estado: Aprobado
Inicio previsto de operaciones: 2025

6. Proyecto Magdalena Solar (Central Solar 50 MWAC)
Empresa responsable: San Patricio Renovables, S. A.

Ubicación: Carretera a Sipacate, Escuintla
Capacidad instalada: 50 MW
Estado: En espera de resolución de la CNEE
Inicio previsto de operaciones: 2026

7. Solar Mersa
Empresa responsable: Mecanismos de Energía Renovable, S. A. (Mersa)

Ubicación: Agua Blanca, Jutiapa
Capacidad instalada: 40 MW
Estado: En espera de resolución de la CNEE
Inicio previsto de operaciones: 2026

8. Solarium Delta
Empresa responsable: Energía Limpia de Guatemala, S. A. (Elgua)

Ubicación: Agua Blanca, Jutiapa
Capacidad instalada: 10 MW
Estado: En espera de resolución de la CNEE
Inicio previsto de operaciones: 2026

Cabe recalcar que actualmente se encuentran dos plantas solares más ya en funcionamiento: Horus 1 y 2, las que generan 80 MW de energía y comenzaron sus operaciones en 2015, en el municipio de Chiquimulilla, en Santa Rosa, según datos del Administrador del Mercado Mayorista (AMM) y proporcionados por la CNEE.

Ve avance tecnológico

Perdomo recalcó que Guatemala tiene la oportunidad potencial de generar 7 mil MW de energía con sol, siendo una producción de energía limpia y renovable. “Nos reduce principalmente la dependencia de combustibles fósiles”, señaló Perdomo, quien explicó que, debido a la industria reducida de hidrocarburos en el país, los combustibles deben ser importados.

Asimismo, la directora ejecutiva de Ager mencionó que la creación de plantas de energía solar es considerada un avance tecnológico, lo que puede ayudar al desarrollo de las comunidades en donde están instaladas y a aprovechar los recursos naturales.

Por otro lado, aprovechar el potencial renovable de Guatemala puede ayudar al país a cumplir sus metas en temas ambientales. Según Perdomo, el país, siendo signatario de los Acuerdos de París sobre el cambio climático, podría llegar al objetivo de reducción de emisiones a partir de la producción de energía solar.

LECTURAS RELACIONADAS

Proponen estrategia para invertir en la generación de 3,700 megavatios con recursos renovables

Calor hace que consumamos más: ¿Por qué el país necesita más oferta de energía?

Diversidad de energía

Perdomo calificó la diversidad como la fortaleza de la matriz energética de Guatemala. “Más del 66% de la generación proviene de fuentes renovables”, sentenció la directora ejecutiva. Al contar con una diversificación dentro de dicha matriz, Perdomo señaló que se reduce la vulnerabilidad del país ante cambios climáticos y alzas de precios internacionales.

Según datos de la AMM y proporcionados por la CNEE, en el mes de marzo de 2025, la potencia efectiva de megavatios hidráulicos fue de 1 mil 515.525 MW; la energía generada de manera térmica fue de 1 mil 799.039 MW; la energía generada a través del sol fue de 196.400 MW y, de manera eólica, fue de 109.800 MW.

“Esto permitiría que las diferentes tecnologías se complementen unas con otras. Por ejemplo, en verano podemos aprovechar la generación solar, lo que se complementa para que podamos utilizar el agua por las noches”, sentenció Perdomo. Dicha diversidad, según Perdomo, ayudaría a la consolidación de tarifas constantes y a una mayor seguridad de suministro.

Licitación PEG-5: El país apuesta por el gas natural, pese a dudas sobre infraestructura y precios

Mon, 05 May 2025 06:10:00 +0000

Electricidad

Suscriptores

Licitación PEG-5: El país apuesta por el gas natural, pese a dudas sobre infraestructura y precios

La licitación PEG 5 contempla adjudicar 1 mil 550 megavatios de generación eléctrica por 15 años. El gas natural podría cubrir hasta 700 MW como energía de base en medio de un debate técnico y geopolítico.

Rosa María Bolaños

5 de mayo de 2025 | 00:10h

En la quinta licitación para contratos de largo plazo del Plan de Expansión de Generación de Energía (PEG), conocida como PEG 5, requiere 1 mil 550 megavatios, de los cuales 1 mil 400 megavatios de potencia garantizada con plantas y recursos de generación de base, donde podría optarse por gas natural, y generación complementaria, además 150 megavatios de potencia instalada para energía. (Foto, Prensa Libre: Shutterstock).

Con la licitación para contratación de generación de electricidad más grande que ha lanzado el país, conocida como PEG 5, han surgido expectativas positivas, pero también interrogantes. En ambos casos, se derivan no solo por el volumen, sino por las tecnologías y recursos para generar que podrían contratarse, en especial, la posibilidad de integrar un alto volumen de gas natural.

Se trata de la quinta licitación para contratos de largo plazo que se deriva del Plan de Expansión de Generación de Energía (PEG), conocida como PEG 5, y que requiere 1 mil 550 megavatios, divididos bajo varios conceptos.

El objetivo es suministrar por un máximo de 15 años a las distribuidoras Empresa Eléctrica de Guatemala (EEGSA) y Energuate (Distribuidora de Electricidad de Occidente, S. A. -Deocsa- y Distribuidora de Electricidad de Oriente, S. A. -Deorsa-), las cuales en conjunto componen el 68% de la demanda regulada en el país, según datos del sector.

Del volumen que se está licitando, son 1 mil 400 megavatios de potencia garantizada y 150 megavatios de potencia instalada, explicó Dimas Carranza, integrante de la Junta Licitadora de las distribuidoras por parte de Energuate.

LECTURAS RELACIONADAS

Guatemala lanza las licitaciones de generación y transmisión de energía (PEG-5 y PET-3) e inversión se estima en US$5 mil millones

Cuatro factores impulsaron el crecimiento récord del consumo y de la demanda de energía en el 2024

En la primera cifra mencionada, se prevé que 700 megavatios sean para generación de base (que opera las 24 horas todo el año) y se está apuntando a que pueda ser con gas natural. Algunos de los requisitos son temas de eficiencia en la generación y bajos niveles de emisión de gases respecto de otras tecnologías. Con base en ello, según las autoridades de energía del país, como el ministro de Energía, Víctor Hugo Ventura, esos 700 MW, o incluso más, serían con gas natural.

Carranza explicó que este segmento puede ser hasta de 700 MW de centrales nuevas, con emisiones no superiores al gas natural, etano o propano. Lo que se está pidiendo son tecnologías más amigables con el medioambiente para la base de generación, porque para las tecnologías renovables sería muy complejo pensar que puedan cubrirse, por las características propias del recurso, de contar con ellos las 24 horas, los 365 días del año. Sin embargo, esa característica sí la tienen combustibles como gas natural, etano o gas propano.

Mientras que los otros 700 megavatios (o lo que reste) serán de generación complementaria, donde pueden integrarse otros recursos. En este caso, pueden ser centrales de generación con tecnologías existentes, pero que puedan combinarse con otros recursos, incluyendo renovables.

En tanto, el segmento de los 150 MW está relacionado con centrales renovables que, por sus características, no pueden garantizar potencia, como solares, eólicas o biomasa.

¿Es conveniente contratar gas en esta coyuntura de guerra comercial?

Una de las dudas que surgen actualmente es la conveniencia de contratar altos volúmenes de generación con gas natural en el contexto de una guerra comercial de Estados Unidos con otros países, ya que Guatemala no produce actualmente una cantidad suficiente para ello y se empezaría a depender de las importaciones.

En la actualidad, la capacidad de generación instalada de potencia efectiva a marzo de 2025 es de 3 mil 620.7 megavatios, de los cuales 15.10 MW son generados con gas natural, según datos de la AMM. Con un contrato de largo plazo, la planta Energía del Caribe provee a Guatemala de electricidad producida a partir del gas natural desde Estados Unidos, mientras que la planta se ubica en México y se importa al país la electricidad.

CONTENIDO PARA SUSCRIPTORES

Consultado el ministro de Energía y Minas acerca de la expectativa de participación y resultados de la licitación PEG 5, comentó que es la clave para la transición energética, con la cual se prevé adjudicar alrededor de 700 MW de energía de base de bajas emisiones y dejar el resto abierto a propuestas de cualquier tipo de energía renovable.

Respecto a que ese volumen sea de generación con gas natural que tendría que ser importado al país, y al posible impacto coyuntural de la guerra comercial, Ventura considera que ese recurso es una buena opción, considerando que es un combustible flexible que provee energía firme, que ofrece una buena combinación de eficiencia, menor impacto ambiental en comparación con otros fósiles y flexibilidad operativa. Añade que es ideal como respaldo para energías renovables, ya que puede entrar en funcionamiento rápidamente, y correspondería a una ventaja geográfica que el país tiene con México.

Sin embargo, el funcionario explicó que importar ese gas y otros procesos con ese combustible requieren inversión en infraestructura que no existe en el país. Por ejemplo, la infraestructura de regasificación de ese gas y la de almacenamiento, aparte de la planta de generación. Ventura respondió recientemente a Prensa Libre que esa inversión debe hacerla la compañía que resulte adjudicada como parte de su proyecto de generación.

Carranza explicó que hay dos posibilidades: una es que el ingreso sea por el Atlántico o por el Pacífico, o por ambos. En ese caso, también tendrán que hacerse nuevas instalaciones para poder recibir este combustible. También existe la posibilidad de tener almacenamientos flotantes o en tierra, y eso requiere una inversión muy grande, explica Ventura. “Entonces, adicionalmente, quien gane la (adjudicación de la) oferta tendrá que hacer todas las operaciones financieras, que llevan tiempo, y luego se construyen las obras”. Sin embargo, considera que se está a tiempo para que entren a suministrar a partir del año 2030.

Consultado Carranza sobre la conveniencia o no de contratar un alto volumen de generación con gas natural, tomando en cuenta la coyuntura actual de incertidumbre y volatilidad de precios en los mercados, derivado de las decisiones del presidente de Estados Unidos, el integrante de la Junta Licitadora respondió que es conveniente por las oportunidades que se tienen en la actualidad.

Las inversiones de las dos licitaciones, Peg 5 y PET 3, pueden superar los US$5 mil millones, dijo Mario Naranjo, gerente general de EEGSA, mientras que Paulo Parra, gerente general de Deocsa y Deorsa, expresó las buenas condiciones que tiene el país para invertir @prensa_libre pic.twitter.com/gYFnbREGLe
— Rosa María Bolaños (@rbolanos_pl) April 23, 2025

Explicó que Estados Unidos está en una etapa muy importante de inversiones en desarrollo de perforaciones y explotación de gas natural, con lo cual podría tener excedentes para exportar, y que se puedan aprovechar en países como Guatemala. Agregó que también hay otros mercados proveedores como Trinidad y Tobago y parte de Sudamérica, pero serán los oferentes quienes deberán analizarlos, buscar competitividad y ser adjudicados en el proceso de licitación.

Por aparte, Alfonso González, presidente de la Asociación de Generadores de Energía Renovable (Ager), indicó que entrarán en la etapa de análisis de las bases de licitación para identificar los retos y oportunidades que tiene la energía renovable. Sin embargo, adelantó que es muy importante que dichas bases permitan el aumento de la instalación de plantas renovables que le den certeza al precio de la tarifa en el largo plazo y sostenibilidad ambiental al país, reduciendo así la dependencia de los combustibles fósiles.

El anhelo es que estos procesos de licitación vayan muy orientados hacia la independencia, es decir, que en la mayor medida se logre que el país no dependa de importar combustibles o energía eléctrica. Por ello, se espera que se pueda incluir generación eléctrica renovable, dijo González.

Consultado respecto a qué tipo de recursos se deberían contratar, el directivo de Ager comentó que deberían tomarse en cuenta los renovables, y que, en el caso del gas natural, considera que podrían ser unos 400 MW que sirvan como un proceso de transición mientras se desarrolla el potencial local que se tiene de los recursos naturales, que solo están aprovechados en una mínima parte. En el caso de la geotermia, se debería tener un plan serio para que se vuelva parte de las plantas de base, ya que las características de la tecnología lo permiten.

“Al hablar de 700 MW para gas natural, nos preocupa el compromiso que asuma el país, de alguna u otra manera, en la compra de esos combustibles fósiles que nosotros no producimos”.

LECTURAS RELACIONADAS

Así quedan las nuevas tarifas de energía eléctrica a partir del 1 de mayo del 2025

Cuánto paga el usuario de tarifa electricidad luego de aplicar el subsidio para el trimestre de mayo a julio

Agregó que algunas estimaciones refieren que el costo de generación con gas natural es mayor, comparado con otros recursos como los naturales.

Otro aspecto es la coyuntura con la llegada del nuevo gobierno de Estados Unidos, el cual está enfocado en fortalecerse industrialmente, con lo cual el requerimiento de energía eléctrica interna en ese país va a aumentar, lo cual podría variar el combustible disponible para exportar, se agregó.

“Entonces, nosotros como país cercano a Estados Unidos, que dependemos de la producción y la disponibilidad de gas, sí estamos en riesgo de que no exista el suministro en algún momento o que el precio se encarezca mucho”, dijo González.

Cómo leer la factura de la energía eléctrica y qué otros cargos incluye

Sun, 04 May 2025 22:45:00 +0000

Consumidor

Cómo leer la factura de la energía eléctrica y qué otros cargos incluye

Cada mes, las distribuidoras emiten la factura de electricidad; sin embargo no solo incluye el cobro por el consumo de energía, sino otros cargos que el usuario debe conocer.

Rosa María Bolaños

4 de mayo de 2025 | 16:45h

Las facturas por el servicio de energía que emiten las distribuidoras no solo tienen el cargo por el consumo de energía sino otros como el IVA, la tasa de alumbrado público y, si aplica se da a conocer el descuento por el subsidio. (Foto Prensa Libre: Shutterstock).

Aparte del cobro por el consumo por kilovatio hora de energía eléctrica, si el usuario es afecto al subsidio también se detalla en la factura.

Ese documento también incluye un cargo fijo por el servicio que brinda la distribuidora, el impuesto al valor agregado (IVA) y la tasa municipal por alumbrado público.

Derivado de ello a continuación le damos a conocer cómo se lee una factura mensual.

EEGSA

En la Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. (EEGSA), el encabezado de la factura identifica a la distribuidora, el Número de Identificación Tributaria (NIT), la dirección y otros datos, así como el número de factura.

LECTURAS RELACIONADAS

Cuánto paga el usuario de tarifa electricidad luego de aplicar el subsidio para el trimestre de mayo a julio

En el país ya hay más de 9,500 autoproductores de energía, principalmente solar

Además de otros datos como:

Número de factura: El número de registro fiscal y está compuesto por la serie y el número de factura.
Correlativo y contador: es el número correlativo de cliente y el número o identificación del contador. Según la distribuidora refiere que son vitales para identificar tu servicio ante EEGSA y recomienda tener a la mano esos datos para hacer consultas o colocar quejas o avisos.
Datos del cliente: Nombre, dirección y NIT de la persona que tiene contratado el servicio ante EEGSA
Total a pagar: Corresponde al monto total a pagar según el consumo del cliente por el servicio de electricidad que EEGSA le ha brindado en un mes, o en el plazo que se indica en la factura.
Detalle de los cargos: Incluye el detalle de los cargos que se cobran en la factura mensual de consumo de energía eléctrica como cargo fijo por uso del servicio, costo de la energía consumida, IVA y tasa municipal.
Cargos por mora y vencimiento: Aquí se encuentra la fecha límite o último día que el usuario tiene para pagar su factura. De esa forma evitará cargos por mora y corte del servicio por falta de pago. Recomienda hacer el pago por lo menos dos días de la fecha de vencimiento que ahí se detalla.
Historial de Consumo: Encuentra los datos de los cuatro meses más recientes para comparar la tendencia de su consumo de kilovatios hora (kWh).

En la parte inferior de la factura se encuentra el número de teléfono para contactar a la distribuidora, o también se puede contactarse por medios digitales, incluyendo página electrónica y su aplicación móvil.

Cómo se pueden leer los cargos

El ejemplo para mencionar cargos para los usuarios de EEGSA puede ser un usuario de tarifa social que consume 75 kilovatios hora al mes.

La tarifa social para EEGSA de mayo a julio del 2025 es de Q1.42 por kWh al mes.

CONTENIDO PARA SUSCRIPTORES

Debe aparecer el número de kilovatios consumidos, que en este ejemplo elegimos 75 kWh.

Se aplica un subsidio por el Inde a los usuarios que consumen de 0 a 100 kWh al mes, en este caso como es un usuario que usó 75 kWh, sí le aplica subsidio.

Entonces le debe aparecer el número de kilovatios consumidos, la tarifa por kWh, y el total, también el descuento del subsidio (a quien no le aplica ese beneficio no le aparece ese monto) y el subtotal de cargos por energía. A ese se le suma el cargo fijo mensual por el servicio de la distribuidora, y luego el total a pagar.

Con datos podemos mencionar que para un usuario de EEGSA, en el municipio de Guatemala, que consume 75 kilovatios hora (kWh) el costo de energía es de Q106.43, a este se le restan Q15.12 del subsidio, por lo que de energía deberá pagar Q91.31

A ese monto se le debe agregar Q11.20 del cargo fijo por usuario que cobra la distribuidora al mes, por lo que el total del cargo es de Q102.51 en el mes luego de aplicado el subsidio.

A eso se le añaden otros cargos, como el 12% del impuesto al valor agregado (IVA) que representa Q13.61 más la tasa por el servicio de alumbrado público que para el municipio del ejemplo está en 13%, que da Q13.33.

Su total a pagar en un mes es de Q129.45, según el ejemplo estimado en calculadora de Comisión Nacional de Energía.

Energuate

Para las compañías de Energuate como Distribuidora de Electricidad de Occidente, S. A. (Deocsa) y Distribuidora de Electricidad de Oriente, S. A. (Deorsa), los datos que se incluyen son los mismos que en el documento de EEGSA solo que ordenados de una forma diferente, o con datos adicionales.

En la parte de arriba se identifican los datos de la distribuidora y aparecen estos detalles:

Datos del cliente: Nombre de la persona que tiene contrato con la distribuidora, dirección e identificador.
Otros datos: NIS, número de factura, mes, NIT, y fecha de emisión.
Consumos: a la izquierda aparece el total a pagar y fecha máxima sugerida de pago.
Montos: Al centro, los montos en quetzales de los cargos como: consumo de electricidad, tasa de alumbrado público, monto para pago de convenio si lo posee y monto de facturas no pagadas si tuviera atrasadas.
Consumo: A la derecha aparece el dato del consumo de energía al mes en kilovatio hora mes.
Historial de Consumo: En este caso las distribuidoras presentan un historial de pago puntual con el dato de seis meses.
Período de lectura: incluye el período de lectura y anuncia la fecha de la próxima lectura. También tipo de consumo, número de medidor o contador, dato de la lectura anterior y de la lectura actual, así como el consumo en kWh. Abajo identifica en qué segmento de tarifa está si es social o no social y el monto de la tarifa más el IVA.
Otros cargos: detalla el concepto de la facturación, como el cargo fijo con IVA, consumo de energía con IVA, aporte o subsidio a tarifa social del Inde con IVA, y usan un espacio para redondeo de cifras del mes actual y del anterior. Presentan el subtotal, a ese le suman la tasa de alumbrado público, que varía en casa municipio, y de ahí se deriva el total de la factura del mes.

Ejemplo

Para un usuario de Deocsa, en el municipio de Sololá, departamento de Sololá, la tarifa es de Q2.09 por kWh al mes. Para el ejemplo el usuario consume 75 kilovatios hora (kWh) por lo que el costo de energía es de Q157.09, sin embargo luego al aplicársele el subsidio se le resta Q66.20, por lo que de energía deberá pagar Q90.89.

A ese monto se le debe agregar Q22.85 que es el cargo fijo por usuario que cobra la distribuidora al mes, por lo que el total del cargo es de Q113.74 al mes luego de aplicado el subsidio. A eso se le añade Q13.65 del impuesto al valor agregado (IVA), más la tasa por el servicio de alumbrado público de Q25.59.

Su total a pagar en un mes es de Q153, según la calculadora que está disponible para el usuario en la página electrónica de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE).

El aporte del subsidio es calculado según los criterios aplicados por el Inde. La tasa de alumbrado público es aprobada por cada Concejo municipal para cada municipio. El IVA es del 12%.

Cuánto paga el usuario de tarifa electricidad luego de aplicar el subsidio para el trimestre de mayo a julio

Sat, 03 May 2025 20:18:05 +0000

Energía

Cuánto paga el usuario de tarifa electricidad luego de aplicar el subsidio para el trimestre de mayo a julio

El 1 de mayo entraron en vigor las nuevas tarifas de energía eléctrica para un trimestre. Sin embargo, en el segmento de la tarifa social, se aplica un subsidio a quienes consuman entre 1 y 100 kilovatios hora al mes.

Rosa María Bolaños

3 de mayo de 2025 | 14:18h

La tarifa de energía eléctrica para los segmentos social y no social son ajustados cada tres meses. El subsidio extraordinario se aplica para los bajos consumos en tarifa social. (Foto Prensa Libre: Shutterstock)

Este subsidio varía según el rango de consumo dividido en tres grupos, de forma que el usuario paga en su factura mensual una parte de la tarifa fijada para el trimestre de mayo a julio y el Instituto Nacional de Electrificación (Inde) asume el resto del precio.

Tomando en cuenta ello, el cobro que se le hace al usuario es el siguiente, según datos de dicho instituto:

Deocsa

Para el trimestre de mayo a julio del 2025 la tarifa social en la Distribuidora de Electricidad de Occidente, S. A. (Deocsa) es Q2.09 por kilovatio hora (kWh) al mes.

Al aplicar el subsidio, el usuario que consume de 0 a 60 kWh al mes debe pagar Q0.81.
El que consume de 61 a 88 kWh al mes, paga Q1.21.
El que consume de 89 a 100 kWh al mes, en su factura deberá pagar Q1.31 kWh.

En tanto el Inde paga Q1.28, Q0.88 y Q0.78 respectivamente.

EN ESTE MOMENTO

Universidades cambian a decanos antes de la convocatoria de postuladoras para TSE y MP

Caso Melisa Palacios: las cuatro claves del nuevo intento de Fernanda Bonilla para apartar a la jueza Carol Berganza

Ejemplo

Para un usuario de Deocsa, en el municipio de Sololá, departamento de Sololá, que consume 75 kilovatios hora (kWh) el costo de energía es de Q157.09, sin embargo luego al aplicársele el subsidio se le resta Q66.20, por lo que de energía deberá pagar Q90.89.

A ese monto se le debe agregar Q22.85 que es el cargo fijo por usuario que cobra la distribuidora al mes, por lo que el total del cargo es de Q113.74

al mes luego de aplicado el subsidio. A eso se le añade Q13.65 del impuesto al valor agregado (IVA), más la tasa por el servicio de alumbrado público de Q25.59.

Su total a pagar en un mes es de Q153, según la calculadora que está disponible para el usuario en la página electrónica de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE).

El aporte del subsidio es calculado según los criterios aplicados por el Inde. La tasa de alumbrado público es aprobada por cada Concejo municipal para cada municipio. El IVA es del 12%.

LECTURAS RELACIONADAS

Las cifras que muestran la extraordinaria magnitud del apagón eléctrico que afectó a España y Portugal

Comunas invierten Q158 millones en remozamiento y construcción de escuelas e insumos educativos

Deorsa

En tanto para el mismo plazo la tarifa social en la Distribuidora de Electricidad de Oriente, S. A. (Deorsa) es Q2.02 por kWh al mes.

Por lo que al aplicar el subsidio, el usuario que consume de 0 a 60 kWh al mes debe pagar Q0.79.
El que consume de 61 a 88 kWh al mes, paga Q1.19.
El que consume de 89 a 100 kWh al mes, en su factura deberá pagar Q1.29 kWh.

Mientras que el Inde paga Q1.23, Q0.83 y Q0.73 respectivamente.

Ejemplo

Para un usuario de Deorsa, en el municipio de Cobán, Alta Verapaz, que consume 75 kilovatios hora (kWh) el costo de energía es de Q151.81, y se le resta Q62.25 del subsidio, por lo que de energía deberá pagar Q89.56

A ese monto se le debe agregar Q23.84 del cargo fijo por usuario que cobra la distribuidora al mes, por lo que el total del cargo es de Q113.43 en el mes luego de aplicado el subsidio.

Su total a pagar en un mes es de Q147.04, según el ejemplo tomado de la calculadora de CNEE.

Igual que en el caso de la otra distribuidora, el aporte del subsidio es calculado según los criterios aplicados por el Inde. La tasa de alumbrado público es aprobada por el Concejo municipal para cada municipio. El IVA es del 12%.

EEGSA

Para este trimestre la tarifa social en la Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. (EEGSA), es Q1.42 por kWh al mes.

Con ello, al aplicar el subsidio, el usuario que consume de 0 a 60 kWh al mes debe pagar Q0.82.
El que consume de 61 a 88 kWh al mes, paga Q1.22 por kwh.
Aquellos que consumen de 89 a 100 kWh al mes, deberá pagar Q1.32 kWh.

El Inde asume el costo de Q0.60, Q0.20 y Q0.10 respectivamente.

Ejemplo

Para un usuario de EEGSA, en el municipio de Guatemala, que consume 75 kilovatios hora (kWh) el costo de energía es de Q106.43, a este se le restan Q15.12 del subsidio, por lo que de energía deberá pagar Q91.31

A ese monto se le debe agregar Q11.20 del cargo fijo por usuario que cobra la distribuidora al mes, por lo que el total del cargo es de Q102.51 en el mes luego de aplicado el subsidio.

Su total a pagar en un mes es de Q129.45, según el ejemplo también estimado en calculadora de CNEE.

Igual que en el caso de las otras distribuidoras, el consumo es el colocado por el usuario en la calculadora, se indica que el aporte del subsidio es calculado según los criterios aplicados por el Inde. La tasa de alumbrado público es aprobada por el Concejo municipal para cada municipio. El IVA es del 12%.

Segmento

En el segmento de Tarifa Social, compuesto por los usuarios que consumen de 0 a 300 kWh al mes que beneficia a alrededor de 3.8 millones de familias, equivalentes al 94% de los usuarios del país, según datos divulgados por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE).

Y, dentro de esta tarifa aquellos que mantengan un consumo mensual en el rango de 1 a 100 kWh al mes se le aplica un subsidio extraordinario por el Inde, que representaría a unos dos millones de familias.