A la sombra de la PET-3

¡Buenos días!

Calma que inquieta. La PEG-5 avanza con interés del mercado y 26 compradores de bases, pero preocupa que el proceso se retrasó hasta 2026. El fantasma de la PET-3 sigue presente y el país necesita decisiones estratégicas para evitar que la demanda supere la capacidad de generación en la próxima década.

Autogeneración en expansión. Helios y Tijax incrementan la capacidad solar industrial y fortalecen la estabilidad energética interna de Progreso. Con 43 GWh al año, Helios es ya el parque de autoconsumo más grande de la región, mientras Tijax suma energía renovable clave para operaciones en San Juan Sacatepéquez.

Visión a largo plazo. En entrevista con Mario Naranjo, gerente general país de EPM, repasamos los avances en electrificación, transmisión y distribución. Así como los riesgos que podrían comprometer la continuidad del suministro en un contexto de demanda creciente y proyectos estratégicos que requieren mayor coordinación entre Estado y sector privado.

¡Hasta diciembre!

La situación del subsector eléctrico se desarrolla en una calma que inquieta. Hay interés por participar en la licitación del Plan de Expansión de Generación Eléctrica (PEG-5), pero persiste la incertidumbre sobre cómo terminará el proceso cuando llegue el momento de presentar las ofertas.

Por qué importa. PEG-5 busca contratar suministro eléctrico por un periodo de 15 años a partir de 2030, en un contexto donde el país enfrenta una fase crítica: la demanda crece más rápido que la nueva generación instalada.

• Hasta ahora, todo marcha con cierta normalidad: 26 interesados han comprado las bases de licitación, una cifra que refleja movimiento en el sector, aunque no despeja las dudas.

• El proceso se lanzó a finales de abril con la expectativa de recibir ofertas en noviembre, pero las solicitudes de ajustes en las bases derivaron en una primera adenda que modificó los plazos.

• Con todo, autoridades y distribuidoras confían en que habrá una respuesta favorable de los generadores locales y extranjeros. El proceso no está exento de retos.

Lo indispensable. Ahora será hasta febrero de 2026 cuando se conozca la respuesta de los generadores. Este cambio refleja la necesidad de afinar detalles para atraer más participantes y garantizar un proceso competitivo.

• Mientras tanto, la sombra del fracaso de la licitación PET-3, destinada a ampliar la infraestructura eléctrica, sigue presente.

• Desde el inicio, el sector privado anticipó que no prosperaría porque estaba diseñada para que solo participara el Instituto Nacional de Electrificación (INDE), dejando fuera proyectos atractivos para inversionistas.

• El resultado fue previsible: solo INDE presentó oferta, que posteriormente fue rechazada. La licitación se declaró desierta.

Sí, pero. Las autoridades insisten en que no fue un fracaso, aunque reconocen errores que esperan corregir en la próxima convocatoria, prevista para el primer semestre de 2026.

• Las adendas introducidas en PET-3 fueron insuficientes porque no abordaron el problema de fondo: licitar proyectos que despierten interés real en el sector privado.

• Entre las inquietudes del sector privado destaca el temor de que las autoridades insistan en modelos estatales que han demostrado poca eficiencia.

• El caso del INDE es ilustrativo: pese a contar con recursos, su papel se ha limitado a subsidiar la tarifa social, sin mostrar capacidad para ejecutar proyectos de infraestructura con eficacia.

Datos clave.  La demanda en esta licitación es casi cuatro veces mayor que la requerida en la PEG-4, lo que eleva la complejidad del evento.

• En la licitación anterior, las ofertas triplicaron el requerimiento inicial de las distribuidoras, que era de 235 megavatios (MW), y finalmente se adjudicaron casi 400 MW a 16 proyectos de 15 empresas.

• Sin embargo, la PEG-5 incorpora un elemento nuevo: la generación con base en gas, una tecnología que Guatemala no ha desarrollado y que genera dudas e inconformidades en algunos sectores.

• Por ahora, el interés mostrado por 26 participantes es una señal alentadora, pero el verdadero termómetro será la presentación de ofertas en febrero de 2026.

En conclusión. La PEG-5 se perfila como el punto de inflexión que definirá el rumbo del subsector eléctrico en las próximas dos décadas: la posible entrada del gas natural, la atracción de inversión privada y la urgencia de asegurar un suministro estable serán determinantes. Guatemala necesita decisiones estratégicas hoy para evitar que la brecha entre demanda y generación se convierta en un freno al desarrollo económico.

Progreso inauguró Helios y Tijax, dos parques solares que amplían su capacidad de autogeneración eléctrica y forman parte de la estrategia energética que impulsa desde su división Enernova. Los proyectos fortalecen el suministro interno de energía y modernizan la infraestructura que respalda sus operaciones industriales.

Helios, ubicado en la región oriental del país, es el de mayor escala. Reúne más de 35 000 paneles distribuidos en un área equivalente a 43 campos de fútbol y cuenta con una capacidad de generación anual de 43 GWh.

Según la compañía, este volumen equivale al consumo promedio de casi 18 000 hogares. Por su tamaño, se posiciona como el parque solar de autoconsumo más grande de Centroamérica y el Caribe.

Enernova indicó que Helios incorporará paneles de tecnología bifacial para aprovechar la luz directa y la reflejada, lo que elevará su eficiencia y permitirá superar, en su fase plena, los 50 GWh anuales.

Tijax, instalado en la Planta San Gabriel en San Juan Sacatepéquez, complementa a Helios con una capacidad de 4.2 MWp y una producción anual proyectada de 7.4 GWh. Su función principal es reforzar la operación de la planta cementera y ampliar la disponibilidad de energía dentro del complejo industrial.

Eficiencia operativa y autogeneración

La gerencia de Progreso señaló que ambos parques contribuyen a mejorar la eficiencia operativa y a brindar un mayor nivel de estabilidad en el suministro eléctrico. “Helios y Tijax forman parte de nuestra visión de producir con responsabilidad y liderar con innovación”, indicó Beatriz Lara, gerente del Negocio de Energía de Progreso.

La compañía destacó que estos proyectos fortalecen su capacidad de autogeneración y permiten avanzar en el uso de energías renovables dentro de sus procesos productivos. Helios y Tijax forman parte de un plan de largo plazo orientado a mejorar la eficiencia, reducir costos operativos y ampliar la participación de energías limpias en el modelo industrial.

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Por: María José Aresti y Luis Enrique González

La operación de EPM suma 15 años en Guatemala, marcados por inversión, electrificación y desafíos crecientes en transmisión y seguridad operativa. Su gerente general país, Mario Naranjo, explica los avances logrados y los riesgos que podrían comprometer la continuidad del suministro eléctrico en los próximos años.

¿Qué representan estos 15 años de presencia en Guatemala de EPM?

—El Grupo EPM cumple 70 años desde su fundación en 1955. Es 100 % de capital público en Colombia, propiedad del municipio de Medellín. A Guatemala llegamos mediante la adquisición de los activos que tenía el grupo liderado por Iberdrola. Esa operación nos permitió incorporar ocho compañías del sector eléctrico. Las más reconocidas son Empresa Eléctrica, como distribuidora; TRELEC, como transportista; y COMEGSA, como comercializadora líder. También contamos con ENÉRGICA y otras compañías menos conocidas, como AMESA, IDEAMSA, EEGSA y CREDIEEGSA, orientadas a servicios internos o a terceros.

En 2010, Guatemala se convirtió en la primera incursión internacional del grupo, impulsada por factores como idiosincrasia, cultura, perfil del cliente, potencial de crecimiento, estabilidad y seguridad jurídica.

Además, se tiene presencia en Chile, Panamá, El Salvador, México y Colombia. Somos una multi-utility que presta servicios de generación, transmisión, distribución, gas natural, agua potable, saneamiento y residuos sólidos. Operamos activos de distribución, transporte, comercialización y valor agregado.

¿Qué factores atrajeron al grupo para invertir y mantenerse tantos años?

—Desde el inicio analizamos variables políticas, económicas, sociales, normativas y ambientales. Grupo EPM es una apuesta por inversiones de largo plazo. No llegamos a un país para operaciones temporales: buscamos establecernos y aportar al desarrollo del mercado y territorio.

Guatemala era atractiva por su certeza jurídica, tamaño de mercado y posibilidades de crecimiento. Esos factores siguen vigentes y respaldan nuestra permanencia. Celebramos 15 años, pero la visión es de largo plazo.

He conocido familias cuyos abuelos, padres o parientes trabajaron en la empresa y hoy son accionistas minoritarios. Eso nos hace sentir parte del tejido social. En mi caso, el 1 de diciembre cumplo seis años en Guatemala. Es un país cálido que nos ha recibido muy bien. Somos una organización multicultural, pero en la práctica una compañía guatemalteca de capital colombiano: de 830 colaboradores, solo 10 somos extranjeros.

¿Cómo han estado las inversiones en estos 15 años?

— En transmisión, TRELEC opera cerca de 800 kilómetros de líneas y 85 subestaciones, con una participación del 27 % del mercado. Somos el primer transportista privado y el segundo después del INDE. Tenemos un plan de expansión de 60 proyectos, muchos ya en ejecución.

En distribución, atendemos cerca de 1.6M de clientes y conectamos alrededor de 50 000 nuevos usuarios al año. Tenemos un 99.8 % de cobertura en Guatemala, Escuintla y Sacatepéquez, y trabajamos para alcanzar la cobertura universal mediante proyectos de electrificación rural.

Las pérdidas técnicas y no técnicas están por debajo del 5 %, muy por debajo del límite regulatorio. En calidad del servicio, la duración promedio de interrupciones propias es de 4.5 horas al año y la frecuencia, entre 3 y 3.5 eventos. Incluyendo el mercado regional, los valores rondan nueve horas y nueve interrupciones.

COMEGSA tiene cerca del 22 % del mercado y atiende a una tercera parte de los grandes usuarios del país. El consumo promedio residencial es de 120-122 kWh mensuales. Todavía existe un alto uso de leña en el país, alrededor del 60 % de la matriz energética.

En inversión, el año pasado destinamos GTQ 384M a infraestructura eléctrica. En 15 años superamos los GTQ 6500M. Para 2026–2030 tenemos aprobado un plan de USD 500M.

El Estado posee el 14 % de EEGSA, TRELEC y COMEGSA; le pagamos cerca de GTQ 660M impuestos y más de GTQ 70M en dividendos el año pasado. Nuestro índice de recuperación de pagos es de 20–21 días; el Estado paga en 13–14 días.

Atendemos 46 municipalidades. Guatemala aporta cerca del 60 % de los recursos internacionales del grupo y alrededor del 11 % de los resultados totales de EPM.

¿Cómo avanza el plan de expansión de TRELEC considerando la creciente demanda eléctrica?

—Tenemos 60 proyectos autorizados y cerca de la mitad ejecutados. Este año entrarán en operación alrededor de 15. Las inversiones en transmisión requieren anticipación: algunos equipos tardan hasta dos años en fabricarse.

La demanda del país crece cerca del 6 % y en nuestra área alrededor del 3 %. El desarrollo industrial y urbano aumenta la necesidad de expandir la red de distribución. Pero si no hay capacidad en subestaciones, no puede atenderse la nueva demanda, por lo que debe ampliarse también la transmisión.

Antes se planificaba a 10 o 15 años; hoy cinco años ya es largo plazo. Guatemala tiene ventajas estratégicas —ubicación, acceso a dos océanos, cercanía con mercados clave— que favorecen la llegada de inversión. Todo ello requiere electricidad.

¿Cómo ve el panorama de la PEG-5?

—Las distribuidoras debemos contratar el 100 % de la energía y potencia mediante subastas. La PET-1 permitió hace más de una década una reducción tarifaria cercana al 30 %, lo que reflejó el éxito del mecanismo.

En los dos últimos años no hemos logrado contratar el 100 % de la energía por falta de oferta, no por falta de energía. Estamos viendo que la oferta y la demanda se están ajustando y hoy no hay los excedentes de oferta que tuvimos hace algunos años.

La PEG-5 es clave: busca cerca de 1400 MW para iniciar suministro en 2030 durante 15 años. Se han vendido más de 25 bases y se han hecho rondas de promoción en varios países. La subasta recibirá ofertas técnicas en febrero y se realizará en abril. Además, recientemente tuvimos el cierre de uno de los bloques de la licitación de corto plazo este año.

¿Cómo evalúa el impacto de PET-3 y retos actuales en la transmisión eléctrica del país?

—Los proyectos deben ejecutarse. El ministro ha señalado acciones desde el gobierno. La generación necesita conectarse a transmisión y distribución. Guatemala debe acelerar el desarrollo de proyectos de transmisión.

Además de las PET, existen acuerdos entre partes e iniciativas propias de cara a ejecutar los proyectos que estaban contenidos en la PET-3. Los últimos proyectos aprobados para TRELEC se gestionaron así porque la demanda lo exige.

La infraestructura debe crecer de forma coordinada: conectar lo adjudicado en PET-4 con lo que vendrá en PEG-5. Se requiere la participación del Estado y del sector privado. De lo contrario, podríamos tener generación sin forma de inyectarla a la red, que permite ejecutar los proyectos por parte de los interesados, y estos son mecanismos que pueden utilizarse en el marco de la regulación existente.

¿Los problemas de la PET-3 revelan una falla puntual o un síntoma de un entorno más amplio?

—No es falta de inversión. Nuestro plan de expansión es de USD 500M y hay otros inversionistas relevantes. Es un desafío puntual en transmisión, aunque puede afectar generación. Los proyectos tienen trazados largos y requieren licencias, permisos, servidumbres y trabajo comunitario.

En TRELEC tenemos un tramo suspendido desde hace más de cinco años. Son solo dos kilómetros entre Río Grande y Camotán, pero la comunidad no acepta el proyecto pese a contar con permisos. Ese tramo permitiría electrificación rural en toda la zona. El acompañamiento del gobierno sería determinante para destrabarlo. Son los riesgos que debe gestionar el inversionista, pero donde la participación y acompañamiento del Estado permite garantizar la ejecución y mitigar parte de los riesgos.

Puede ver la entrevista completa en este enlace.