El 2025 se apaga, la energía no

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Energía en pausa. Petén enfrenta una crisis eléctrica estructural: su red está diseñada para otra época y la demanda crece por encima del promedio nacional. La solución técnica ya existe, pero… sí, hay un “pero”.

La solar como ancla. Chile ofrece una hoja de ruta clara para acelerar la transición energética: metas explícitas, reglas estables y tecnologías competitivas. La lección es directa: sin marco regulatorio y planificación, incluso la energía más barata se desperdicia.

Una región, tres velocidades. El “Panorama Energético de América Latina y el Caribe de 2025” confirma que la transición no avanza de forma homogénea. Guatemala, Centroamérica y el Caribe enfrentan el mismo desafío climático desde estructuras energéticas muy distintas.

Esta es la última edición de República Energía. Gracias por acompañarnos en un año marcado por tensiones, decisiones postergadas y señales claras de hacia dónde se mueve la agenda energética nacional.

Les deseamos felices fiestas y un año nuevo con energía más confiable, sostenible y bien gestionada.

Petén enfrenta una crisis eléctrica estructural que limita su desarrollo económico y deteriora la calidad de vida. Aunque el Estado ya definió una solución técnica de largo plazo, su ejecución tomará tiempo. La promesa es clara: salir del apagón. La espera, no tanto.

Qué destacar. Petén opera hoy con una infraestructura eléctrica diseñada para otra época. La demanda creció más rápido que la red, generando un cuello de botella que afecta hogares, comercios y empresas. Su caso expone los límites de una tardía planificación energética.

• La línea de transmisión actual es de 69 kV, insuficiente para cubrir una demanda cercana a 60 MW, cuando hace dos décadas la región requería apenas 4 MW, según datos del sector eléctrico.

• El consumo crece a un ritmo promedio del 14 % anual, casi tres veces más que el promedio nacional, presionando un sistema que ya opera al límite y sin márgenes de respaldo.

• Los apagones frecuentes y los daños a equipos eléctricos se volvieron parte del día a día, afectando productividad, inversión privada y calidad de vida en el departamento más extenso del país.

Datos clave. La solución técnica ya fue autorizada, pero su ejecución evidencia los retos operativos y de gobernanza que acompañan los grandes proyectos de infraestructura en Guatemala, especialmente en territorios alejados del centro del país.

• El INDE construirá una nueva línea de transmisión de 230 kV, autorizada por la CNEE mediante la resolución CNEE-363-2025, bajo la modalidad de Iniciativa Propia y con ejecución prevista a tres años.

• El proyecto implica negociar derechos de paso con más de 300 propietarios, un factor crítico que suele retrasar obras estratégicas y poner a prueba la seguridad jurídica y la coordinación institucional.

• La línea tendrá unos 200 km, requerirá ampliar la subestación Modesto Méndez y contará con apoyo de TRECSA para reconfigurar infraestructura y cumplir condiciones técnicas y ambientales.

Entre líneas. El giro en la ejecución del proyecto revela tensiones entre capacidad financiera, prioridades políticas y realismo técnico. Lo que se anunció como urgente terminó reconfigurándose por limitaciones presupuestarias y operativas.

• En octubre de 2024, el MEM planteó licitar la obra por unos GTQ 800M, alegando falta de recursos del INDE y explorando la participación de empresas internacionales especializadas.

• “No es un proyecto fácil por la distancia”, advirtió entonces Víctor Hugo Ventura, exministro de Energía y Minas, anticipando los desafíos logísticos que hoy siguen vigentes.

• La licitación nunca se concretó y el proyecto pasó al INDE y su empresa ETCEE, una decisión que reduce incertidumbre, pero traslada el riesgo de ejecución al sector público.

En conclusión. La nueva línea de transmisión es necesaria, pero no inmediata. Petén saldrá del apagón, aunque el costo de la espera será alto si no se cumplen plazos y controles técnicos con rigor institucional.

• El INDE prevé inversiones por GTQ 27 000M entre 2026 y 2035, incluyendo medidas paliativas como bancos de capacitores por GTQ 40M para estabilizar el sistema actual.

• La presión demográfica, el turismo y la expansión inmobiliaria exigen energía confiable para proteger inversión, propiedad privada y actividad productiva en la región.

• Si el cronograma se cumple, Petén contará en 2028 con una red moderna, capaz de sostener crecimiento económico y reducir pérdidas que hoy pagan hogares y empresas.

Por: Luis Enrique González

Marcela Puntí, directora de Asuntos Corporativos de ACESOL, compartió en Guatemala la experiencia chilena en transición energética, sustentada en la expansión de la energía solar y eólica como las fuentes más competitivas y abundantes del sistema.

En entrevista con República, la directiva detalla cómo Chile apunta a alcanzar un 70 % de generación renovable en 2025, respaldando la seguridad del suministro con baterías de litio que ya suman 5 000 MW. Al mismo tiempo, reconoce desafíos clave: saturación de redes, tarifas elevadas heredadas de contratos antiguos y el desarrollo del hidrógeno verde como nueva frontera energética.

¿Cómo se inicia el proceso para invertir esa proporción hacia energías renovables?

—Nos trazamos una meta clara: llegar al 70 % de renovables en 2025. El 30 % restante corresponde a tecnologías no renovables. Esa señal de país atrae inversión y ordena decisiones públicas y privadas.

¿Cómo se compone ese 70 %? ¿Qué está impulsando la inversión?

—La base son la solar y la eólica. Están llegando millones en inversión porque hay fondos internacionales buscando proyectos renovables que eviten el cambio climático, en línea con la COP y el Acuerdo de París.

¿Qué metas energéticas se propuso Chile y qué rol juega el marco regulatorio?

—Como país nos comprometimos a cerrar todas las centrales a carbón para 2045. Y esto solo es posible con un marco regulatorio sólido: la industria eléctrica es 100 % regulada, así que sin leyes y normas claras no se avanza rápido.

¿Existen proyectos fuera de red y por qué siguen siendo necesarios marcos legales?

—Sí, se pueden hacer proyectos fuera de red. Pero igual se necesitan leyes y normas para habilitar procesos como licitaciones, contratos y estándares técnicos. El marco regulatorio es la base.

¿Por qué las renovables no pueden competir sin licitaciones por bloques horarios?

—Sin licitaciones por bloques horarios, las renovables no pueden competir en igualdad de condiciones. Lo primero que hizo Chile fue definir esos bloques y ajustar todo el marco para que participaran.

¿Qué significan los bloques horarios?

—Son franjas de tiempo específicas: por ejemplo, de 6 a 11 de la mañana, o de 11 a 14 horas. Las empresas compiten por abastecer cada bloque. Eso permite precios más bajos en los horarios diurnos donde la solar y la eólica son fuertes.

En la noche, postulan tecnologías como térmicas o hidro, que son más caras. En Chile, el Coordinador Eléctrico Nacional administra quién inyecta cada hora para cumplir licitaciones y contratos.

¿Por qué siguen siendo altas las tarifas para clientes regulados?

—Porque arrastran contratos antiguos de hace 10 o 14 años con fuentes fósiles. En cambio, las empresas que son clientes libres ya pueden contratar energía renovable a precios muy bajos.

¿Cómo funciona el autoconsumo y la inyección de excedentes?

—Si instala paneles solares, se puede bajar la cuenta incluso hasta cero si dimensionas bien. Lo que no se consume se inyecta a la red de distribución y luego se usa más tarde. Para eso se necesitan leyes precisas.

Desde ASESOL podemos aportar experiencia sobre las normas y regulaciones que habilitaron estos avances.

¿Cómo se compone actualmente el 70 % renovable en Chile?

—La base es solar y eólica. Tenemos alrededor de 8 GW eólicos. En proporciones aproximadas, del 70 % renovable, un 40 % es solar y un 30 % es eólico. El resto es hidro y otras fuentes.

¿Por qué la hidroelectricidad ha perdido peso en Chile?

—Porque llevamos décadas de sequía y muchas represas son muy invasivas ambientalmente; hubo oposición de comunidades. Por eso se prefieren soluciones menos invasivas como la solar y la eólica.

¿Por qué la energía solar se desarrolla con mayor rapidez?

—Hoy es la más económica del mundo y se instala rápido.

¿Cómo aborda Chile la seguridad energética mediante almacenamiento?

—Para asegurar energía 24/7, tenemos baterías que suman cerca de 5000 MW. El almacenamiento se usa en generación, transmisión y distribución.

¿Qué ventajas territoriales ofrece la energía solar frente a otras fuentes?

—La solar se puede instalar a gran escala y también cerca de los consumidores: en montañas, sobre tranques de agua con plantas flotantes, e inyectar a la red de distribución, evitando costos de transmisión.

¿Qué problemas surgieron por el crecimiento acelerado sin infraestructura suficiente?

—Construimos tantos parques solares en el norte que hoy hay mucho vertimiento porque la transmisión se satura. Levantar nuevas líneas toma tiempo y es muy costoso; muchas estarán recién hacia 2030.

¿Considera que la ausencia de fósiles facilitó acelerar la transición energética?

—Sí: no tenemos petróleo, carbón ni gas, y eso nos impulsó a avanzar rápido. Al privilegiar la solar, a veces se desplaza la hidroelectricidad que ya existe. Eso trae tensiones que hay que gestionar.

¿Esta política energética corresponde a una política de Estado?

—Totalmente. Lo mejor es que ha sido transversal: gobiernos de derecha e izquierda la han apoyado.

¿Cómo funciona el almacenamiento ante saturación de la transmisión?

—El vertimiento ocurre cuando la solar no puede inyectar por saturación de las líneas. En ese caso guardas la energía en baterías y la inyectas en otro horario.

¿Cómo evalúa el uso del gas en la transición energética guatemalteca?

—En Guatemala, el gas se menciona como parte de la transición. En Chile dejamos ese punto atrás y preferimos acelerar las renovables y el almacenamiento.

¿Qué rol ha jugado el desarrollo de capital humano local?

—Al principio había muchos profesionales extranjeros, sobre todo españoles. Ya aprendimos y hoy el recurso humano es mayoritariamente local.

La transición energética en Latinoamérica y el Caribe avanza, pero no al mismo ritmo ni desde las mismas bases. Mientras algunos países limpian su generación eléctrica, otros siguen atados a consumos tradicionales y combustibles importados. El contraste revela que la brecha no es tecnológica, sino estructural.

Por qué importa. El cambio paulatino del sistema energético no se mide solo por cuánta energía renovable se genera, sino por cómo se organiza todo el sistema. El informe Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2025 de la OLACDE muestra que Guatemala, Centroamérica y el Caribe enfrentan el mismo desafío climático desde estructuras energéticas profundamente distintas.

• Guatemala combina una matriz eléctrica mayoritariamente renovable con un consumo final dominado por biomasa y derivados del petróleo importados, generando una transición fragmentada entre generación y uso final.

• Centroamérica avanza hacia una transición basada en electrificación y eficiencia, con capacidad de desacoplar crecimiento económico y mayor consumo energético.

• El Caribe prioriza seguridad energética, avanzando desde una alta dependencia fósil hacia un cambio gradual y pragmático.

Ecos regionales. Más que una diferencia de ambición, el informe expone una diferencia de punto de partida. Cada subregión enfrenta restricciones estructurales que condicionan la velocidad y la forma de su transición energética.

• Guatemala arrastra una herencia de consumo energético tradicional, especialmente en hogares. Esto limita el impacto inmediato de una matriz eléctrica más limpia.

• La región muestra una transición más sistémica, donde la electrificación del consumo final redefine el rol de la electricidad en la economía.

• Mientras que el Caribe enfrenta el desafío de transformar su matriz sin comprometer la estabilidad del suministro, lo que explica una transición más dependiente de combustibles puente.

Datos clave. Las cifras aterrizan estas diferencias y explican por qué la transición no avanza de forma sincronizada en la región.

• En el país, la biomasa representa cerca del 85 % de la oferta de energía primaria, mientras el 53 % del consumo energético total proviene de leña y el 57 % del consumo final corresponde al sector residencial.

• “El principal desafío está en transformar los patrones de consumo final”, detalla el escrito referente al caso guatemalteco.

• El consumo final de energía crecería 75 % al 2050 para Centroamérica en un escenario tendencial. Mientras que el 86 % de la generación eléctrica caribeña actual es fósil. Aun en escenarios de transición, los combustibles fósiles conservan un 55 % de participación en 2050.

Balance. El informe no plantea una transición homogénea ni inmediata. Describe rutas diferenciadas, condicionadas por patrones de consumo, dependencia de importaciones y capacidad de electrificación.

• Guatemala enfrenta el reto de alinear su generación limpia con un consumo final todavía dominado por fuentes tradicionales e importadas.

• Centroamérica evidencia que es posible reducir consumo energético sin frenar crecimiento, cuando la transición se apoya en eficiencia y electrificación.

• El Caribe opta por una transición gradual, donde el gas natural funciona como respaldo mientras crecen la solar y la eólica.