Menor cantidad de lluvia y combustibles caros elevan el costo de generación de energía

Los datos del Administrador del Mercado Mayorista (AMM) reflejan, por ejemplo, que en julio del 2026 se registró una generación de energía eléctrica de 1 mil 352.05 gigavatios hora (GWh), un crecimiento interanual de 24.3% (264.38 GWh), respecto de los 1 mil 087.67 GWh registrados en el mismo mes del 2025.

Aunque las hidroeléctricas representaron en julio de este año el principal aporte, con 32.6% del total generado, la generación disminuyó en comparación con julio del 2025, según la información del AMM.

La Asociación de Generadores con Energía Renovable (Ager) atribuye esa baja al déficit de lluvia que se ha experimentado durante el actual invierno, derivado de las condiciones climáticas que se registran en Guatemala. Esa disminución se ha tenido que compensar con mayor generación a base de carbón, búnker y otros combustibles.

El AMM reporta que la generación hidroeléctrica fue de 440.93 GWh en julio, con una disminución interanual de 8.2% (39.26 GWh). También bajó la generación a base de vapor, así como la de biogás y biomasa.

El país ha experimentado una canícula prolongada que ha abarcado julio y agosto. El comportamiento de la generación durante este último mes muestra tendencias similares.

Para cubrir la demanda se ha convocado generación con otros combustibles, como el carbón, que en julio del 2026 llegó a generar 424.78 GWh, lo que representa un crecimiento interanual de 70.4%, equivalente a un aumento de 175.56 GWh. Mientras tanto, el búnker creció 75.5%, con una generación de 87.53 GWh, y el carbón/petcoke aportó 4.6% más, al alcanzar 200.53 GWh.

Según el reporte del AMM, en julio las tecnologías renovables que esa entidad denomina no convencionales también registraron variaciones. La generación solar produjo 114.56 GWh, con un crecimiento interanual de 160.3%; la eólica alcanzó 44.92 GWh y creció 17.6%, mientras que el biogás registró 1.20 GWh, con una reducción interanual de 38.1% (0.74 GWh).

Según datos citados por Ager, de enero a junio del 2026 el aporte de la generación renovable al sistema eléctrico fue de 61%, mientras que el de las fuentes no renovables representó 39%. Sin embargo, en julio cambió la tendencia: las renovables aportaron 46% y las no renovables, 54%.

Incrementan precios de generación

Solo en julio del 2026 el precio spot promedio —del mercado para compraventa de energía sin contrato— se situó en US$134.32 por megavatio hora (MWh), un incremento de US$49.69, equivalente a 58.7% más que en el mismo mes del 2025, según datos del AMM reflejados en la tabla de precios promedio por mes correspondiente a cada año.

El precio spot máximo llegó a US$257.23 por MWh, una variación interanual de 44%, mientras que el mínimo se ubicó en US$70.46 por MWh, lo que representa un incremento de 450% respecto de los US$12.81 registrados en julio del 2025.

Crece la demanda

La demanda máxima de potencia en julio del 2026 llegó a 2 mil 354.12 megavatios, lo que representa un crecimiento interanual de 11.76%.

En tanto, el consumo en ese mes alcanzó 1 mil 363.32 GWh, un crecimiento interanual de 13.6%. Este incluyó tres tipos de consumidores: los distribuidores —que atienden a sus usuarios— consumieron 904.46 GWh (10.3% más); los comercializadores, que representan a los Grandes Usuarios (grandes industrias y comercios), consumieron 395.16 GWh, con un crecimiento interanual de 4.6%; y los Grandes Usuarios que participan directamente en el mercado —también grandes industrias y negocios— demandaron en julio 63.70 GWh. En este caso, el crecimiento interanual fue de 2,032.0%, aunque su participación en el consumo fue de 4.7%.

Según información que recientemente han dado a conocer el AMM y la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), la demanda y el consumo han aumentado no solo por el crecimiento de la economía, sino también por las olas de calor que han afectado al país, lo que ha incrementado el uso de aire acondicionado y equipos de enfriamiento. Además, se han conectado más usuarios del área rural, en comunidades que antes no contaban con ese servicio.

Día crítico eleva las alarmas

Rafael Larios, coordinador técnico regulatorio, y Astrid Perdomo, directora ejecutiva, ambos de Ager, mencionaron que, además de convocar mayor generación con carbón y búnker, el sistema eléctrico experimentó un día crítico el 20 de agosto, ya que una falla en una planta obligó a recurrir a más generación con esos combustibles y provocó fuertes alzas en el precio spot.

Perdomo indicó que hubo una falla en la generadora de carbón San José, con capacidad de 120 megavatios, que dejó de despachar energía. El precio spot máximo llegó a US$440 por MWh, el mínimo se ubicó en US$100 por MWh, cuando regularmente ronda los US$40 por MWh. Finalmente, el precio promedio cerró en US$350 por MWh, agregó la ejecutiva.

Añadió que se tomaron las acciones necesarias para garantizar el suministro de energía y atender la contingencia, con el propósito de que el precio regresara a niveles razonables, como se ha observado durante estos dos últimos meses.

Los más afectados por estas alzas pueden ser las industrias o grandes usuarios que no cuentan con contratos y adquieren energía en el mercado de oportunidad.

Perdomo explicó que el déficit en la generación hidroeléctrica es consecuencia del fenómeno de El Niño, y que para muchas hidroeléctricas esto ha representado un reto, debido a que deben cumplir contratos de largo plazo independientemente de la disponibilidad del recurso hídrico.

Añadió que, debido a esa situación, el mercado guatemalteco se preparó con anticipación mediante la planificación de largo plazo que realiza el mercado mayorista, con el fin de suplir la reducción de la generación hidroeléctrica con otras tecnologías. Por ello, durante los dos últimos meses se ha convocado a más plantas térmicas de carbón y otros combustibles fósiles para cubrir la demanda de electricidad.

Estos factores han encendido las alertas y evidencian que el país debe estar preparado con reservas, mayor capacidad de generación y un sistema de transmisión de electricidad adecuado, afirmó Perdomo. Recordó que Ager ha solicitado certeza jurídica para que los proyectos energéticos, especialmente los de transmisión, puedan continuar su expansión.

Por aparte, un ejecutivo de la Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. (Eegsa) indicó que no considera que la situación afecte a la distribuidora, debido a que el Valor Agregado de Distribución (VAD) se fija cada cinco años. Tampoco prevé un impacto para el usuario regulado, ya que, aunque las tarifas tienen ajustes trimestrales, la distribuidora cuenta con contratos de largo plazo.

Conocedores del sector eléctrico han explicado en otras ocasiones que las distribuidoras cuentan con contratos de largo plazo, pero estos incluyen los denominados contratos de oportunidad, que les permiten comprar energía al precio spot cuando este es inferior al pactado en el contrato. Cuando el precio spot supera ese valor, se pierde la posibilidad de adquirir energía a un menor costo.

Escenario

París Rivera, investigador de la Universidad del Valle de Guatemala (UVG), explicó que, como consecuencia del fenómeno de El Niño, que según los estándares internacionales se encuentra en una fase moderada, existe un déficit de lluvia de entre 10% y 30% respecto del comportamiento normal. Indicó que esa condición se mantendrá durante los próximos meses y que los pronósticos apuntan a que alcanzará su máxima intensidad en diciembre, para luego comenzar a disminuir.

No obstante, aclaró que “eso no quiere decir que los efectos terminen para Guatemala, sino que podrían extenderse hasta el próximo año”. Incluso, agregó que las condiciones del fenómeno de El Niño podrían afectar el inicio de la temporada de lluvias de mayo del 2027 y provocar nuevamente un período deficitario.