Guatemala enfrenta en 2026 un aumento de 8.6% en la demanda de electricidad durante el período de mayor consumo respecto de 2025, una presión que coincidió con la sequía regional, redujo la disponibilidad de agua para generación y elevó los costos del sistema.
El Ministerio de Energía y Minas (MEM) confirmó que el cambio reconfiguró la matriz eléctrica hacia tecnologías térmicas y encareció las operaciones del mercado mayorista.
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La generación hidroeléctrica cayó 25.5% en agosto frente al mismo mes del año anterior, mientras el sistema debió atender una demanda máxima 10.92% superior.
El precio spot promedio pasó de USD 89.92 por megavatio hora en agosto de 2025 a USD 167.46 en agosto de 2026, un alza de 86.2%, de acuerdo con el Administrador del Mercado Mayorista (AMM).
La presión no se distribuye de manera uniforme a lo largo del día. El 18 de septiembre, a las 11:00, la energía solar aportaba 465 megavatios, equivalentes al 23% de la demanda, pero a las 19:00 su contribución se reducía a cero, justo en el horario de mayor consumo nacional.
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A esa hora, la demanda alcanzó 2,301 MW, frente a los 2,047 MW registrados ocho horas antes. La diferencia debió ser cubierta por generación a vapor, recursos hidroeléctricos y combustibles, con una participación menor del viento y de las importaciones.
El vacío solar durante las horas de mayor consumo
Los mayores niveles de consumo se concentraron entre las 18:00 y las 21:00. Durante esa franja, la generación solar no aportó electricidad al sistema, mientras el consumo acumulado semanal de 2026 se mantuvo por encima del registrado en 2025 en casi todas las horas del día, según la información difundida por el ministerio.
La comparación del promedio de generación durante 24 horas mostró el cambio más profundo: las turbinas de vapor produjeron 842 MW el 18 de septiembre, el 44% de la electricidad del sistema. Un año antes representaban 23.5%, por lo que su participación aumentó 110%.
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La generación hidroeléctrica, en cambio, descendió a 425 MW, equivalentes al 22.2% del total, cuando en la misma fecha de 2025 aportaba 62%. La reducción fue de 628 MW en el promedio diario, una caída de 60%.
Los motores reciprocantes generaron 181 MW, el 9,5% de la matriz, aunque elevaron su producción a 319 MW a las 21:00, durante la hora punta. La interconexión con otros sistemas sumó 231 MW, el 12,1%, mientras la producción solar promedió 133 MW diarios.
Las turbinas de gas funcionaron únicamente entre las 15:00 y las 21:00, con 61 MW. Su operación se concentró en el respaldo de la demanda máxima, cuando otras fuentes no alcanzaban para sustituir la caída de la energía solar y el menor aporte hídrico.
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La demanda promedio de punta subió 12% en un año: pasó de 2.084 MW en 2025 a 2.301 MW en 2026. El MEM resumió el cambio en su boletín: “No la estamos cubriendo con agua. La estamos cubriendo con fuego”.
El ministro de Energía y Minas, Erwin Barrios, atribuyó la disminución renovable al fenómeno de El Niño, que afecta las lluvias y los caudales de Centroamérica. “Está impactando la generación renovable”, afirmó el funcionario.
Barrios sostuvo que más de 50% de la generación depende ahora de fuentes no renovables, aunque consideró que el sistema puede responder a las restricciones. “La matriz es resiliente y aunque la hidro se ha visto disminuida, otras tecnologías entran en horas críticas y así se garantiza el suministro”, señaló.
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Chixoy, el embalse que refleja la sequía
El embalse de la hidroeléctrica Chixoy, administrada por el Instituto Nacional de Electrificación (Inde), se ubicó el 9 de septiembre en 776,05 metros sobre el nivel del mar. En la misma fecha de 2025, el nivel era de 779,64 metros, una diferencia negativa de 3,59 metros.
El Inde calculó que la generación hidroeléctrica se redujo 20% frente a lo previsto para 2026 y cerca de 15% respecto de un año con un invierno normal. Esa menor disponibilidad obligó al sistema a recurrir a centrales de mayor costo variable.
La energía hidroeléctrica suele ser la alternativa más barata disponible. Cuando su aporte resulta insuficiente, ingresan plantas que utilizan combustibles más caros, entre ellas las que funcionan con búnker, cuya generación aumentó 151,6% en agosto, además de centrales de carbón, parques solares y eólicos.
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Ante el riesgo de un escenario crítico, Barrios indicó que el ministerio estudia declarar un estado de emergencia para el Sistema Nacional Interconectado (SNI). La medida permitiría utilizar todos los recursos disponibles con mayor eficiencia, acelerar el ingreso de generadores adicionales y reconocer sus costos.
No se emitió ninguna orden de racionamiento. Barrios presentó la eventual emergencia como una herramienta para evitar interrupciones del suministro, no como un mecanismo para imponerlas.
El mayor precio spot no impactará de la misma manera en todos los consumidores. Las empresas que compran electricidad directamente en el Mercado Mayorista sin contratos de largo plazo son las más expuestas, entre ellas industrias manufactureras, agroexportadoras, operaciones de refrigeración, hoteles y centros comerciales.
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