La variabilidad climática disminuye la producción hidroeléctrica en el país, impulsando los costos en el mercado mayorista e intensificando la necesidad de diversificar la matriz de generación.
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La intensificación de condiciones secas asociadas a patrones climáticos anómalos reduce sensiblemente el caudal de las cuencas hidrográficas de Guatemala, lo cual limita de forma directa el aporte de las centrales hidroeléctricas a la matriz energética nacional.
Derivado de este fenómeno, la disminución en los cauces altera el perfil habitual de la oferta eléctrica guatemalteca, la cual ha dependido históricamente del recurso hídrico para abastecer la demanda productiva y residencial durante la época pluvial.
A esta compleja coyuntura ambiental se suma que, según datos oficiales del Administrador del Mercado Mayorista (AMM) analizados por la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER), el precio spot o mercado de oportunidad pasó de un promedio de US$84.45 por megavatio-hora (MWh) en julio de 2025 a US$133.97 por MWh en julio de 2026.
En términos financieros, este ajuste representa un incremento neto de US$49.52 por cada MWh, lo que equivale a un alza interanual del 58.6% en el costo de la electricidad para entrega inmediata.
El Niño y la variabilidad climática
De acuerdo con el marco regulatorio del sector eléctrico, el precio spot se determina hora por hora en función de la oferta y la demanda, basándose estrictamente en el costo variable de la planta generadora más cara que se necesita encender en cada momento para cubrir el consumo del país.
Bajo esta lógica operativa, el comportamiento financiero de 2026 rompió la estabilidad del año previo —cuando en junio de 2025 el costo se ubicaba en US$79.60 por MWh—, registrando en abril un promedio de US$102.41 por MWh, disparándose en mayo a US$161.83 por MWh, situándose en junio en US$122.67 por MWh y alcanzando en julio un techo máximo mensual que tocó los US$257.23 por MWh.
Desde la perspectiva científica, Paris Rivera, investigador en Clima e Hidrología del Centro de Estudios Ambientales y Biodiversidad (CEAB) de la Universidad del Valle de Guatemala (UVG), detalló que la eventual formación del fenómeno de El Niño consiste en un calentamiento anómalo de las aguas en el Océano Pacífico ecuatorial que altera la circulación atmosférica global.
"Esta alteración en las dinámicas atmosféricas provocada por la presencia de variaciones térmicas en el Océano Pacífico ha comenzado a reflejarse directamente en la estructura de costos y en la operatividad del sistema eléctrico nacional", explicó Rivera al evaluar la probabilidad de este evento y el comportamiento de los patrones de viento y precipitación.
Asimismo, el especialista del CEAB agregó que este escenario genera una inhibición de lluvias, canículas prolongadas e incrementos en la temperatura ambiental, registrando actualmente una categoría moderada con probabilidades de consolidarse en los últimos meses del año.
Como consecuencia de esta tendencia preventiva, los modelos proyectados por Rivera anticipan un impacto diferido en la recarga de los embalses, reduciendo la disponibilidad de agua para el inicio de los próximos ciclos operacionales.
Plantas térmicas encarecen el mercado
Respecto a la causa del encarecimiento en el mercado mayorista, Rafael Larios, coordinador Técnico Regulatorio de la AGER, afirmó que el incremento responde al cambio en la composición tecnológica utilizada para cubrir la demanda entre abril y julio de 2026, periodo en el que las plantas térmicas determinaron el precio de oportunidad.
"Con los embalses bajos y la regulación hidro limitada, el sistema tuvo que recurrir a generación con diésel y búnker, que es mucho más cara", declaró Larios al explicar la dinámica del mercado.
Sobre esta base regulatoria, el representante de la AGER precisó que cuando la última planta requerida para satisfacer el consumo nacional es de tecnología térmica, la normativa exige que todo el mercado de oportunidad liquide sus transacciones a ese precio marginal.
Por consiguiente, esta presión financiera afecta de forma inmediata a sectores industriales, centros comerciales, empresas agroexportadoras y hoteles que compran electricidad en el mercado spot sin contratos a precio fijo, asumiendo hoy un costo adicional de US$49.52 por MWh frente a 2025.
Impacto en tarifas y red eléctrica
En el ámbito del mercado regulado, Astrid Perdomo, directora ejecutiva de la AGER, sostuvo que la menor disponibilidad de caudales ha elevado los costos de oportunidad de forma notable, aunque aclaró que la planificación estacional coordinada entre el Ministerio de Energía y Minas (MEM) y el AMM descarta riesgos de desabastecimiento o cortes del servicio.
"Hemos visto ya el precio de oportunidad de la energía que ha crecido de una manera increíble en este último mes; las proyecciones son que si no tenemos más lluvias, los precios de la energía van a incrementarse para los usuarios finales", puntualizó Perdomo al enfatizar la urgencia de aprovechar la riqueza en recursos renovables de la nación.
Por su parte, Luis Valdez, jefe del Centro de Operaciones e Información de la Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. (EEGSA), explicó que las distribuidoras mantienen coberturas de potencia aseguradas en sus contratos de generación de largo plazo, si bien adquieren una fracción de su energía en el mercado spot.
"Por el momento los precios siguen estables, según los términos fijados en los contratos; estaremos atentos a la revisión trimestral que hace la Comisión Nacional de Energía Eléctrica", afirmó Valdez respecto al eventual traslado de costos hacia las tarifas residenciales y comerciales.
Paralelamente a los costos de generación, Valdez subrayó que las altas temperaturas ambientales someten a la infraestructura aérea de distribución a un estrés térmico constante debido al incremento en el uso de sistemas de aire acondicionado y ventilación.
"La resiliencia realmente es no evitar que ocurra una falla, sino recuperarme rápido de la mejor forma cuando ocurre esa falla", agregó el representante de EEGSA al describir la implementación de esquemas automatizados de reconfiguración y monitoreo de transformadores para garantizar la continuidad del suministro.
Urgencia de diversificación renovable
Frente a este escenario de alta volatilidad en los insumos importados, la AGER planteó la urgencia de profundizar la diversificación de la matriz energética nacional mediante el desarrollo de tecnologías renovables no dependientes del clima estacional.
De acuerdo con los balances de la gremial, Guatemala cuenta con un potencial fotovoltaico superior a los 7,000 MW y un potencial geotérmico estimado en 1,000 MW —del cual solo se explotan 36 MW—, recursos firmes que permitirían blindar al país frente a las oscilaciones de los combustibles fósiles y la variabilidad climática.
Mapa de potencial de generación eléctrica por tecnología en Guatemala:
• Energía Hidráulica: 5,000 MW de potencial total | 1,531 MW en uso | 103 plantas
• Energía Solar: 7,000 MW de potencial total | 1,920 MW en uso | 143 plantas
• Energía Eólica: 700 MW de potencial total | 167 MW en uso | 4 plantas
• Energía Geotérmica: 1,000 MW de potencial total | 36 MW en uso | 2 plantas
Generación por tipo de combustible:
• Agua: 41%
• Carbón Mineral: 20%
• Biomasa: 13%
• Coque de Petróleo: 12%
• Búnker: 5%
• Sol: 4%
• Viento: 3%
• Calor de la tierra (Geotermia): 2%
• Gas Natural: 1%
