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  • Estas son las zonas con potencial para explotación de energía geotérmica en El Salvador

    Estas son las zonas con potencial para explotación de energía geotérmica en El Salvador

    Aunque El Salvador es pionero en la explotación de la energía geotérmica, solo cuenta con dos centrales y un boca pozo pero, según LaGeo, existen al menos siete zonas con potencial para establecer nuevos proyectos en diferentes puntos del país.

    El presidente de LaGeo, Mynor Gil, explicó durante un evento la semana pasada que algunos de estos sitios ya están siendo intervenidos, como es el caso de San Vicente y próximamente Chinameca, en San Miguel.

    En la lista compartida por Gil durante su presentación, la zona este de Ahuachapán se caracteriza como uno de los principales lugares en donde se pueden desarrollar este tipo de proyectos.

    En este departamento, LaGeo instaló la primera planta geotérmica de El Salvador hace 50 años, con una capacidad inicial de 30 megavatios (MW) que en la actualidad inyectan 95 MW a la red.

    En la lista también se encuentra el cerro Cuyanausul, en el departamento de Ahuachapán, así como la zona de Coatepeque, en Santa Ana, y San Vicente.

    LaGeo define como sitio potencial San Rafael Obrajuelo, así como Chinameca y Conchagua.

    “Nuestro país cuenta con recursos, hay lugares donde estamos creciendo y bendito sea Dios es lo que nos ha permitido ir creciendo en nuestra capacidad de generación”, indicó Gil.

    Magaly Flores, de la Asociación Geotérmica Mexicana, aseguró durante el evento que la energía geotérmica es base del resto de fuentes energéticas porque funciona las 24 horas del día, con “altos factores de capacidad”.

    Este tipo de recursos, indicó Flores, se encuentran generalmente en la parte del cinturón de fuego del océano Pacífico, en donde se da un choque de placas tectónicas y se genera un calor que emerge a la superficie, un punto donde las tecnologías actuales aún no pueden llegar con la perforación tradicional.

    Antecedente

    En su presentación, LaGeo reveló que el reconocimiento de posibles lugares no es algo nuevo, desde las décadas de 1960 y 1970, cuando el país daba sus primeros pasos en intentos por incursionar en la geotermia, se realizó un reconocimiento de 18 áreas definidas.

    De estas se realizaron estudios superficiales detallados en Ahuachapán, Berlín, Chipilapa, Parras Lempa y Santa Rosa de Lima.

    Posteriormente, con los resultados de la perforación del pozo AH-1 se decidió iniciar con el desarrollo geotérmico de la planta en Ahuachapán.

    En la actualidad, El Salvador cuenta con una capacidad instalada de 217 MW, de los cuales 95 MW son generados por Ahuachapán, 117 por la planta en Berlín y 5 MW por el boca pozo de San Vicente.

    Tatiana Orellana, del Sistema de la Integración Centroamericana (Sica), señaló que por ser parte del cinturón de fuego la región tiene un potencial de explotación que ronda entre los 3,000 MW y 5,000 MW geotérmicos.

    “Hemos empezado desde el 75 (1975) con proyectos de integración eléctrica y contamos con la experiencia de, además de El Salvador, Costa Rica, Nicaragua, Guatemala y en los últimos tiempos Honduras”, puntualizó Orellana.

    Solo en agosto, un 18.70 % de la energía demandada por los salvadoreños fue suplida con las plantas geotérmicas, según el último informe de la Unidad de Transacciones (UT). A detalle, de los 599.77 gigavatios hora (GWh), 118.97 GWh fueron inyectados por este tipo de fuente.

  • Energía hidroeléctrica suplió más de un 37 % de la demanda energética en agosto, su máxima participación en 2025

    Energía hidroeléctrica suplió más de un 37 % de la demanda energética en agosto, su máxima participación en 2025

    La energía hidroeléctrica suplió 37.57 % de la demanda de energía eléctrica en agosto pasado, su máxima participación mensual en la matriz energética durante 2025, según la Unidad de Transacciones (UT).

    El último informe de la institución revela que durante agosto de 2025 el mercado salvadoreño demandó 599.77 gigavatios hora (GWh), de los cuales 238.96 GWh fueron inyectados a través de las centrales hidroeléctricas que operan en El Salvador.

    Los documentos mensuales de la UT confirman que esta es la primera vez del año en el que la porción de demanda es surtida con un 37.57% de participación de las centrales hidroeléctricas.

    La energía hidroeléctrica generada en El Salvador ha incrementado conforme el invierno recrudece, sin embargo, las inyecciones de las plantas solo en agosto pasado fueron inferiores a los resultados de 2024.

    La UT plantea que este año se inyectaron 107.87 GWh menos en agosto, que los 346.83 GWh que se registraron en el mismo mes de 2024, marcando una baja de un 31.1 %.

    Niveles de embalse

    Según las estadísticas de la UT, los niveles de las cinco centrales reportaron una reducción entre un 0.3 % y un 2.3 % el 31 de agosto de 2025, en comparación con la misma fecha del año pasado.

    En la planta de Guajoyo, por ejemplo, se reportó una reducción de 2.77 metros sobre el nivel del mar (MSNM), al pasar de 427.77 MSNM el 31 de agosto de 2024, a rondar los 424.77 MSNM el último día del octavo mes de este año.

    Es día, Cerrón Grande tuvo 1.87 MSNM menos que en 2024, mientras que la 5 de Noviembre tuvo una caída de 0.67 MSNM, la 15 de septiembre reportó una baja de 1.13 MSNM y la 3 de Febrero 0.68 MSNM por debajo de los datos de hace un año.

    Resto de fuentes

    La UT señala que el gas natural licuado (GNL) tuvo una participación en la demanda de 29.75 %, luego de despachar 189.26 GWh, mientras que la geotermia alcanzó los 118.97 GWh y aportó un 18.70 % de las inyecciones.

    A la lista se añaden 53.30 GWh de energía solar, un 8.85 % del total, y 17.18 GWh de la térmica, que aportó el 2.70 % para saciar el total demandado, mientras que la eólica participó en saciar un 1.41 % de la demanda.

    La UT confirmó un incremento en la demanda de energía durante los primeros ocho meses de 2025 de un 0.7 %, al acumular 4,842 GWh que fueron requeridos en El Salvador.

    El costo promedio mensual de la energía en agosto rondó los $97.63 por megavatio hora (MWh), mientras que el 26 de agosto de 2025 se registró la máxima demanda de ese mes, al alcanzar los 1,177 MW a las 7:00 p.m.

  • LaGEO mantiene proyección de subir más de 100 megavatios a la capacidad geotérmica para 2030

    LaGEO mantiene proyección de subir más de 100 megavatios a la capacidad geotérmica para 2030

    LaGeo mantiene su proyección de subir en más de 100 megavatios (MW) la capacidad geotérmica instalada en los próximos cinco años en El Salvador.

    El presidente de la empresa estatal, Mynor Gil, aseguró que esta inyección estará ligada a la operación de los parques geotérmicos ubicados en Chinameca, departamento de San Miguel, y San Vicente.

    “Proyectos de Inversión en Chinameca y San Vicente, (son) 30 MW iniciales, con potencial de expansión a 130 para el 2030”, puntualizó Gil durante el primer congreso geotérmico de Latinoamérica.

    Durante el evento, realizado con el apoyo de diferentes gremiales, instituciones y empresas, Gil recordó que el país tiene una capacidad instalada de 217 MW en energía geotérmica, es decir que con las estimaciones este tipo de fuente sumaría 347 MW a nivel nacional.

    “Queremos ver cómo podemos ir con el paso de los años con una inversión que es exageradamente costosa pero es muy buena para el país, nosotros esperamos llegar a eso”, dijo Gil al referirse al mismo tema previo a su exposición en el congreso regional.

    LaGeo, subsidiaria de la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL), recordó que el proceso de explotación de recursos geotérmicos es “bastante complejo”, porque los recursos deben concentrarse en un lugar que genere energía y donde no “se vaya a secar el vapor”.

    La energía geotérmica es una de fuente energética renovable que utiliza el calor de la tierra para generar electricidad.

    Generalmente, la fuente de calor de los campos geotérmicos son depósitos de agua almacenados que, según LaGeo, son limitados por una capa sello, impermeable que conserva el calor y la presión.

    El Salvador dio sus primeros pasos en la geotermia en la década de 1960 en el departamento de Ahuachapán, pero fue hasta 1975 que inició operaciones con la inyección de 30 MW de su primera unidad.

    Actualmente el país cuenta con los campos geotérmicos Berlín, en Usulután, y Ahuachapán, al mismo tiempo que explora dos pozos más en Chinameca, San Miguel, y San Vicente.

    Inversión y ampliación

    LaGeo prevé invertir $33 millones en sus pozos, como parte de un convenio de préstamo que firmó con el Banco Mundial (BM).

    Según datos compartidos por la empresa estatal, actualmente la energía geotérmica suple entre un 20 % y un 23 % en la matriz energética nacional.

    La apuesta de la empresa estatal es incrementar su aporte a un 30 % de la matriz eléctrica, consolidando seguridad energética y transición hacia las energías renovables.

    El congreso geotérmico de Latinoamérica inició este 22 de septiembre en San Salvador. /Jaqueline Villeda
  • Planta geotérmica en San Vicente ya genera 5MW y la de Chinameca está en fase de perforación, dice LaGeo

    Planta geotérmica en San Vicente ya genera 5MW y la de Chinameca está en fase de perforación, dice LaGeo

    El presidente de LaGeo, Mynor Gil, confirmó que las plantas geotérmicas en Chinameca, en el departamento de San Miguel, y en San Vicente avanzan en su construcción, la primera en fase de perforación y la segunda ya inyecta energía a la red nacional.

    Gil recordó que ya se cuenta con los recursos aprobados para desarrollar la planta en Chinameca, con apoyo del Banco Mundial (BM), mientras que San Vicente ya realizó sus primeras inyecciones de 5 megavatios (MW).

    “Chinameca está a nivel de perforación con recursos aprobados, esperando iniciar con una inyección a través de boca pozo, San Vicente estamos con boca pozo inyectando MW a la red de distribución nacional”, indicó el funcionario.

    La geóloga y parte de LaGeo, Elizabeth Torio Henríquez, señaló que la planta de San Vicente inyecta energía a la red desde el 2023.

    Esta generación es parte de una fase piloto que se ejecuta para continuar con los trabajos y expansión de la obra.

    “Para hacer toda la exploración se desarrolló casi en cinco años, para tener una planta, no es solo el otro año. Es un proceso un poco más grande”, añadió Torio.

    La geóloga explicó que el primer paso es perforar un agujero, con un tiempo estimado, para formar el pozo, de tres a cuatro meses en la zona potencial. Sin embargo, esto no garantiza si el pozo será viable.

    La obra también incluye la perforación de pozos reinyectores en donde se coloca el agua que se separa del vapor.

    Consumo local

    LaGeo estima que la inyección de energía geotérmica en El Salvador ronda un 23 %, base para la matriz energética, al tener una generación las 24 horas del día, y destinada buena parte al consumo local.

    Gil catalogó a El Salvador como pionero en este tipo de inyecciones a nivel regional que, en la actualidad, empuja este tipo de energías renovables junto con Costa Rica en Centroamérica.

    La empresa estatal indicó que en la actualidad tiene una capacidad instalada de 217 MW, de los cuales 95 MW corresponden a la planta ubicada en Ahuachapán.

    Por su parte, el campo geotérmico de Berlín aporta 117 MW, de los cuales 7 MW fueron sumados este año con la inauguración de una nueva planta binaria, y el de San Vicente 5 MW.

    La Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL) aseguró el año pasado que El Salvador tenía un 11.5 % de la capacidad instalada para generar energía geotérmica en América Latina.

  • El poco personal técnico para el programa nuclear fue una de las dificultades de la Dirección de Energía en el último año

    El poco personal técnico para el programa nuclear fue una de las dificultades de la Dirección de Energía en el último año

    Poco personal técnico para la implementación del programa de energía nuclear fue una de las principales dificultades que enfrentó la Dirección General de Energía, Hidrocarburos y Minas (DGEHM) entre junio de 2024 y mayo de 2025, según la memoria de labores de la institución.

    El documento, al que Diario El Mundo tuvo acceso, señala que la institución gestionó esta dificultad a través de foros y participaciones en actividades referentes al programa nuclear.

    Entre las posibles soluciones plasmadas en la memoria de labores está la identificación de nuevo personal técnico.

    La Dirección de Energía define a la “Ley de energía nuclear” como una de las principales estrategias que impulsará las energías limpias en El Salvador.

    La normativa fue aprobada en octubre de 2024 por la Asamblea Legislativa y se fijó el 28 de octubre de 2025 con la fecha en la que entraría en vigencia.

    No obstante, este mes el órgano Legislativo decidió prorrogar para el 28 de junio de 2026 la entrada en vigor de la medida, a petición del Ejecutivo.

    En su argumento, el gobierno dijo que buscaban armonizar el marco normativo con los estándares internacionales para garantizar la correcta aplicación de la normativa.

    En torno a la medida, el gobierno ha firmado acuerdos nucleares de colaboración, al mismo tiempo que realiza talleres y foros para contribuir con la formación de la mano de obra calificada.

    En mayo de este año, la Comisión Ejecutiva del Río Lempa (CEL) anunció la primera Misión de Diseño de Sitios y Eventos Externos (SEED), conformada por expertos del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA).

    El Ejecutivo reveló en ese momento que se propuso ante la misión sitios en San Vicente y Chalatenango para la instalación de la primera planta nuclear.

     

    Formación y adopción

    Previo a la aprobación de la ley, el gobierno salvadoreño apostó a tener su primer reactor nuclear para el 2030, así como formar a más de 400 personas en el área nuclear en los próximos cinco años.

    “Para el año 2050 el Sistema Energético Nacional utilizará recursos energéticos más limpios y sostenibles como la energía nuclear y el hidrógeno verde, tecnologías e infraestructura moderna, eficiente y costo-efectiva para suministrar, transformar, transportar y consumir energía”, indicó la memoria de labores.

    El gobierno prevé ejecutar un programa de energía nuclear pacífico y seguro, con el que se pretende evaluar la implementación de una tecnología de hitos para el desarrollo del proyecto y generación energética.

     

    Más retos

    La Dirección de Energía señala que la limitada disponibilidad presupuestaria también ha restringido la contratación de personal especializado, una situación que se suplió a través de pasantías, por lo que ven como posible solución un refuerzo presupuestario.

    Esta institución identificó una falta de facultades en la ley de creación para la prestación de servicios para la población, por lo que se han elaborado propuestas de reformas, así como una recepción de menos de tres ofertas en varios procesos bajo el método de comparación de precios.

    La DGEHM plantea como uno de sus principales dificultades entre junio de 2024 y mayo de 2025 el desconocimiento por parte de empresarios de los reglamentos técnicos de eficiencia energética, al que se suman los retrasos en el archivo y organización documental del expediente de contratación.

  • CEL haría estudio de exploración de petróleo en playas e islas de El Salvador

    CEL haría estudio de exploración de petróleo en playas e islas de El Salvador

    La Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL) realizará los estudios de exploración de petróleo en la “cuenca del Pacífico y otras regiones del territorio nacional”, señala la empresa estatal en su memoria de labores correspondiente de junio de 2024 a mayo de 2025.

    La cuenca del Pacífico incluye las costas y las islas salvadoreñas, donde la CEL planifica realizar los estudios geológicos y geofísicos del subsuelo tras un reforma aprobada en enero de 2024 que facilita la contratación directa de consultores.

    Dicha reforma -que cambió el nombre de la norma a “Ley de exploración y explotación de yacimientos de hidrocarburos”-  también establece que solo la CEL podrá explorar y explotar yacimientos de hidrocarburos.

    “El estudio comprende el desarrollo de una exploración de hidrocarburos a corto plazo en la cuenca del Pacífico y otras regiones del territorio nacional, a fin de determinar el potencial de explotación de estos recursos. Con la exploración se busca recopilar la información y el conocimiento necesario para justificar el desarrollo comercial de un campo petrolero”, reseña en la memoria.

     

    Avance del estudio

    Este estudio es parte del inventario de proyectos en programación, con un avance de un 6.7 %.

    Hasta el corte de la memoria, la CEL había realizado “gestiones administrativas necesarias” para la contratación del estudio. Esto conllevó a realizar una modificación al procedimiento para la adquisición de servicios de actividades hidrocarburíferas a través de contratos de inversión modalidad multicliente, según la reforma a la ley.

    CEL ha contratado los servicios de adquisición de las bases de datos y licencias de software, señala el documento, que solo precisa que el financiamiento corresponde a fondos internos.

    La empresa estatal también tiene en programación un estudio para determinar el potencial energético del oleaje, que permita la instalación de una planta generadora en la costa salvadoreña. Para esto, se ha solicitado apoyo al Banco Interamericano de Desarrollo (BID) para obtener financiamiento.

    La exploración de yacimientos de petróleo no es nuevo, pues CEL había mencionado en 2006 la posibilidad de la existencia del oro negro. Actualmente, El Salvador genera energía eléctrica con búnker -derivado del crudo-, en plantas que importan y representan un 24.4 % de la capacidad instalada al cierre de 2024.

    La Superintendencia General de Electricidad y Comunicaciones (Siget) reporta que en el país operan 13 plantas de combustibles fósiles, que representan un capacidad en conjunto de 757.12 megavatios (MW).

  • CEL promete llevar energía eléctrica al 100 % de El Salvador en cuatro años

    CEL promete llevar energía eléctrica al 100 % de El Salvador en cuatro años

    El presidente de la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL), Daniel Álvarez, aseguró este jueves ante la Asamblea Legislativa que en cuatro años El Salvador alcanzará el 100 % de cobertura eléctrica, como parte del ambicioso “Programa de Acceso Universal a la Energía”, respaldado por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

    Durante su exposición ante la Comisión de Tecnología, Turismo e Inversión, Álvarez explicó que el plan incluye una serie de proyectos de infraestructura eléctrica, para los cuales se ha solicitado la aprobación de disposiciones especiales y transitorias que otorgan exoneración de impuestos a contratistas y subcontratistas involucrados en la ejecución.

    Entre las iniciativas destacadas se encuentran:

    • Extensión de redes de distribución, que beneficiará a 7,012 viviendas, mediante la construcción de infraestructura de media y baja tensión conectada a las redes de las distribuidoras eléctricas.
    • Sistemas fotovoltaicos aislados, destinados a 1,612 viviendas ubicadas en zonas sin cobertura de red.
    • Construcción de tres mini redes solares comunitarias para abastecer a 135 viviendas adicionales.

    “El proyecto es nacional y abarca desde la planificación hasta la recepción final de obras. Incluye compra de equipos, materiales, consultorías, estudios ambientales, obras civiles, y la instalación de sistemas de energía renovable como paneles solares”, detalló Álvarez.

    Cobertura eléctrica del 100 %

    El diputado de Nuevas Ideas, Willian Soriano, preguntó por el alcance real de esta meta. Álvarez respondió con contundencia: “La meta es lograr cobertura total en cuatro años. Ya comenzamos, ahora es cuestión de darle seguimiento. Vamos a llegar al 100 %”.

    La presidenta de la Comisión, Dania González, añadió que, según el Censo de Hogares 2024, un 95 % de los hogares ya cuenta con electricidad, y expresó confianza en que con este plan se cubrirá la totalidad.

    El programa está financiado con $93 millones otorgados por el BID a CEL, y los beneficios fiscales tendrán una vigencia de seis años a partir de su publicación en el Diario Oficial.

    Beneficios fiscales para contratistas

    El decreto contempla exenciones tributarias para facilitar la inversión en el programa. Las medidas incluyen:

    • Exoneración del IVA en compras locales e importaciones.
    • Importaciones libres de aranceles, DAI y otros impuestos.
    • Exención del impuesto sobre la renta para contratistas y subcontratistas involucrados en el proyecto.
    • Permisos y licencias sin cobros municipales ni ministeriales.
    • Exención de impuestos en la compra de inmuebles relacionados al proyecto.

    “Todo está listo para ejecutar. Hemos hecho los censos en conjunto con otras instituciones y ya identificamos a todas las comunidades sin electricidad. El objetivo es llevar energía a zonas remotas y de difícil acceso, utilizando nuevas tecnologías como paneles solares con baterías y micro redes”, aseguró Álvarez.

     

     

  • Diputados avalan incentivos fiscales para inversión en exploración de hidrocarburos

    Diputados avalan incentivos fiscales para inversión en exploración de hidrocarburos

    Los diputados de la Comisión de Tecnología, Turismo e Inversión de la Asamblea Legislativa emitieron dictamen favorable al decreto que otorga beneficios fiscales a los contratos de inversión bajo la modalidad multicliente y licencias de datos geocientíficos, impulsados por la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL).

    La iniciativa, presentada por el presidente de CEL, Daniel Álvarez, busca fomentar la exploración de recursos hidrocarburíferos en territorio salvadoreño, mediante un marco regulatorio que incluye exenciones tributarias y aduaneras para inversionistas nacionales y extranjeros, públicos o privados, que suscriban este tipo de contratos.

    “El objeto del decreto es establecer las reglas para facilitar la inversión privada en la generación de información clave para el Estado, sin comprometer fondos públicos”, afirmó Álvarez durante su comparecencia ante los diputados.

    Álvarez también señaló que la exención fiscal se justifica porque se trata de una inversión temporal a riesgo propio del inversionista, sin una actividad económica permanente en el país.

    Proceso y fases de los contratos

    El presidente de CEL explicó que el procedimiento inicia con la identificación de zonas de interés por parte de la institución. Posteriormente, se suscriben los contratos con los inversionistas, quienes adquieren únicamente servicios legales, ambientales y aduanales en el país, y luego retornan a su lugar de origen.

    Álvarez detalló que la línea de tiempo de estos contratos de inversión multicliente contempla cinco fases:

    1. Firma del contrato (fase administrativa/jurídica).
    2. Permiso ambiental (evaluación de impacto ambiental).
    3. Adquisición de datos geofísicos (ejecución en tres meses).
    4. Procesamiento de datos y delimitación de bloques exploratorios.
    5. Licenciamiento de datos para atraer inversión en explotación de hidrocarburos.

    Durante la sesión, Álvarez solicitó una modificación al proyecto original para excluir a CEL de los beneficios fiscales.

    “Quiero hacer una propuesta, estos decretos son específicamente para beneficiar a la inversión privada y que quiten a CEL de estos beneficios fiscales en estos dos decretos, precisamente porque aquí la intención es incentivar inversión privada, el sector público no es necesario, prácticamente, eso sería nada más una propuesta de cambio en el decreto”, expuso el presidente de la CEL.

    La propuesta fue aceptada por los legisladores, y el dictamen recibió aprobación mayoritaria. La única abstención fue de la diputada Claudia Ortiz, del partido Vamos.

  • Inyectarán $80 millones de deuda de CEL a nuevo Fondo de Mitigación de Energía

    Inyectarán $80 millones de deuda de CEL a nuevo Fondo de Mitigación de Energía

    El gobierno solicitó a la Asamblea Legislativa una reforma presupuestaria para incorporar $80 millones de deuda provenientes de títulos emitidos por la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL) al Fondo de Mitigación del Sector de Energía, que estará dentro del Fondo de Inversión Nacional en Electricidad y Telefonía (FINET).

    El propósito es “atender obligaciones en el sector eléctrico” según el decreto 343 del 3 de julio pasado.

    El 3 de julio, la Asamblea reformó la ley del FINET para delegarle el subsidio al consumo de la energía eléctrica a la Dirección General de Subsidios del Ministerio de Hacienda y crear dentro esta un Fondo de Mitigación del Sector de Energía (FMSE), además de facultar al FINET a “otorgar cualquier otro subsidio”.

    Los $80 millones provienen de la emisión de títulos valores por la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL) en una emisión por hasta $580 millones aprobada el 3 de julio, de los cuales $500 millones se usarían para consolidar deudas de la empresa pública.

    El FMSE será “recuperado progresivamente por medio de los pagos realizados por los usuarios beneficiados”, indica el artículo 7 del decreto.

    El FINET era administrado por el Fondo de Inversión Social para el Desarrollo Local (FISDL), disuelto con la aprobación de la ley de Creación de la Dirección Nacional de Obras Municipales (DOM). En octubre de 2022 las funciones del Centro Nacional de Atención y Administración de Subsidios (Cenade) pasaron del Ministerio de Economía a Hacienda.

    La solicitud fue enviada por el secretario jurídico de la Presidencia el 3 de septiembre y remitida por el ministro de Hacienda, Jerson Posada, el mismo 3 de septiembre a las 9:18 a.m.

  • La energía solar se consolidará como motor eléctrico de Centroamérica con más de $22,000 millones en inversión a 2050

    La energía solar se consolidará como motor eléctrico de Centroamérica con más de $22,000 millones en inversión a 2050

    La capacidad instalada de energía solar en Centroamérica se duplicará y requerirá inversiones superiores a los $22,000 millones en los próximos 25 años, según un estudio del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

    Edwin Mejía Reyes, especialista en energía del BID, ofreció durante el COREN 2025 algunos resultados del estudio elaborado en el marco de los programas de financiamiento para el desarrollo del Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC), cuyo informe final aún no se publica.

    La SIEPAC es una red de transmisión de 1,800 kilómetros que conecta los países centroamericanos, creada para reforzar el Mercado Eléctrico Regional (MER). Esta integración energética se considera un caso de éxito porque permite a los participantes acceder a energía eléctrica en casos de emergencia, pero requiere que los participantes inviertan en infraestructura para mantener la operación.

    El estudio plantea que la demanda de los países del SIEPAC aumentará en más de dos veces en los próximos 25 años, pues pasará de 63 teravatio-hora (TWh) de 2024 a 142 TWh para 2050. Este dinamismo responde a la expansión de las economías y la electrificación de la flota de vehículos, explicó Reyes.

    En la antesala de una mayor demanda, las granjas solares son el foco de atención de los inversionistas dada la ubicación de la región con altos niveles de radiación y el abaratamiento en los costos de los paneles, mientras que la tecnología hidroeléctrica -que representa actualmente un 50 %- se ve afectada a menudo por las condiciones del invierno.

    Según el estudio, la capacidad instalada de plantas solares pasará de 2.3 gigavatios (GW) en 2024 a 20 GW en 2050, lo cual requerirá inversiones superiores a $22,000 millones y llegará a representar un 40 % de los costos totales proyectados de generación.

    Edwin Mejía Reyes, especialista en energía del BID, durante su exposición en el COREN 2025. /DEM

    La energía eólica también ganará terreno y, junto con la solar, llegarán a cubrir un 45 % de la demanda energética del MER en 2050.

    “Las energías renovables no convencionales, especialmente la solar, van a dominar la expansión de cara al futuro según las proyecciones del estudio”, Mejía en su exposición en la primera jornada del COREN.

     

    Mayor generación renovable reduce precios

    El estudio elaboró cuatro escenarios para determinar cómo evolucionará el MER y el precio.

    El escenario base parte de que no se integren más países al MER y se mantienen los planes actuales de cada integrante; el segundo incorpora la conexión con México, Colombia y Belice, pero sin modificar la matriz; el tercer analizó mayor producción renovable; y el cuarto combina mayor generación renovable y mayor integración de mercados.

    En todos los escenarios se evidenció que una “mayor integración y expansión de fuentes renovables, en efecto, ayudan a reducir los costos totales de operación”, agregó Mejía.

    Los costos totales -inversión y operación- se reducirían un 10 % en el escenario de mayor integración, mientras que la disminución sería de un 16 % si se logra la interconexión de otros actores en el mercado con una mayor capacidad de generación renovable.

    Para lograr este cambio, el estudio plantea que se requerirá una inversión de $20,000 millones para garantizar la estabilidad y la seguridad operativa del sistema eléctrico.

    De igual manera, la interconexión con México, Panamá-Colombia, y Belice-Guatemala requerirá una inversión de $1,500 millones.

    El estudio del BID detalla que las transacciones regionales de energía aumentaron 4.4 veces, al pasar de 700 gigavatios hora (GWh) en 2013 a 3,100 GWh en 2020. En el MER participan 300 agentes y tiene sus propias reglas y reguladores.