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Se requieren más de US$8 mil millones para expansión de generación y transmisión eléctrica hacia el 2050
El país necesitará más de 7 mil megavatios de generación y más de 5 mil kilómetros de líneas de transmisión hacia el 2050 según los planes de expansión aprobados por el MEM.
Rosa María Bolaños
14 de enero de 2026
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00:15h
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En los planes indicativos de expansión de generación y de transmisión se analizaron diversos escenarios y incluye obras necesarias para atender y mejorar el suministro para el período de 25 años. (Foto, Prensa Libre: Hemeroteca PL).
Los planes de expansión de los sistemas de generación y transporte de energía eléctrica para el período del 2026 al 2050 fueron presentados por el Ministerio de Energía y Minas (MEM), tras analizar diversos escenarios y necesidades nacionales, con base en la demanda eléctrica, cobertura, desarrollo económico, crecimiento poblacional y estado actual de la infraestructura.
Las inversiones que se requieren ascienden a unos US$8 mil 767 millones, aproximadamente. De estos alrededor de US$1 mil 386.6 millones serían para transmisión y US$7 mil 381 para generación de energía, respectivamente, indicó el MEM.
El Plan de Expansión Indicativo de Generación (Peig) 2026-2050, aprobado por el MEM, refiere que hacia el 2050 se requerirá una capacidad instalada adicional de siete mil 778 megavatios, lo que incluye plantas mayores de cinco megavatios y generadoras distribuidas renovables (GDR) de no más de cinco megavatios.
En etapas intermedias —sin considerar las GDR—, el plan establece que las adiciones necesarias acumuladas irán desde 800 megavatios en cinco años (2031), hasta alcanzar seis mil 200 megavatios en el 2050.
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Demanda ampliada
Se requiere la siguiente incorporación de capacidad de generación, de forma acumulada, según los datos en el plan de generación proporcionados por el MEM:
- Capacidad instalada efectiva al 30 de noviembre del 2025: tres mil 729.14 megavatios (MW), según el Administrador del Mercado Mayorista (AMM)
- Para 2031: será necesario contar con 800 MW adicionales
- Para 2036: dos mil 500 MW adicionales acumulados
- Para 2041: tres mil 300 MW acumulados.
- Para 2046: cinco mil 500 MW acumulados
- Para 2050: seis mil 200 MW adicionales a los ya instalados en el 2025
Gabriel Velásquez, jefe de la Unidad de Planeación Energético Minero del MEM, explicó que se analizaron tres escenarios, cada uno dividido con comportamiento de demanda alta y de demanda media.
Para generación en el país las distribuidoras están llevando a cabo la quinta licitación de generación para contratos de largo plazo conocida como PEG 5.
Transformación
Los datos de inversión y capacidad mencionados corresponden al escenario de políticas públicas en alta demanda (PP-A), que se ajusta a las acciones impulsadas por el gobierno actual. Este considera una probabilidad intermedia, sujeta a factores como voluntad política, alineación institucional, apoyo ciudadano y capacidad de ejecución de las metas energéticas nacionales e internacionales.
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Dicho enfoque prioriza las tecnologías renovables con recursos nacionales, la reducción de emisiones, electrificación rural y acceso universal a la energía, lo cual implica inversiones importantes en generación renovable, transmisión y servicios complementarios.
El Escenario Tendencial o Business As Usual (BAU, en inglés) representa la trayectoria más probable del sistema eléctrico, con una expansión más lenta, aumento moderado de proyectos y evolución tecnológica gradual. Se prevé una mayor participación de GDR, pero el sistema podría enfrentar riesgos en el corto y mediano plazos, como mayor dependencia de combustibles fósiles e incumplimiento de metas ambientales. Con demanda alta, se requerirían seis mil 218 megavatios y una inversión de US$6 mil 757.61 millones.
El tercer escenario, denominado de transición energética (TE), propone una transformación más profunda, con modernización acelerada, mayor inversión y alta coordinación interinstitucional, ciudadana y binacional. Implica una matriz diversificada con renovables variables, respaldadas por almacenamiento e integración regional. En este caso, serían necesarios ocho mil 465 megavatios adicionales y una inversión de US$8 mil 636.31 millones.
De continuar el escenario de políticas públicas, para el 2035 disminuiría la participación del carbón, búnker y diésel, así como de la cogeneración fuera de zafra, sustituida por hidroeléctricas. Sin embargo, en época seca, se seguiría utilizando carbón. A partir del 2040, se observaría un crecimiento de renovables variables (solar y eólica), mientras que el gas natural comenzaría a desplazar a los combustibles más contaminantes.
Desde el 2044, las renovables variables tendrían mayor presencia en el despacho. Para mantener la estabilidad del sistema, seguirían siendo necesarias tecnologías de respaldo, como el gas natural y la geotermia, que aportan continuidad ante la variabilidad de las renovables.
Velásquez destacó la urgencia de nuevas contrataciones, diversificación tecnológica —incluido almacenamiento— y la función estratégica del gas natural y la geotermia. Entre las recomendaciones estratégicas, citó fomentar la inversión pública y privada y fortalecer la red de transmisión.
Planes en transmisión
El Plan de Expansión del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica (PET) 2026-2050 contempla 172 nuevas subestaciones y cinco mil 687 kilómetros de líneas de transmisión, de 69, 138, 230 y 400 kV. El objetivo es reducir contingencias, especialmente en regiones con alta dependencia de generación forzada o desconexiones de demanda.
En los próximos cinco años se necesitarán 98 subestaciones nuevas y unos tres mil kilómetros adicionales de líneas, distribuidos en regiones como la Metropolitana, Central, Petén, Norte, Noroccidente, Suroccidente, Nororiente y Sur-Suroccidente.
Según el ministro de Energía y Minas, Víctor Hugo Ventura, las regiones prioritarias por falta de infraestructura son Petén, las Verapaces, Izabal —en particular, Lívingston— y el Noroccidente.
Entre las líneas prioritarias están 28 obras de 400 kV de doble circuito, como la de Brillantes al Pacífico —US$112.4 millones—, la del Pacífico a Guatemala (US$71 millones) y la de Yalchactí a Petén Itzá (US$30 millones).
Entre otras obras incluidas en el plan indicativo requerirán en total alrededor de US$1 mil 386.6 millones, según la estimación de costo que aparece en el listado de obras.
La selección de obras se basó en recomendaciones del Administrador del Mercado Mayorista, la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, agentes transportistas y proyecciones de demanda.
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