En la fase de recepción de ofertas de la quinta licitación del Plan de Expansión de Generación (PEG 5) se recibieron propuestas por 3.797 megavatios (MW), de los cuales 1.220 MW corresponden a diferentes tipos de gas, como natural, propano y etano —principalmente el primero—, según las distribuidoras que lanzaron el evento.
Dimas Carranza, integrante de la Junta Licitadora, explicó recientemente que algunas inquietudes planteadas por inversionistas que adquirieron las bases de licitación se relacionan con aspectos técnicos, como la capacidad del sistema de transmisión para recibir el alto volumen que generan estas plantas. Además, se agregaron dudas sobre los permisos necesarios para instalar y operar, así como el acompañamiento gubernamental para gestionar aprobaciones.
Carranza recordó que el gas natural se visualiza como una tecnología transitoria hacia las energías renovables y, al ser una iniciativa pionera en el país —lanzada por las distribuidoras y aprobada por las autoridades de electricidad—, se han expresado dudas por parte de interesados en licitar respecto de aprobaciones medioambientales, conexión a la red y otras autorizaciones.
Consultado sobre la falta de regulación para el almacenamiento flotante de gas en el mar, Carranza expuso que se publicó un anexo en la primera adición de las bases de licitación, en el cual se detallan los requisitos técnicos para presentar ofertas. La modificación permite al desarrollador elegir la forma más segura, eficiente y competitiva de ejecutar el proyecto, asegurada.
Mario Naranjo, gerente general de EEGSA, explicó en febrero que las adendas 3 y 4 abordan aspectos de precios, pero no la ubicación de las plantas, aspecto que, dijo, es parte del riesgo que asume el inversionista.
Respecto de los permisos, dicho ejecutivo recordó que, aunque la licitación es impulsada por las distribuidoras, las autorizaciones dependen del Gobierno central y de las municipalidades. Añadió que, al tratarse de proyectos estratégicos, se espera que los trámites se realicen con voluntad y acompañamiento institucional para cumplir con los plazos de entrada.
El ministro de Energía y Minas, Víctor Hugo Ventura, afirmó en el 2025 que se trabajaba en una mesa interinstitucional para definir qué entidad debe autorizar el almacenamiento flotante de gas en el mar y la infraestructura que conlleva.
Por su parte, el viceministro de Energía, Juan Fernando Castro, explicó en febrero que, aunque el almacenaje se ubica en puertos, estas instituciones no tienen jurisdicción en el mar. Añadió que el Ejército —Ministerio de la Defensa Nacional— tiene la custodia de la franja marina, pero no autoriza este tipo de instalaciones, por lo que se ha mencionado que sería responsabilidad de las municipalidades.
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Castro agregó que este tipo de proyectos requerirá un gasoducto submarino con equipos de protección, medición y seguridad en tierra. Explicó que el gas se transporta en forma líquida a menos 165 grados centígrados y es regasificado a bordo de la nave antes de ser trasladado por tubería a las generadoras. Además, agregó que el Ministerio de Ambiente deberá especializarse a su personal en este ámbito.
Víctor Asturias, director del Consejo de la Industria Eléctrica (CIE), señaló que una de las principales preocupaciones sobre estas tecnologías se refiere a la transmisión eléctrica. Explicó que, para ampliar la red de transporte, se espera que el Instituto Nacional de Electrificación (Inde) asuma parte del desarrollo de nuevas líneas, aunque también se incentiva la inversión de transmisores privados.
Desde otra perspectiva, Edwin Rodas, asesor senior en Green Energy Consulting, dijo que gran parte de la propuesta de generación con gas corresponde a nuevas plantas, y que por el tipo de tecnología requiere una escalada de alrededor de 300 MW por planta, cuya inversión podría rondar los US$1.000 millones.
Según Rodas, algunas dudas se relacionan con el modelo de contratos financieros, especialmente por el esquema “take or pay”, que obliga a pagar por el gas contratado, incluso si no se consume. Como el despacho de plantas generadoras se basa en el menor precio, las de gas podrían ser desplazadas por fuentes renovables, lo cual dificulta la planificación de inventarios.
También expresó dudas sobre la utilidad de la subasta inversa en este contexto, dada la magnitud de la inversión necesaria, el riesgo contractual y la falta de regulación sobre el almacenamiento flotante. Recordó que, en El Salvador, primero se desarrolló una legislación específica antes de implementar esta tecnología.
Ofertas
Entre los oferentes en la PEG 5 que utilizan gas están Aurora Energy (405 MW), Cardinal Energy (310 MW), CH4 Systems LLC (230 MW), Genor y Supra Energy (45 MW cada una), City Petén (15 MW) y Energía del Caribe (120 MW de gas natural), según las distribuidoras.
Esta es la primera vez que se atrae una participación tan alta de generación con gas. Según las autoridades del MEM, se visualiza que al menos unos 700 MW generados con este recurso serán adjudicados, aunque aún debe llevarse a cabo la fase de ofertas económicas, que se presentará este miércoles 25 de marzo mediante subasta inversa.
Félix Morataya Morales, gerente general de City Petén, indicó que esta compañía no tiene dudas, aunque reconoció que traer gas natural al país representa un reto logístico, especialmente en los puertos. Agrega que no enfrentar este problema porque son productores de gas en Petén y buscan aumentar su capacidad.
Sobre si la PEG 5 podría ayudar a reducir los precios de la electricidad, dijo que es posible, aunque los altos costos logísticos del gas natural podrían dificultar la reducción de precios de generación y suministro.
Otras fuentes del sector indican que, pese a la falta de regulación específica sobre almacenamiento flotante, observan oportunidades de inversión y consideran viable el proyecto conforme al marco jurídico vigente.
Aunque reconocen que pueden existir vacíos normativos, afirman que el contenido de los Acuerdos de Compra de Energía (PPA, por sus siglas en inglés) y su historial respaldan este tipo de inversiones.
Sobre qué entidades deben autorizar el almacenamiento flotante, dicha fuente indicó que lograron identificar con claridad a las instancias responsables: Ministerios de la Defensa, de Ambiente y de Comunicaciones, así como la Comisión Portuaria Nacional. Además, señalaron que nuevas leyes portuarias y marítimas ofrecen un entorno más claro para desarrollar estos proyectos.
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Respecto de los plazos de ejecución, advirtieron que el suministro de tecnología y equipos críticos representan un reto, por las condiciones que imponen los proveedores: entregas más largas, reservas anticipadas y montos elevados. Esto obliga a cronogramas realistas y revisión del efecto de esos costos en los precios a ofertar.
Si bien los desarrolladores deben contar con proveedores clave como contratos de Ingeniería, Adquisiciones y Construcción (EPC), suministradores de tecnología, combustible, y otros, y con plazos viables, también será importante el acompañamiento gubernamental para evitar demoras en permisos y autorizaciones, agregó la fuente consultada.
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Finalmente, señalaron que la PEG 5 permite a los diferentes definir la fecha de inicio de suministro, lo cual brinda flexibilidad para ajustar los cronogramas a la realidad del mercado.
Otras dudas
Desde el sector de grandes usuarios surgió la inquietud de que, si se adjudica una alta proporción de generación con gas natural, aunque haya contratos de largo plazo, el recurso dependerá de las importaciones y del precio internacional del combustible. No obstante, otras fuentes señalan que esos contratos contemplan estabilidad en los precios de generación.
En el 2025, José Antonio Lemus, presidente de la Empresa Portuaria Quetzal (EPQ), explicó que una opción para la infraestructura sería similar a la del gas propano en Puerto Quetzal, donde una tubería pasa por el fondo de la dársena hasta los depósitos.
Otra alternativa sería ubicar el buque mar afuera, amarrado a boyas conectadas a una tubería para descargar hacia tierra. Consideró viable esta infraestructura, aunque opinó que, por la capacidad limitada de la portuaria, la opción mar afuera sería más conveniente y requeriría autorización del Ministerio de la Defensa, ya que el tendido de tuberías en el mar territorial excedería la competencia de Puerto Quetzal.
