Precios de la energía a nivel de centroamérica

El debate sobre los precios de la electricidad suele reducirse a comparaciones directas entre países, como si se tratara de un producto homogéneo en mercados similares. Sin embargo, desde una perspectiva técnica, este enfoque resulta metodológicamente incorrecto. Los precios eléctricos son el resultado de estructuras de mercado, matrices energéticas, condiciones geográficas, marcos regulatorios y decisiones de política pública específicas. Por tanto, no son directamente comparables sin considerar estas variables estructurales. 

En cualquier sistema eléctrico, el precio final al consumidor depende de la interacción entre oferta y demanda. No obstante, en el subsector eléctrico esta dinámica está condicionada por factores de mayor complejidad: el modelo de mercado —ya sea integrado o desagregado y competitivo—, la composición de la matriz energética, la disponibilidad de recursos primarios, el nivel de inversión en infraestructura y el esquema de subsidios y transferencias fiscales. Ignorar estos elementos conduce inevitablemente a conclusiones incompletas. 

Uno de los principales retos al analizar tarifas eléctricas en la región es la distorsión provocada por subsidios explícitos y mecanismos de congelamiento tarifario. En múltiples casos, la tarifa observada no refleja el costo económico real del suministro. Cuando se aplican subsidios focalizados para consumos de 50 kWh o 100 kWh mensuales, la factura puede reflejar un valor reducido o incluso cero; sin embargo, el costo de generación, transmisión y distribución sigue existiendo y es absorbido por el Estado, por transferencias fiscales o por subsidios cruzados dentro del sistema. Asimismo, en algunos esquemas de empresas estatales verticalmente integradas, parte de los costos reales son absorbidos internamente, afectando la señal económica que debería orientar la inversión y el consumo. Cualquier comparación regional que no ajuste por estas distorsiones regulatorias corre el riesgo de analizar precios nominales en lugar de costos reales. 

Una vez hechas estas salvedades, los datos regionales permiten observar tendencias relevantes. La evidencia sugiere que los países con mercados eléctricos organizados bajo esquemas competitivos tienden a registrar menores costos promedio de contratación en el largo plazo. La razón es institucional y económica: en estos sistemas, las empresas distribuidoras están obligadas a realizar sus procesos de adquisición de energía mediante licitaciones públicas internacionales y competitivas. Este mecanismo reduce la discrecionalidad, limita la posibilidad de rentas extraordinarias y permite que los generadores compitan en igualdad de condiciones, trasladando eficiencias al costo de suministro. En estos marcos regulatorios no se permiten, salvo circunstancias estrictamente reguladas, contratos directos o adjudicaciones de emergencia de forma permanente. Este tipo de contrataciones —que aún son posibles en Honduras— suele estar asociado a mayores costos debido a menor competencia, menor transparencia y mayor riesgo contractual. 

Sin embargo, el modelo de mercado por sí solo no determina el nivel del costo promedio del kWh. La matriz energética desempeña un papel igualmente determinante. Para comprender con mayor profundidad el costo —no el precio— del kWh en El Salvador frente a Guatemala, es indispensable analizar la composición de sus respectivas matrices. Guatemala mantiene una proporción significativa de generación a base de carbón, uno de los combustibles fósiles históricamente más económicos para generación de carga base. Esto le permite cubrir una parte importante de su demanda con energía firme y de bajo costo variable, reduciendo su costo promedio de generación. El Salvador, por su parte, no cuenta con generación a base de carbón y posee un territorio considerablemente más reducido, lo cual limita su escala de aprovechamiento hidroeléctrico. No obstante, fue el primer país de la región en incorporar gas natural a gran escala en su matriz energética, lo que le ha permitido aumentar la flexibilidad operativa del sistema, reducir su exposición a combustibles líquidos más costosos y mejorar su competitividad relativa, especialmente en escenarios de variabilidad renovable. Este contraste evidencia que el costo del kWh no puede analizarse únicamente desde el diseño de mercado; la disponibilidad, diversificación y costo de los recursos primarios son variables estructurales determinantes. 

La dotación de recursos naturales impone restricciones que tampoco pueden ignorarse. No es técnicamente razonable exigir que todos los países alcancen niveles similares de penetración renovable cuando no cuentan con la misma disponibilidad hídrica, geotérmica o eólica. Algunos sistemas poseen ventajas comparativas claras en generación hidroeléctrica o geotérmica, lo que facilita altos niveles de generación renovable firme. Otros enfrentan limitaciones geográficas que condicionan su matriz y los obligan a depender en mayor medida de generación térmica. La situación es aún más compleja en sistemas insulares, donde la dependencia de combustibles importados incrementa estructuralmente los costos debido a limitaciones de escala y logística. 

En el caso de Honduras, el país ha logrado mantener precios relativamente competitivos en ciertos segmentos de consumo, a pesar de operar bajo un esquema estatal verticalmente integrado que presenta deficiencias estructurales en términos de eficiencia, pérdidas técnicas y no técnicas, e inversión insuficiente en redes. Parte de esta competitividad histórica se explica por la incorporación de generación térmica a base de búnker a inicios de siglo, que permitió ampliar la capacidad firme del sistema. No obstante, en términos de calidad del servicio, continuidad, reducción de pérdidas y atracción de inversión, el desempeño del sistema presenta rezagos significativos frente a otros mercados de la región. 

Si el objetivo es posicionar a Honduras como un actor competitivo dentro del mercado eléctrico centroamericano, resulta indispensable avanzar hacia una modernización integral del marco regulatorio y del modelo de mercado. La eficiencia estructural, la disciplina en la contratación, la reducción de pérdidas y la sostenibilidad financiera deben convertirse en ejes prioritarios de reforma. El precio final del kWh es una variable observable, pero no constituye por sí solo un indicador suficiente para evaluar la eficiencia o superioridad de un sistema eléctrico. Comparar tarifas sin contextualizar estructura de mercado, matriz energética, subsidios e inversión conduce a conclusiones parciales. La discusión regional debería orientarse menos hacia quién tiene la tarifa más baja y más hacia qué modelo garantiza sostenibilidad financiera, confiabilidad operativa y competitividad de largo plazo. 

*FUENTE: CEPAL, DATOS DEL AÑO 2024