- El Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC) conecta seis países y optimiza sus recursos energéticos, con beneficios económicos que podrían alcanzar los US$1.000 millones anuales si se profundiza la integración.
- Sin embargo, los intercambios eléctricos apenas representan el 6% de la demanda regional. Para aprovechar mejor el potencial del mercado, no basta con ampliar las interconexiones entre países: es necesario reforzar las redes nacionales.
- Acelerar los proyectos de infraestructura, coordinar las inversiones en generación y transmisión y modernizar las reglas del mercado son condiciones esenciales para reducir costos, integrar más energías renovables y fortalecer la seguridad energética.
Los países centroamericanos cuentan desde hace más de una década con el denominado Mercado Eléctrico Regional, que conecta seis países, permite comercializar electricidad bajo reglas comunes y ha generado importantes beneficios económicos. Desde su puesta en marcha, el comercio regional de electricidad se ha multiplicado casi por seis.
A pesar de estos avances, el mercado todavía aprovecha solo una pequeña parte de su potencial: los intercambios entre países representan apenas el 6% de la demanda eléctrica regional.
Paradójicamente, uno de los principales obstáculos para avanzar en la integración eléctrica regional se encuentra dentro de las fronteras de cada país. La congestión de las redes nacionales de transmisión, los problemas de voltaje y las subestaciones que operan al límite restringen la capacidad de intercambiar electricidad entre vecinos.
Una plataforma regional de integración eléctrica que ya funciona
En 2014 se completó el Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC), una línea de transmisión de aproximadamente 1.800 kilómetros que conecta los sistemas eléctricos de seis países, desde Guatemala hasta Panamá. Esta infraestructura, junto con las redes nacionales interconectadas, constituye la base física del Mercado Eléctrico Regional, que comenzó a operar bajo reglas comunes en 2013 y cuenta con más de 300 agentes habilitados para comercializar electricidad, en su mayoría privados.
La integración eléctrica ha permitido aprovechar las diferencias en los costos de generación entre países y utilizar de manera más eficiente los recursos energéticos disponibles. Según un estudio del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), sus beneficios podrían traducirse, a largo plazo, en un incremento de aproximadamente US$560 millones anuales en el PIB regional (un 0,3%) respecto de un escenario sin integración. En la hipótesis de una integración más profunda, esa cifra podría ascender a US$1.000 millones anuales.
El Grupo BID, integrado por el BID, BID Invest y BID Lab, ha acompañado esta iniciativa desde sus orígenes, con financiamiento para la línea regional y el fortalecimiento de las redes nacionales, así como con asistencia técnica para el diseño de las instituciones del mercado.
Las redes de transmisión nacionales marcan el ritmo de la integración
El margen de crecimiento es considerable. Según estimaciones recogidas en el mencionado estudio del BID, una mayor integración podría elevar los intercambios eléctricos del actual 6% al 10% de la demanda regional, e incluso al 13% con una planificación y operación más coordinadas entre los países.
Para alcanzar ese potencial, sin embargo, no basta con ampliar las conexiones entre países: también es necesario reforzar las redes nacionales. Muchas de ellas fueron diseñadas para responder a las necesidades de cada país, sin prever los flujos de electricidad que exige un proceso de integración regional. Y a estas limitaciones hay que sumar la incorporación de nuevas plantas renovables en zonas donde las redes no estaban preparadas para recibirlas: cada megavatio que una red nacional no logra transportar es también una oportunidad perdida de intercambio regional.
Un reciente estudio apoyado por el BID, Desarrollo de una Visión 2050 para SIEPAC, identifica 29 intervenciones en las redes nacionales, con una inversión estimada de US$198 millones, necesarias para alcanzar y mantener una capacidad operativa de intercambio de 300 MW entre países. También contempla ampliaciones adicionales para incrementar esa capacidad en corredores estratégicos.
El mismo estudio estima que, hacia 2050, una integración más profunda permitiría reducir los costos totales del sistema eléctrico regional en aproximadamente un 10% respecto de un escenario de referencia, y hasta un 16% si se combina con una mayor expansión de las energías de menor costo.
De la planificación a la ejecución: cómo acelerar las inversiones
Identificar las inversiones necesarias es solo el primer paso. El siguiente desafío es llevarlas a la práctica, una cuestión que ocupó un lugar central en el encuentro regional de la Power Transmission Acceleration Platform (PTAP), iniciativa del BID orientada a superar los obstáculos que lastran la expansión de las redes de transmisión.
Entre las principales conclusiones alcanzadas por los participantes en ese encuentro —representantes de gobiernos, empresas de transmisión, operadores de sistemas eléctricos, organismos regionales e inversionistas—, celebrado en Panamá en septiembre de 2026, destacó la necesidad de:
- anticipar la planificación de las redes al crecimiento previsto de la demanda y la generación eléctrica,
- acelerar la ejecución de proyectos,
- superar las barreras regulatorias, ambientales, sociales y financieras, y
fortalecer la coordinación entre países y marcos comerciales con vistas a aprovechar las complementariedades de sus sistemas eléctricos.
Tres prioridades para fortalecer el mercado eléctrico regional
Aunque el mercado regional ha avanzado, la mayor parte de sus transacciones siguen siendo de corto plazo, con pocos contratos firmes de mediano y largo plazo. El reto es aprovechar mejor los recursos de generación, integrar más energías renovables, reducir costos y fortalecer la seguridad energética.
Para ello, destacan tres prioridades:
- Reforzar las redes nacionales con visión regional. La planificación de la transmisión debe considerar los flujos eléctricos entre países, con inversiones en subestaciones, corredores críticos y control de voltaje, además del fortalecimiento de las capacidades de las empresas de transmisión para ejecutar proyectos.
- Ampliar la red regional con capital público y privado. La habilitación del segundo circuito de SIEPAC permitirá aumentar la capacidad nominal de transmisión regional de 300 a 600 megavatios. Para financiar esta expansión, BID Invest está estructurando un programa destinado a atraer capital privado, que complementará los préstamos a los países para reforzar sus redes nacionales.
- Modernizar las reglas y las instituciones del mercado. Los países trabajan en un Tercer Protocolo al Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional para dar mayor seguridad a la inversión. Para consolidar el mercado, también será necesario promover los contratos de mediano y largo plazo y establecer señales de precio claras. Un análisis actualizado de los beneficios de la integración permitirá, además, que cada país disponga de evidencia para orientar sus decisiones.
Entre la subestación y el mercado
Una región es más competitiva cuando sus países pueden actuar como un sistema. Esta es la visión que guía a América en el Centro, el programa regional del Grupo BID que aspira a abordar conjuntamente los retos de los países de Centroamérica, Panamá y la República Dominicana, y que tiene en la integración energética uno de sus pilares. En este marco, el Banco promueve la coordinación entre gobiernos, organismos reguladores, empresas de transmisión e inversionistas para articular las inversiones nacionales con la infraestructura y las reglas del mercado regional.
Esta articulación entre lo nacional y lo regional será decisiva para la próxima etapa de la integración eléctrica centroamericana, que requiere avanzar simultáneamente en las redes de cada país, la infraestructura de interconexión y las reglas del mercado: la integración regional se construye país a país, red por red.