El contrato le paga la energía; la hora en que falta se la cobra el sistema
[V] verificado en fuente primaria · [D] derivado mediante cálculo · [E] estimación con supuestos explícitos · [H] hipótesis pendiente de contraste
Contratar energía y cubrir la demanda en las horas críticas son decisiones que deben evaluarse en conjunto. En los 7 países examinados existen mecanismos de reconocimiento, contratación o remuneración de firmeza (§1). Para esta nota, firmeza designa el aporte acreditado de un recurso bajo condiciones críticas; cada país utiliza definiciones y métricas propias. Los casos revisados muestran por qué el comprador debe distinguir el precio contractual, la cobertura y los costos adicionales. Lo que recibe depende también de las autoridades. Ellas comparan alternativas de generación, almacenamiento, redes y contratación por su costo total, su riesgo de suministro y sus efectos sobre los objetivos de transición energética.
La nota examina mecanismos de firmeza y procesos públicos de contratación para suministro regulado. Distingue las licitaciones de contratos de energía de los mecanismos de asignación o liquidación de potencia y energía firme. Según el país y el proceso, intervienen autoridades, convocantes, distribuidoras, comercializadores y generadores con responsabilidades distintas. El análisis de contratos se limita a la documentación pública citada. Los acuerdos de compradores libres quedan fuera del corpus revisado. Las implicaciones para ellos se presentan como preguntas que deben contrastar con sus propias cláusulas.
Para quien compra hay 3 cuestiones críticas: qué respaldo tendrá disponible en el sistema, qué firmeza se exige y reconoce a los recursos contratados, y cómo se pagarán los faltantes de suministro. El desarrollador debe evaluar, a su vez, qué activo construir, con cuánto almacenamiento y bajo qué condiciones recuperará su inversión.
Lo que el comprador reciba depende de 3 decisiones de las autoridades. Primero, qué nivel de suficiencia exigir y qué contingencias cubrir. Segundo, cómo coordinar la expansión de generación, almacenamiento y redes con los requisitos de contratación y remuneración. Tercero, cómo distribuir entre los participantes los costos de la cobertura y de los faltantes. El comprador y el desarrollador deben conocerlas y descontarlas.
0 · Estructura de esta nota
La sección 1 identifica los mecanismos de firmeza. Las secciones de 2 a 4 distinguen precio contractual, disponibilidad física y adjudicación; las secciones de 5 a 7 examinan restricciones del sistema, costos de respaldo y cobertura contratada. La sección 8 reúne cambios regulatorios y la sección 9 precisa las decisiones de compradores y desarrolladores, con las de la autoridad como condición. En cada caso se separan resultados observados, proyecciones e hipótesis causales.
1 · En los 7 países revisados se reconoce la firmeza y existen mecanismos para contratarla y pagarla
En cada país se reconoce potencia o energía firme, o se impone su contratación, mediante un mecanismo establecido en la norma [V].
País | Cómo se contrata o paga la firmeza | Fuente |
México | Mercado para el Balance de Potencia: mercado anual, ex post, para quien no cubrió con contratos su requisito de potencia [V] | Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), operador del sistema · 1 |
Chile | Precio de la potencia de punta fijado por decreto en el precio de nudo; en la licitación 2026/01, precio de potencia fijo en las bases [V] | Ministerio de Energía y Comisión Nacional de Energía (CNE) · 4 y 6 |
Colombia | Cargo por Confiabilidad desde 2006: obligaciones de energía firme asignadas por subasta [V] | Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) · 7 |
Perú | Precio básico de potencia regulado, con una turbina de gas como unidad de referencia [V] | Osinergmin, regulador · 12 |
República Dominicana | Contratos de las distribuidoras con precio de potencia propio, de 27.8–35.5 USD/kW-mes [V] | Distribuidoras estatales, acta de adjudicación de 2024 · 13 |
Guatemala | Obligación legal de cada distribuidora de "cubrir la totalidad de su Demanda Firme mediante contratos de potencia" [V] | Reglamento del Administrador del Mercado Mayorista · 14 |
Panamá | Obligación de cada distribuidora de cubrir su demanda máxima con contratos de potencia firme [V] | Centro Nacional de Despacho, operador · 15 |
El pago por firmeza alcanza montos relevantes. En México, los montos de potencia comprada y vendida sumaron 19.7 mil millones de pesos por el año de producción 2024 y 21 mil millones por el de 2025 [D; N3]. En el mercado correspondiente a 2024 quedó incumplido 38.8% de la obligación neta de potencia del Sistema Interconectado Nacional [D; N3]. Esa obligación es el saldo que debía adquirirse en este mercado después de considerar las coberturas contractuales; el porcentaje describe ese saldo y se distingue de la demanda desabastecida. En Colombia, la CREG reportó un valor a distribuir por el Cargo por Confiabilidad superior a 6 billones de pesos colombianos en 2024 [V].
Si la firmeza ya se reconoce y se paga, la pregunta relevante para quien compra es por qué persisten riesgos de insuficiencia y cuánto cuesta cubrirlos. En las secciones siguientes se examinan las 3 cuestiones que el comprador debe evaluar en conjunto. Son el respaldo disponible en el sistema, la firmeza que se exige y reconoce a lo contratado y el pago de los faltantes.
Fuentes: 1, 4, 6, 7, 12, 13, 14 y 15. N3: liquidaciones y obligación de potencia en México.
2 · Licitar por franjas horarias diferenciadas no asegura precios de energía diferenciados: Chile
Se licitaron franjas horarias diferenciadas. La CNE dividió el suministro de la licitación 2025/01 en 3 bloques: nocturno, de 23:00 a 07:59; solar, de 08:00 a 17:59; punta de la tarde, de 18:00 a 22:59 [V].
Se adjudicaron los 3 bloques al mismo precio. La CNE recibió 708 ofertas de 6 empresas, por 3.9 veces la energía solicitada [V]. Adjudicó el 100% a 1 generador, Enel, a 64.5 USD/MWh en cada bloque [V], con el criterio de menor valor presente de los precios ofertados y su indexación [V].
La CNE distingue el contrato de la inyección física. En la explicación de su licitación 2026/01, describe un contrato financiero: el suministrador realiza retiros del mercado spot para abastecer los consumos contratados y carece de un compromiso de inyección física [V]. Por separado, en la adjudicación 2025/01, la fórmula de indexación fue 70% Henry Hub y 30% índice de precios al consumidor de Estados Unidos [V].
La potencia se remunera por separado. Mediante el Decreto 1T/2025 se fijó el precio regulado de la potencia de punta en 8.53 mil pesos chilenos/kW-mes para el nudo de referencia de Quillota, vigente desde abril de 2025 [V]. Equivale a 8.95 USD/kW-mes al dólar observado del 1 de abril de 2025 [D; R1].
En otros contratos, el pago de la energía se ajusta según el costo marginal. En la licitación excepcional 2025/02 se incluyó un mecanismo mediante el cual se modifica el precio pagado por el cliente en función del costo marginal del sistema [V].
La igualdad del precio de energía adjudicado entre franjas deja pendiente su valoración económica horaria. El precio contractual coincide entre bloques. El pago total debe incorporar la potencia y los ajustes aplicables. El suministrador queda expuesto a diferencias entre ese precio y el costo de abastecimiento. Ante una terminación anticipada, el comprador debe evaluar el costo y las condiciones de reposición (§9). Para comparar ofertas conviene estimar, bajo escenarios comunes, el costo total y la cobertura de cada alternativa.
3 · Adjudicar capacidad no garantiza que las plantas operen a tiempo ni que estén disponibles en cada hora crítica: Colombia
Colombia cuenta con el Cargo por Confiabilidad desde 2006. Mediante este mecanismo se asignan obligaciones de energía firme contra la energía que cada planta puede garantizar en hidrología crítica [V]. La CREG reportó para 2024 un valor a distribuir superior a 6 billones de pesos colombianos. Desde 2008 el cargo representa cerca de 20% de los ingresos mensuales de la generación [V].
En 2024 se adjudicó a solar casi toda la capacidad nueva para 2027–28. En la subasta de febrero de 2024 se asignaron 4.44 GW solares, 99% de la capacidad nueva, frente a 48 MW térmicos [V]. La subasta cerró en 18.2 USD/MWh [V].
La capacidad nominal y la energía firme son magnitudes distintas. La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) aplica factores de energía firme de 13% a la solar y de 90% a la térmica a gas [V]. Son factores de planeación; en las subastas se aplica otra metodología, planta por planta [V]. Con esos factores se mide energía; la disponibilidad entre las 18:00 y las 22:00 queda sin acreditar.
Hubo retrasos respecto de los compromisos y las previsiones. De las 17 plantas de la subasta de 2019 citadas por la CREG, 5 entraron en su fecha [V]. Por separado, XM, operador del sistema, consideró 3.2 GW solares nuevos para 2025; entraron 334 MW [V], 10.4% de lo previsto [D; R2]. Son conjuntos de proyectos distintos de los de la subasta para 2027–28.
La activación de las obligaciones depende del precio de escasez. Durante El Niño de 2023–24, según la CREG, el precio de bolsa superó el precio marginal de escasez "en contadas ocasiones" [V, como declaración de la CREG]. El 27 de marzo de 2024, el embalse agregado estaba en 32.5%, por debajo del mínimo de los 20 años anteriores para marzo [V]. La eficacia de esas condiciones de activación requiere una evaluación adicional.
Atribuir la insuficiencia proyectada a la mezcla solar adjudicada permanece como hipótesis [H]. Para contrastarla habría que comparar escenarios con distintas mezclas de generación, con demanda, hidrología, transmisión y fechas de entrada comparables. Se mediría cuánto cambia la energía no suministrada al modificar la mezcla y cuánto corresponde a las demás restricciones.
4 · Diseñar contratos con obligaciones de suministro para las horas críticas no garantiza que se adjudiquen: Colombia
En la subasta de firmeza siguiente se adjudicó otra mezcla. En mayo de 2026 se adjudicaron 4.07 GW nuevos para 2029–30 [V]: 55.9% térmicos, 38% solares y 6% eólicos [D; N1]. Sobre el total de energía firme asignada, la solar aportó 7.7%; la hidráulica y la térmica, 92.2% [D; N1]. Son denominadores distintos: capacidad nueva frente a energía firme total. El cierre se fijó en 16.4 y 22 USD/MWh, en 2 grupos de plantas según su costo variable, con la regla que la CREG adoptó en 2024 [V].
Se ofrecieron contratos con obligaciones horarias en una subasta separada. En julio de 2026, el Ministerio de Minas y Energía ofreció en la subasta de contratos de largo plazo 4 productos a 15 años desde 2030 [V]. En el producto dedicado de punta con baterías, P4, se exigía suministro plano de 18:00 a 22:00 [V].
El producto dedicado de punta quedó sin adjudicar. Las ofertas sumaron 558 MWh/día frente a 5,990 solicitados [V], 9.3% [D; R3]. El subastador atribuyó la falta de adjudicación al límite de competencia de 40% y confirmó que hubo ofertas válidas [V, como declaración del subastador]. El artículo 9 de la Resolución CREG 101 109 de 2026 limita la participación de cada vendedor en la energía diaria ofrecida para la subasta. Para ese cálculo se agrupa a quienes tienen un mismo controlante o una relación de control [V]. El boletín identifica la causal; reconstruir las participaciones individuales requiere el detalle de las ofertas.
Se adjudicó un producto híbrido que incluye suministro en la punta. El producto P3, híbrido con baterías, abarca las franjas de 08:00 a 18:00 y de 18:00 a 22:00; se adjudicaron 390 MWh/día [V]. Ese volumen corresponde al producto completo, con horas de sol y de punta. Con el producto solar se contrataron en total 4.56 GWh/día [D; R4], 19.3% de lo pedido [D; R5]. Toda la generación adjudicada fue solar [V].
El producto híbrido se adjudicó a un precio superior al de la curva solar. La curva solar, de 06:00 a 18:00, se adjudicó a 246 pesos colombianos/kWh. El híbrido con baterías se adjudicó a 316 pesos colombianos/kWh, con entrega de 08:00 a 18:00 y de 18:00 a 22:00. Su precio fue 28.3% mayor [V; D; R10]. La comparación corresponde a productos completos con perfiles distintos; aislar el valor de la punta y el costo del almacenamiento requiere información adicional. El producto plano de 24 horas se canceló por falta de los 3 competidores requeridos [V].
La falta de adjudicación corresponde al producto dedicado P4; dentro del producto híbrido sí se contrató entrega en la punta. Quien diseña la contratación debe comprobar la disponibilidad de recursos, las condiciones de competencia y el costo de las alternativas de respaldo. Entre las subastas de firmeza de 2024 y 2026 cambiaron también las reglas, los precios y el contexto hidrológico. Su contribución al cambio de mezcla queda sin aislar [H; contraste en §9].
5 · En un mismo sistema pueden registrarse recortes renovables, riesgos de déficit y medidas de racionamiento preventivo: Chile
Se recortó generación renovable en gran volumen. El Coordinador Eléctrico Nacional, operador del sistema, registró 6.08 TWh de recortes solares y eólicos en 2025 [V], 18.6% de lo que esas centrales generaron [D; R6].
En julio de 2026 se proyectaron déficits para ese invierno. El operador estimó déficits de 305 GWh en julio y de 558 GWh en agosto, 4% y 8% del consumo [V, como proyección del operador]. El escenario suponía hidrología seca y las centrales Santa María y Nueva Ventanas fuera de servicio [V].
Por separado, en diciembre de 2025 se decretó un racionamiento preventivo local. El Ministerio de Energía emitió la medida para Los Maquis–Hualañé [V]. La CNE la vinculó con generación distribuida exclusivamente solar, de escaso aporte nocturno [V, como atribución de la CNE]. Es una medida local y preventiva; queda sin acreditar un racionamiento nacional ejecutado.
El operador identifica restricciones físicas distintas. El Coordinador atribuye los recortes a congestión de transmisión y excedentes de oferta en determinados horarios [V, como atribución del operador]. En 2025, el tramo de 500 kV entre Polpaico y Nueva Pan de Azúcar registró 1.31 mil horas desacopladas [V]. En el informe se preveía para 2029 la entrada del enlace de corriente directa Kimal–Lo Aguirre [V]. Los déficits proyectados corresponden al escenario de hidrología, disponibilidad de centrales y suministro de combustibles descrito en el estudio [V].
Las respuestas documentadas incluyen combustibles y almacenamiento. El operador estimó necesidades adicionales de gas de aproximadamente 30 millones de metros cúbicos en julio de 2026 y 50 millones en agosto [V, como escenario del operador]. Supuso importaciones argentinas de 3 millones de metros cúbicos diarios y disponibilidad efectiva de 66% [V, como escenario del operador]. También instruyó gestiones para una eventual operación de Nehuenco con diésel ante suspensión del gas y emergencia sistémica [V]. Durante 2025 entraron en operación 690 MW de baterías; el informe registró otros 6.41 GW de proyectos en construcción o conexión [V].
La energía disponible en ciertos horarios o lugares puede coexistir con faltantes en otros. Atender estos riesgos depende de que las autoridades coordinen la contratación, la expansión de redes y la disponibilidad de generación y combustibles. Esa coordinación parte de las medidas en curso y de su estado de ejecución. Que el diseño contractual contribuya a los desequilibrios documentados permanece como hipótesis [H]. Para contrastarla habría que comparar alternativas de contratación con demanda, red, hidrología y entrada de proyectos equivalentes, separando los efectos de las inversiones físicas adicionales.
6 · El usuario paga por respaldo además de la energía, aunque ese respaldo cubre solo los escenarios críticos que la autoridad decide cubrir: Perú
Los cargos de respaldo que pagan los usuarios superan a la prima renovable. En la tarifa de mayo de 2025 a abril de 2026, los cargos de reserva, capacidad y confiabilidad suman 10.1 soles/kW-mes [D; R7]. La prima renovable suma 7.08 soles/kW-mes [V].
Los cargos de respaldo evolucionaron de forma distinta de la prima renovable. Entre 2019 y 2025, la prima cayó 37%. El cargo de reserva fría aumentó 18% y el de capacidad de generación, 53% [D; N2]. Con esos pagos se remunera el respaldo del conjunto del sistema. Su atribución a la ausencia de generación renovable queda sin demostrar.
Osinergmin excluyó el escenario sin Camisea al determinar el margen firme objetivo. Calculó un objetivo de 19.9% para mayo de 2025–abril de 2029 [V]. En el escenario de indisponibilidad total del gasoducto, el margen de reserva que incluye mantenimiento promedió 57.9% [V]. Este indicador se calcula antes del descuento de potencia firme de reserva fría utilizado para obtener el objetivo. Ambos porcentajes deben distinguirse. Osinergmin excluyó aquel escenario por su baja probabilidad, referida a una interrupción total y permanente del suministro [V, como decisión del regulador].
Después hubo una emergencia de suministro de gas. La Resolución 40-2026-OS/CD de Osinergmin recoge que el Ministerio de Energía y Minas declaró la emergencia del 1 al 14 de marzo de 2026 y activó el racionamiento en la asignación de gas [V; fuente 17]. El alcance temporal del evento y el escenario de interrupción total y permanente deben distinguirse al evaluar la decisión previa de reserva.
La autoridad que dimensiona el respaldo debe decidir qué riesgos cubrir y a qué costo. La emergencia debe incorporarse a esa revisión, con distinción entre el riesgo previsto, el evento ocurrido y sus consecuencias eléctricas.
7 · Guatemala exige firmeza y evalúa potencia y energía en conjunto; la PEG-5 dejó volumen sin adjudicar
El sistema utiliza importaciones y generación con carbón y coque. Para 2025, el Administrador del Mercado Mayorista (AMM) reportó 15.5% de importaciones en su gráfico de producción por recurso. La categoría de importaciones de energía de México representó 67.7% del total importado que muestra el balance [V]. El carbón y el coque aportaron 27% [D]. El informe utiliza agregados distintos para importaciones comerciales, desvíos y energía inadvertida. Los denominadores se precisan en el expediente. La demanda de las 20:00 pasó de 1.54 GW en 2018 a más de 1.94 GW en 2025 [V]. El plan de expansión del Ministerio de Energía y Minas advierte "una brecha creciente entre oferta y demanda disponible" [V]. Con ese contexto, por sí solo, queda sin probar una insuficiencia de firmeza.
Se exige cubrir toda la demanda firme y se adjudica por el costo conjunto. Las distribuidoras deben cubrir con contratos de potencia el 100% de su demanda firme [V]. La firmeza solar y eólica se acredita según su entrega de 18:00 a 22:00, con 95% de probabilidad de excedencia [V]. En la licitación PEG-5 se adjudicó por el mínimo costo total de potencia y energía [V].
En la PEG-5 quedó potencia por contratar. Frente a 1.4 GW solicitados desde 2033 [V], los 42 bloques adjudicados a 15 años suman 1.26 GW de potencia garantizada máxima [D; N4]. El informe de distribución de contratos confirma ese volumen desde 2033 hasta 2044 [V]. La diferencia de 142 MW [D; R8] se representa mediante un oferente virtual [V]. Para determinar la cobertura de las distribuidoras deben revisarse sus demás contratos.
Se admitieron distintas formas de aportar firmeza. Los participantes podían acreditarla con recursos propios o con contratos de respaldo [V]. El componente solar adjudicado sumó 701 MW [D; N4]; sus identificadores incluyen baterías, aunque 2 descripciones del listado dicen solo "Solar" [V]. De 960 MW máximos ofertados en las 6 filas de gas natural se adjudicaron 15 MW [D; N4].
Para la PEG-6 se modificaron el suministro requerido y las tecnologías admisibles. La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) exigió energía firme con factor de planta de al menos 90% [V]. También exigió oferta de energía asociada a la potencia durante todas las horas del día de todos los años del período de suministro [V]. Para plantas nuevas admitió geotermia y gas natural, categoría extendida al etano y al propano [V].
La autoridad y el comprador deben definir cuánto contratar, para qué perfil y con qué recursos. La evaluación conjunta de potencia y energía ya existe en la PEG-5 [V]. Quedan por comprobar la cobertura lograda, los riesgos residuales y el costo de reposición. La distribuidora debe considerar la totalidad de sus contratos al comprobar su cobertura. El generador debe evaluar qué oferta es admisible en cada licitación.
Atribuir el cambio de la PEG-6 al resultado de la PEG-5 permanece como hipótesis [H]. En los considerandos de las resoluciones CNEE-323-2026 y CNEE-344-2026 queda sin localizar esa atribución. Para contrastarla deben revisarse los antecedentes técnicos y el expediente de decisión, en busca de una relación explícita con los resultados de la PEG-5 o de motivos alternativos documentados.
8 · Los reguladores están ajustando los requisitos de respaldo; compradores y desarrolladores deben evaluar energía y firmeza en conjunto, tras estos cambios
Los reguladores y convocantes modifican requisitos técnicos, productos de contratación o condiciones de remuneración. Se documentan cambios en 5 países durante 2025–26 [V]. Su efecto sobre la contratación, la suficiencia y el costo está por evaluarse.
País | Cambio documentado | Resultado o asunto pendiente |
México | En la convocatoria de mayo de 2026, la Secretaría de Energía (SENER) exige a las nuevas centrales renovables almacenamiento de al menos 30% de su capacidad y 3 horas [V] | El almacenamiento es condición técnica, sin comprador ni precio específico para ese respaldo en la convocatoria [V]; el mecanismo de potencia continúa por separado |
República Dominicana | En la ronda de 600 MW renovables se adjudicaron proyectos con 50% de respaldo en baterías [V] | Se adjudicó 54.3% de lo licitado [D; N5]; el criterio de adjudicación quedó sin publicar en la fuente citada |
Colombia | En la subasta de 2026 se ofreció un producto dedicado de punta con baterías [V] | El producto P4 quedó sin adjudicar; el híbrido P3 sí incluyó suministro de punta [V] |
Chile | En la 2026/01 se admite almacenamiento y se fija el precio de potencia en las bases; en la 2025/02 se ajusta el precio según el costo marginal [V] | La adjudicación de la 2026/01 está prevista para el 13 de enero de 2027 [V] |
Guatemala | En la PEG-6 se exige energía firme en todas las horas, con factor de planta de al menos 90%; para plantas nuevas se admiten geotermia y gas natural [V] | La adjudicación está prevista para el 6 de mayo de 2027 [V] |
En México, las convocatorias citadas incorporan requisitos de almacenamiento para nuevos proyectos; el Mercado para el Balance de Potencia continúa por separado. En las subastas de 2016 y 2017 se licitó potencia como producto [V]; en la de 2017 se asignaron 2.56 GW nuevos, incluidos 550 MW de turbogás [V; D; N6]. En enero de 2019 se canceló la subasta de 2018 [V]. Desde 2025 se convocan permisos alineados con la planeación vinculante, en los que el almacenamiento es condición técnica, sin un precio específico para ese respaldo [V].
Las metas de planeación, las obligaciones de compra y los resultados de generación deben distinguirse. En México, la SENER cita 4 cifras de generación limpia a 2030, con bases distintas y sin conciliarlas. Son 38% en el Programa Sectorial, 21.5% en el Plan Nacional de Desarrollo y hasta 45% en el Plan México. El Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico da 35%, "pudiendo alcanzar un valor aproximado del 38%" [V]. La estimación siguiente toma el 38% como referencia. En 2024, la generación limpia fue 23.4% del total [V].
En un escenario calculado desde la base de 2024, cubrir la brecha hacia 38% exclusivamente con solar equivale a añadir de 4.4 a 5 GW por año entre 2025 y 2030 [E; N8]. Se mantiene constante la producción de las demás tecnologías limpias y se supone crecimiento de la generación total de 1.2% a 2.2% anual. Se utiliza un factor solar aproximado a partir de los datos de 2024. El intervalo equivale a 2.5–2.8 veces [E; R9] la mayor adición anual neta de la serie fotovoltaica de 2017 a 2024: 1.77 GW en 2019. Su promedio fue 977 MW/año [D; N7]. Es una equivalencia energética bajo supuestos. Su costo y viabilidad quedan por evaluar.
En Colombia se exige que 10% de las compras de los comercializadores provenga de fuentes renovables no convencionales; la obligación es exigible y sancionable [V]. En 2025, esas fuentes atendieron cerca de 6% de la demanda [V]. Las compras de los comercializadores y la demanda total son universos distintos. De estos porcentajes queda sin deducirse una brecha de incumplimiento.
Los instrumentos de los otros 5 países corresponden a obligaciones y objetivos distintos. La Ley 57-07 de República Dominicana emplea "procurarán" para el objetivo de 2025. En la Agenda de Transición Energética de Panamá de 2020 se describen las contribuciones climáticas de entonces como un "compromiso ético, no mandatorio". Perú derogó en enero de 2025 el numeral que establecía el porcentaje objetivo; Guatemala recoge una meta de política y Chile superó el umbral de 20% de su ley [V, con los alcances de cada fuente]. Estos antecedentes deben distinguirse de una evaluación jurídica integral de su exigibilidad actual.
Con estos cambios se redefinen las condiciones de participación; su efecto sobre la contratación, la suficiencia y el costo está por evaluarse. Los reguladores deciden qué requisitos incorporar. El comprador y el desarrollador deben valorar cuánto cuesta cumplirlos y qué cobertura obtienen. Aun en el diseño de Guatemala, donde ya se adjudican potencia y energía por su costo conjunto [V], deben examinarse los riesgos residuales y las alternativas de reposición.
Fuentes: 1, 2, 4, 11, 13, 14 y 15. N6–N8: resultados históricos y estimación mexicana. R9: múltiplo del intervalo estimado.
9 · Quien compra y quien construye deben integrar energía, disponibilidad y respaldo en su decisión; la autoridad fija las condiciones
La integración de la energía contratada, la firmeza acreditada y el suministro físicamente disponible se evalúa en 2 niveles: la cobertura de cada empresa y la suficiencia del sistema. Compradores y desarrolladores valoran sus contratos y activos; las autoridades fijan las condiciones dentro de las que lo hacen. Se requieren 2 decisiones de empresa y 1 condición que ambas deben exigir o descontar.
El comprador que adjudica suministro regulado · Capital Allocation. Los procesos citados comparan precios indexados, beneficios para el consumidor o costos conjuntos de potencia y energía [V]. En los documentos públicos revisados queda sin identificar una cuenta integrada de reposición ante incumplimiento. En Chile, la CNE explicó que la licitación excepcional 2025/02 respondía a términos anticipados de contratos de procesos anteriores, incluido uno de la 2022/01 [V]. Se adjudicó a un precio promedio de 98.7 USD/MWh, frente a 64.5 USD/MWh de la regular 2025/01 [V]. Comparar esos precios requiere normalizar plazo, indexación, perfil, ajustes y riesgos; su diferencia se distingue del costo de reposición.
En InsightIA proponemos que el comprador evalúe conjuntamente sus contratos, la potencia que paga por separado y el costo de reposición. Debe hacerlo con base en las horas de entrega y los escenarios de incumplimiento. Esa evaluación se aplica dentro de los criterios de adjudicación vigentes y sirve para proponer ajustes a futuros procesos cuando esos criterios omitan costos o riesgos relevantes. Para comprobar su aplicación deben quedar documentados el costo total y la cobertura de la oferta seleccionada frente a las alternativas, incluso si se elige un precio uniforme entre franjas.
El generador que construye · Capital Projects. En Colombia predominó la capacidad nueva solar en la subasta de firmeza de 2024 y la térmica en la de 2026 [V]. Entre ambas cambiaron las reglas, los precios y el contexto hidrológico [V]. Atribuir el cambio de mezcla a una modificación regulatoria específica permanece como hipótesis [H]. Para contrastarla habría que comparar ofertas y adjudicaciones bajo reglas alternativas, con las demás condiciones comparables. En México se exige almacenamiento en las convocatorias citadas sin un precio específico para ese respaldo [V].
En InsightIA proponemos que el desarrollador evalúe cada activo bajo las reglas de firmeza vigentes y bajo escenarios explícitos de modificación. El almacenamiento se dimensionaría por el costo y el valor de las alternativas, además de por el requisito técnico. La evaluación debe mostrar si instalar baterías por encima del mínimo técnico mejora la rentabilidad esperada o reduce riesgos con un costo aceptable, frente a configuraciones alternativas.
Los compradores que contratan energía libremente quedan fuera de este análisis. En Chile retiran 61.7% de la energía [V]. Cada uno puede aplicar a su contrato la misma pregunta: qué cubre cuando el recurso falta y quién paga esa hora.
La condición que fija la autoridad. Las autoridades, con el planeador y el operador, definen qué nivel de suficiencia exigir, qué contingencias cubrir y qué riesgo residual aceptar. También comparan alternativas de expansión y contratación por su costo total y su riesgo de suministro, y deciden quién paga. Para el comprador y el desarrollador, esas decisiones son un dato de su cuenta. Lo que la regla deja sin cubrir lo cubren ellos, lo pagan en otra línea o lo exigen en el siguiente proceso.
Para quien compra energía por contrato, la oferta de menor precio por MWh y la combinación de menor costo total para sus horas críticas pueden ser 2 compras distintas. Quien compra decide esa diferencia antes de adjudicar el suministro. Quien construye la decide antes de comprometer la inversión: qué activo, con cuánto almacenamiento y bajo qué regla de firmeza recupera lo invertido.
Fuentes: 4, 7, 8, 12 y 14. Las funciones de InsightIA son propuestas de trabajo, sin resultados demostrados.
Fuentes
CENACE · Recálculos del Mercado para el Balance de Potencia: año de producción 2024, 23 de septiembre de 2025, pp. 14–15 y 19 del PDF; año de producción 2025, 3 de septiembre de 2026, p. 19. Presentación del fallo SLP-1/2017, p. 7. Enlaces directos y sumas por zona en el expediente. https://www.cenace.gob.mx/Paginas/SIM/informesEjecutivos.aspx
SENER · Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico 2025–39, Diario Oficial de la Federación, 17 de octubre de 2025, tablas 2.1 y 2.2; Programa Sectorial de Energía; Segunda Convocatoria, 11 de mayo de 2026; Acuerdo de requisitos de Certificados de Energías Limpias (CEL) 2025–26. https://sidof.segob.gob.mx/notas/docFuente/5770297
Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) · Cuenta Pública 2024, tomo VIII, Comisión Federal de Electricidad (CFE) Suministrador de Servicios Básicos, notas a los estados financieros.
CNE de Chile · Bases definitivas y comunicado de adjudicación de la licitación 2025/01; bases y comunicado de adjudicación de la licitación excepcional 2025/02; comunicado de adjudicación de la licitación 2023/01; webinar de la licitación 2026/01; informe técnico del Decreto 43/2025. https://www.cne.cl/
Coordinador Eléctrico Nacional · Reporte Anual Art. 72-15, año 2025; Informe DEAS-GM-SEN N.º 18/2026. https://www.coordinador.cl/
Ministerio de Energía de Chile · Decreto 1T/2025 de precios de nudo; Decreto Supremo 70/2023; Política Energética Nacional, actualización 2022.
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XM · Informe de resultados de la subasta CLPE 03-2021; Informe de Operación y Mercado 2025; resultados de la subasta de energía firme 2029–30. https://www.xm.com.co/
UPME · Plan Indicativo de Expansión de la Generación 2025–2039, tablas 9–11 y pp. 35–37 del PDF. https://docs.upme.gov.co/SIMEC/Energia%20Electrica/PIEG/2025-2039/PIEG_2025_2039_Version_final.pdf
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Ministerio de Minas y Energía de Colombia · Resoluciones 40715 de 2019, 40060 de 2021 y 40208 de 2026.
Osinergmin · Informes técnicos 108-2025-GRT, 225-2025-GRT y 348-2019-GRT; Resolución 40-2026-OS/CD. https://www.gob.pe/osinergmin
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CNEE y Administrador del Mercado Mayorista (AMM) de Guatemala · Bases de la licitación PEG-5-2025; Resolución CNEE-97-2026 y su anexo de adjudicación; resoluciones CNEE-323-2026 y CNEE-344-2026 (PEG-6); Empresa Eléctrica de Guatemala (EEGSA), aviso de la PEG-6; Norma de Coordinación Comercial N.º 2; Reglamento del AMM; Informe Estadístico 2025; Ministerio de Energía y Minas, Plan de Expansión Indicativo 2026–50.
Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP), Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA), Centro Nacional de Despacho (CND) y Secretaría Nacional de Energía de Panamá · Plan de Expansión 2025–39; capacitación del CND de abril de 2025; consulta pública 009-26; Resolución de Gabinete 93 de 2020.
Servicio de Impuestos Internos (SII) de Chile · Dólar observado del 1 de abril de 2025. Consulta: 15 de octubre de 2026. https://www.sii.cl/valores_y_fechas/dolar/dolar2025.htm
Osinergmin · Resolución 40-2026-OS/CD, p. 2 del PDF: recoge la declaratoria y activación del racionamiento de gas por el Ministerio de Energía y Minas, del 1 al 14 de marzo de 2026. https://cdn.www.gob.pe/uploads/document/file/9570359/7835037-resolucion-de-consejo-directivo-40-2026-os-cd.pdf
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