Centroamérica tiene una matriz eléctrica más limpia que la del promedio mundial y una exposición alta a la variabilidad del clima. Las dos cosas son ciertas al mismo tiempo. La región genera cerca de dos tercios de su electricidad con agua, calor de la tierra, viento, sol y biomasa; también depende de un régimen de lluvias que se ha vuelto más errático y de una red regional con capacidad limitada.
Este cuaderno ordena los datos de 2024, compara a los seis países, revisa qué metas existen y señala los límites que explican por qué el avance no es automático.
La foto de 2024: dos tercios renovables
Sumando Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, Costa Rica y Panamá, la base estadística de IRENA registra 20.102 MW de capacidad instalada y 66.233 GWh de generación en 2024. El 67,6% de la capacidad y el 68,4% de la electricidad provinieron de fuentes renovables.
El Ente Operador Regional (EOR), que administra el mercado eléctrico regional, reporta cifras algo distintas para el mismo año: 19.325 MW instalados, 12.476 de ellos renovables (64,6%), y un 67,5% de generación renovable. Las dos fuentes no coinciden: cubren universos y métodos distintos. Esa es la primera lección del cuaderno: en energía centroamericana no existe una sola cifra, y citar sin fuente es la forma más rápida de equivocarse.
Seis países, tres velocidades
El promedio regional esconde diferencias grandes. Costa Rica produce casi nueve de cada diez kilovatios hora con renovables; Honduras, poco más de la mitad. Entre ambos extremos, Panamá, El Salvador, Guatemala y Nicaragua forman un grupo intermedio con matrices distintas.
Capacidad y generación eléctrica por país, 2024
| País | Capacidad (MW) | Generación (GWh) | % renovable de generación |
|---|---|---|---|
| Guatemala | 3.825 | 14.090 | 62,0 |
| El Salvador | 3.112 | 8.640 | 69,0 |
| Honduras | 3.317 | 12.572 | 52,1 |
| Nicaragua | 1.660 | 4.942 | 61,2 |
| Costa Rica | 3.692 | 12.547 | 89,4 |
| Panamá | 4.495 | 13.442 | 73,0 |
| Total | 20.102 | 66.233 | 68,4 |
Fuente: Elaboración propia con datos de IRENA (IRENASTAT, actualización de 2026). Cifras redondeadas.
El promedio esconde a Honduras
Honduras generó 12.572 GWh en 2024 y 6.014 GWh salieron de plantas de petróleo, casi la mitad de su electricidad, según IRENA. El país tiene hidroeléctricas, solar, eólica, biomasa y geotermia, pero ninguna de esas fuentes cubre su demanda con la constancia necesaria. Es el caso más claro de una transición que aún no ocurre.
El Salvador ilustra el patrón opuesto. Su generación renovable alcanza el 69%, pero el gas natural aportó 2.168 GWh y el petróleo otros 513 GWh. La geotermia y la hidroeléctrica sostienen la base; el gas cubre los huecos. Un sistema así puede ser muy limpio en un año húmedo y muy dependiente del combustible fósil en un año seco.
Panamá combina una matriz renovable del 73% con 2.239 GWh de gas natural y 1.389 GWh de petróleo. Guatemala quema carbón (2.700 GWh) y petróleo (2.581 GWh) para completar su demanda. Nicaragua depende del petróleo para el 38,8% de su electricidad. El mapa real es un archipiélago, no un bloque.
La hidroeléctrica manda (y por eso pesa la sequía)
La fuente renovable más grande de la región sigue siendo el agua. En 2024, las centrales hidroeléctricas sumaron 7.490 MW y generaron 28.196 GWh: el 42,6% de toda la electricidad del istmo, según IRENA. La biomasa aportó el 7,9%, la geotermia el 6,6%, la solar el 5,8% y la eólica el 5,4%.
Esa concentración tiene una consecuencia directa: cuando llueve menos, la matriz se ensucia. El EOR documentó que en los años de sequía de 2023 y 2024 la hidroeléctrica pasó a representar cerca del 40% de la generación y la térmica el 35%. En una presentación citada por Centroamérica 360, el propio operador advirtió que alrededor de dos tercios de la capacidad instalada es renovable con estacionalidad y variabilidad, y que eso no garantiza energía firme en condiciones climáticas adversas.
La frase importa porque invierte el sentido habitual de la discusión. Tener mucha renovable no equivale a tener un sistema robusto si casi toda esa capacidad depende del mismo factor climático. La diversidad tecnológica —geotermia, biomasa, viento, solar— vale tanto como el volumen total.
Costa Rica: el techo del 89%
Costa Rica es el caso más citado de la región. En 2024 generó 11.216 GWh renovables sobre 12.547 totales: 89,4%, según IRENA. La hidroeléctrica aportó 8.275 GWh, la geotermia 1.498, la eólica 1.239 y la solar apenas 124.
El 10,6% restante salió de plantas de petróleo: 1.331 GWh. Ese detalle importa. Incluso el país con la matriz más limpia de la región necesita respaldo fósil para cerrar el año, porque la hidroeléctrica depende de la lluvia y la demanda no se detiene. Llegar al 100% no es un problema anual: es un problema de horas, de estación seca y de almacenamiento.
La geotermia cumple ahí un papel que el discurso sobre renovables suele ignorar. Costa Rica tiene 262,66 MW geotérmicos, la mayor capacidad de la región, y El Salvador 209,4 MW. Son plantas que producen de día y de noche, con independencia de la lluvia. Su límite no es el clima: es la geología y el tiempo de construcción.
Las metas: pocas, nacionales y desiguales
En las fuentes consultadas no aparece una meta regional vinculante de generación renovable. Lo que existe son objetivos nacionales, planes de expansión y compromisos de infraestructura. Tres ejemplos permiten ver el tipo de metas que realmente se están fijando.
El Salvador: LaGeo opera 204,4 MW geotérmicos y aporta el 21,8% de la producción neta del país. Sobre esa base, el Banco Mundial aprobó en marzo de 2025 un préstamo de 150 millones de dólares para una planta geotérmica de 25 MW en Chinameca, con exploración para hasta 40 MW adicionales y operación estimada hacia 2030. La Ley de Energía Geotérmica de septiembre de 2025 añadió incentivos fiscales por diez años para atraer inversión privada.
Región: la línea SIEPAC tiene 1.793 kilómetros de tendido a 230 kV, 15 subestaciones y una capacidad inicial de transferencia de 300 MW, ampliable a 600 MW cuando se habilite el segundo circuito. Es una meta de infraestructura, no de generación: mejora el intercambio, no crea electricidad por sí sola.
América Latina: OLADE reporta que el 67% de la electricidad disponible en la región provino de fuentes limpias en 2025 y proyecta que la participación renovable llegaría al 83% en 2050, con una capacidad instalada que tendría que triplicarse. Son escenarios de largo plazo, no compromisos verificables año a año.
Los límites de la red
El Sistema de Interconexión Eléctrica para América Central nació del Tratado Marco firmado en 1996 y ratificado entre 1997 y 1998 por los seis países. La infraestructura, construida por la Empresa Propietaria de la Red (EPR), costó unos 494 millones de dólares y conecta 15 subestaciones mediante 28 bahías de acceso.
Su capacidad inicial de 300 MW equivale a menos del 2% de los 20.102 MW instalados en la región. La línea permite vender excedentes y cubrir déficits puntuales, y ha sido útil en episodios de sequía. No reemplaza la inversión nacional ni resuelve un año seco: mueve energía entre países, no la crea.
El segundo circuito, previsto desde el diseño original y todavía no habilitado, duplicaría la capacidad a 600 MW. Mientras no se construya, el mercado regional seguirá operando con un margen estrecho, sujeto a congestión y a contratos que no siempre coinciden con las necesidades de los sistemas nacionales.
Los límites económicos
El respaldo fósil tiene precio. En El Salvador, el precio promedio del mercado regulado fue de 95,47 dólares por MWh en 2024, frente a 100,75 en 2023, según Feller Rate. La caída coincidió con un Brent más barato: 80,53 dólares por barril en 2024 frente a 82,47 en 2023, según el mismo informe.
La intermitencia también tiene costo. OLADE registra 1,7 GW de baterías instaladas en América Latina y el Caribe en 2025, una cifra todavía pequeña frente a la escala del sistema. Sin almacenamiento, cada megavatio solar o eólico nuevo necesita un respaldo que suele ser térmico.
A eso se suman los plazos. Una planta geotérmica tarda años entre exploración y operación; un parque solar, meses. Los permisos ambientales, las consultas con comunidades y la conexión a la red definen tanto como el precio del panel. La velocidad de la transición depende menos de la tecnología disponible que de la capacidad institucional para procesar proyectos.
Qué mirar de aquí a 2030
La discusión centroamericana sobre renovables se puede seguir con cinco preguntas concretas:
- ¿La cifra es capacidad instalada o generación? La primera mide el tamaño del parque; la segunda, la electricidad que entrega.
- ¿Qué porcentaje de la generación es hidroeléctrica? Si es alto, el año hidrológico importa más que cualquier meta.
- ¿Cuánta electricidad sigue saliendo de petróleo, gas y carbón? Es el indicador real de la transición.
- ¿La fuente distingue entre mercado regional y sistemas nacionales? No son lo mismo y sus cifras tampoco.
- ¿La meta tiene fecha, responsable y presupuesto? Sin eso, es una declaración.
Centroamérica ya demostró que puede generar la mayor parte de su electricidad sin quemar combustibles. Lo que no ha demostrado es que pueda hacerlo en un año seco, con la red actual y con las metas que hoy existen. Ese es el terreno donde se decidirá la próxima década.
