La estructura de costos y abastecimiento del mercado eléctrico cerró 2025 con una mayor dependencia de la generación térmica, un comportamiento asociado tanto al aumento de la demanda como a factores estacionales que limitan el aporte de algunas fuentes renovables. De acuerdo con el más reciente informe de la Unidad de Transacciones (UT), las centrales térmicas cubrieron el 30.2 % de la demanda eléctrica registrada en diciembre.
Durante ese mes, el consumo nacional de energía alcanzó los 598.37 gigavatios hora (GWh), lo que representó un incremento interanual de 7 % frente a los 559.16 GWh contabilizados en diciembre de 2024. En términos absolutos, la demanda aumentó en 39.21 GWh, reflejando una mayor actividad económica y un uso intensivo de energía, particularmente en sectores comerciales y residenciales.
Del total generado, 171.58 GWh provinieron de gas natural licuado (GNL), equivalente al 26.6 % de la demanda mensual. Esta producción corresponde a la planta de Energía del Pacífico, ubicada en Acajutla, cuya tecnología, aunque clasificada como térmica, es considerada de transición por su menor impacto ambiental y costos más competitivos frente a combustibles tradicionales.
En contraste, la generación térmica basada en búnker tuvo una participación más reducida, con 23.71 GWh, lo que representó un 3.68 % del total consumido. No obstante, este segmento mostró un crecimiento significativo al multiplicarse por más de 20 en comparación con diciembre de 2024, cuando apenas aportó 1.15 GWh (0.20 %), evidenciando un mayor uso de plantas dependientes del petróleo ante la menor disponibilidad de otras fuentes.
Este comportamiento responde, en parte, a la temporada seca, período en el que se reduce la generación hidroeléctrica para preservar los niveles de los embalses hasta el inicio del invierno. En diciembre, la hidroelectricidad aportó 124.67 GWh, equivalente al 19.33 % de la demanda, una cuota que continúa descendiendo desde el 52.8 % registrado en octubre y el 25.75 % de noviembre.
La generación geotérmica se consolidó como uno de los pilares del sistema, con una participación del 19.45 % (125.45 GWh), mientras que la biomasa contribuyó con el 16.48 % (106.27 GWh). En el caso de la biomasa, su mayor aporte coincide con la zafra de caña de azúcar, que permite aprovechar subproductos como la melaza para la producción energética.
Por su parte, la energía solar cubrió el 8.17 % de la demanda (52.71 GWh), seguida de la eólica con el 3.89 % (25.09 GWh). Las importaciones regionales representaron un 2.21 %, con 14.24 GWh.
Comportamiento anual y precios
En el balance anual, la UT identificó a mayo como el mes de mayor demanda de 2025, con 645.28 GWh, seguido de marzo (639.75 GWh), ambos marcados por altas temperaturas y un mayor uso de sistemas de climatización. Julio ocupó el tercer lugar con 622.6 GWh, mientras que octubre y abril registraron 604.99 GWh y 602.49 GWh, respectivamente.
En términos de precios, el mercado mayorista cerró diciembre con un costo promedio de $87.88 por megavatio hora (MWh), el segundo más bajo del año, solo superado por octubre, cuando se registraron $66.27 por MWh. El precio más alto se observó en mayo, con $125.6 por MWh.
El valor promedio de diciembre representó una reducción interanual de 5.4 % frente a los $92.97 por MWh reportados en el mismo mes de 2024, un indicador que refleja una mayor estabilidad en los costos de generación, pese al incremento en la demanda y al mayor uso de fuentes térmicas.
