Por Francisca Pérez (Chile), Karla Alcántara (República Dominicana) y Victoria Netto (Brasil)
El 15 de agosto de 2023, millones de brasileños amanecieron sorprendidos por un apagón que afectó a 26 de las 27 entidades federativas del país. La interrupción comenzó tras una falla en una línea de transmisión que desencadenó desconexiones automáticas en el Sistema Interconectado Nacional (SIN). Las investigaciones atribuyen el apagón a fallas técnicas y a la respuesta inadecuada de algunos equipos de generación. Para no sobrecargar la red, el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) reforzó medidas de seguridad e intensificó el “curtailment”, una orden que obliga a las centrales de energía renovable a reducir o interrumpir la generación, aun cuando exista capacidad instalada y condiciones favorables para la producción. En otras palabras, el país comenzó a recortar la generación de energía solar y eólica.
La situación muestra uno de los principales retos de la transición energética en América Latina y el Caribe: la generación de energía renovable ha crecido más rápido que la capacidad de llevarla a los consumidores. Los países avanzan en capacidad instalada, pero las redes de transmisión no dan abasto.
Las redes de transmisión pueden compararse con carreteras por donde circula la electricidad desde las plantas de generación hasta las ciudades, industrias y hogares. Si no existen suficientes líneas de transmisión o la infraestructura es limitada, no es posible transportar toda la energía generada hacia los lugares donde será consumida.
Es un desafío global. Según la Agencia Internacional de Energía (IEA), para cumplir las metas climáticas será necesario duplicar la inversión en redes antes de 2030 y añadir o modernizar 80 millones de kilómetros de líneas de transmisión hacia 2040 en el mundo.
El problema golpea directamente a tres grandes nombres de América Latina en materia de energías renovables: Brasil, el gigante de la generación limpia de la región; Chile, el país donde el crecimiento de las renovables avanza de forma más acelerada; y República Dominicana, la líder en generación renovable del Caribe.
Desafíos comunes marcan la trayectoria de los países que, como constató Climate Tracker América Latina, aún no presentan metas concretas para cerrar la brecha de infraestructura, que se ha convertido en uno de los principales factores que retrasan la transición energética.
Curtailment: el desperdicio de energía renovable que complica el camino hacia la transición energética
Desde República Dominicana, el presidente de la Asociación Dominicana de Sistemas Aislados (Adosea), Eduard Vasquez, advirtió que, a medida que se integra más generación a la red, también aumenta la necesidad de incorporar mayor “inteligencia” al sistema eléctrico, lo que implica inversiones significativas en redes y operación. En ese sentido, afirmó que, “en la medida que se agregan fuentes renovables se introduce más intermitencia a la red”.
De hecho, la intermitencia de las energías renovables (con picos de generación y momentos de baja producción, dependiendo del sol y del viento) vuelve la situación aún más compleja. Eso hace que la cantidad de electricidad circulando por la red cambie constantemente, aumentando la necesidad de una infraestructura capaz de absorber y distribuir de acuerdo con esas variaciones.
“Para poder solventar eso se requiere una inversión grande, fuerte y enorme en redes y en operación”, agregó Vasquez, al reiterar que dichas inversiones solo pueden realizarse si existen los recursos financieros.
El experto en energía Augusto Bello señaló que República Dominicana enfrenta un crecimiento acelerado del vertimiento de energía renovable, una situación que podría llevar al país a desperdiciar más de 578 gigavatios-hora (GWh) de energía limpia en este 2026, superando los 200 GWh del año pasado.
De acuerdo con la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE), el concepto de vertimiento proviene originalmente de la generación hidroeléctrica, donde describe el agua que llega a una central pero no se utiliza para generar electricidad. Por analogía, en centrales eólicas y solares se define como la cantidad de energía que se desperdicia debido a que, aunque la planta tenga capacidad instalada y cuente con el recurso, no puede inyectarla a la red por restricciones en la transmisión o insuficiente demanda. El vertimiento es realizado por el operador del sistema para evitar que el exceso de electricidad sobrecargue la red y provoque fallas, inestabilidad y apagones.
Bello señaló que a medida que el sistema eléctrico dominicano se “acerca a una capacidad renovable cercana a los 2.000 megavatios (MW), los niveles de energía vertida aumentan de forma acelerada”. Entre los principales factores que explican este comportamiento, el experto identificó las limitaciones de transmisión en zonas con alta concentración de proyectos renovables, la falta de sistemas de almacenamiento de energía a gran escala, la necesidad de una mayor flexibilidad operativa del sistema eléctrico y el crecimiento de la generación solar durante horas de baja demanda.
El experto considera que el fenómeno también puede interpretarse como una señal del avance de la transición energética nacional. A su juicio, el aumento del curtailment evidencia que República Dominicana “está entrando en una nueva etapa de madurez renovable, un proceso que ya han experimentado otros mercados con alta penetración de energías limpias, como Chile, California, España y Australia”.
El gerente comercial del Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), René Báez Santana, aseguró que el vertimiento de energía renovable se ha convertido en una señal de alerta sobre los riesgos operativos. “Cuando vemos que se toma el vertimiento como una medida de seguridad es la señal principal de que hay riesgo”, expresó, al indicar que estas decisiones no responden necesariamente a criterios de eficiencia o de mejores precios de generación, sino a la necesidad de preservar la estabilidad del sistema eléctrico.
La situación es una paradoja para la transición energética. Mientras la energía renovable se desperdicia porque el sistema es incapaz de aprovecharla, se mantienen en funcionamiento centrales térmicas alimentadas por combustibles fósiles.
En el caso de Chile, desde el Coordinador Eléctrico Nacional explicaron que esto es para mantener los estándares de seguridad y confiabilidad que exige la normativa eléctrica.
Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), explicó que estas centrales térmicas poseen máquinas rotatorias que entregan inercia, un giro mecánico pesado que actúa como una red de seguridad física que estabiliza el sistema ante fallas, independiente del costo de operación. Al reemplazar esta flota por paneles solares y eólicos, los que funcionan con inversores electrónicos sin piezas móviles, la red pierde ese atributo. “El vertimiento no es que mida un exceso de energía renovable más bien mide los déficit que tenemos heredados de inflexibilidad sistémica a propósito de depender de máquinas térmicas para proveer la seguridad del sistema”, dijo Rojas.
Desde el gremio, también afirmaron que hay que ver el fenómeno del vertimiento en perspectiva, ya que no todo vertimiento es necesariamente ineficiente. “Por eso, más que ver este fenómeno sólo como un problema, hay que entenderlo como una señal de ajuste de la siguiente etapa de la transición energética para la cual nuestras empresas asociadas ya están preparadas. La lección es que Chile debe seguir acelerando infraestructura y almacenamiento, pero también recuperar señales de largo plazo que orienten mejor la ubicación y el perfil de los nuevos proyectos”, sostuvo Camilo Charme, director ejecutivo de Generadoras de Chile.
En el país, el vertimiento de energías renovables no convencionales (ERNC) se ha consolidado como uno de los principales síntomas del desajuste entre demanda, generación e infraestructura. Según datos del Coordinador Eléctrico Nacional, durante el año 2025 se recortaron 6044 GWh de energía solar y eólica, esto representa el 17,38% de la ERNC generada durante el mismo año. Esto, además, significa un aumento de 7,1% respecto al año anterior, consolidándose como un fenómeno estructural del sistema.
Uno de los motivos es el exceso de oferta respecto de la demanda dado que, según el reporte energético de mayo del 2026 del Coordinador Eléctrico Nacional, hay una capacidad instalada de más de 38.857 MW, sobre una demanda máxima de 13.110 MW. Rojas es enfática en este punto: “El año pasado la demanda eléctrica creció 0.4%, o sea, un crecimiento inexistente y, por lo tanto, entender que esa falta de demanda eléctrica es lo que causa, básicamente, el vertimiento de energía”.
También los recortes de energía se explican por restricciones en la capacidad de transmisión norte-sur, dado que la mayor parte de la capacidad instalada está en la zona norte de Chile. Las regiones que lideran los recortes de energía son Antofagasta, Atacama y Coquimbo.
En mayo de este año, durante una actividad en la Región de Atacama, el presidente José Antonio Kast cuestionó las paralizaciones de proyectos en la región por criterios arqueológicos y por la preservación de especies en peligro de extinción. “Tenemos energía en la zona norte, sí. No la podemos llevar al sur, porque la línea de transmisión que se tiene que construir lleva detenida años, porque apareció una colonia de chinchillas en la mitad de donde pasaba la línea de transmisión. Yo les aseguro que podríamos haber convertido un resorts para las chinchillas, 5 kilómetros más allá, por 1 millón de dólares y nos habría salido más económico”, ironizó.
El problema no son las chinchillas, ya que toda obra de infraestructura debe considerar los impactos ambientales locales. Pero, de hecho, el desfase entre la velocidad de avance de las energías renovables y la de construcción de las redes es parte del problema.
“Para construir una línea, tienes que básicamente negociar, desde el punto de vista ambiental, con todas las municipalidades que están en el trayecto”, afirmó Héctor Chávez, director del Centro de Investigación y Desarrollo en Sistemas de Energías Sostenibles de la Universidad de Santiago.
Mientras tanto, el impacto económico del vertimiento es significativo para las empresas renovables. Un estudio del think tank EMBER sostuvo que en Chile «los generadores renovables no reciben ninguna compensación por la energía vertida”. En esa línea, estimó que las pérdidas para los generadores fueron de 563 millones de dólares entre 2022 y 2024.
Las pérdidas también golpean a las empresas brasileñas. El país tiene más del 88,2% de su generación eléctrica proveniente de fuentes renovables, pero convive con una distorsión: en 2025, el 20.6% de toda la energía solar y eólica conectada al Sistema Interconectado Nacional (SIN) fue descartada.
De acuerdo con los datos de un estudio de la consultora Volt Robotics, estos recortes generaron pérdidas por unos 1.3 mil millones de dólares (R$ 6.5 mil millones) a cerca de 1.500 centrales renovables centralizadas en 2025. El volumen de energía desperdiciada habría sido suficiente para abastecer a 8 millones de hogares durante un año completo.
Para el profesor de la Universidad Federal de Río de Janeiro (UFRJ) y coordinador del Grupo de Estudios del Sector Eléctrico (GESEL), Nivalde de Castro, la combinación entre incentivos a la generación y un crecimiento más lento de la demanda creó un escenario de exceso recurrente de energía en determinados horarios. “El crecimiento de la eólica y, principalmente, de la solar estuvo motivado por la carrera al oro de los subsidios”, mencionó.
Castro explicó que la lógica vale tanto para la generación distribuida, realizada por consumidores en techos residenciales, como para grandes parques solares contratados en el mercado libre. “Cuando instalo un panel solar en el techo, estoy creando oferta, pero no estoy creando demanda”, dijo.
La evolución ha sido acelerada. Según el análisis de Volt Robotics, en 2022 apenas el 0,5% de la generación renovable enfrentaba restricciones. En 2025, el porcentaje superó el 20%. Detrás de este deterioro está la expansión de la capacidad instalada (unos 60 GW solares y 33 GW eólicos) que, en determinados momentos del día, llega a superar la carga total del sistema, sin que la infraestructura de transmisión y almacenamiento haya crecido al mismo ritmo.
El impacto es desigual entre tecnologías. Las centrales solares registraron recortes promedio de 35% en 2025, frente a 15% en la eólica. Según el ONS, este desbalance responde en gran medida a la expansión de la micro y mini generación distribuida, cuyos excedentes se inyectan directamente en redes locales sin control centralizado, desplazando a las plantas de mayor escala.
Al participar de un evento del sector en Río de Janeiro el 17 de junio, el secretario ejecutivo del Ministerio de Minas y Energía, Gustavo Cerqueira Ataide, reconoció que la reforma del sector eléctrico pasa por medidas para mejorar la asignación de costos y enfrentar las distorsiones relacionadas con los subsidios sectoriales.
Aún así, afirmó que el camino no es abandonar los instrumentos que han dado seguridad al sector, sino perfeccionarlos y actualizarlos. “Esto exige mejores modelos, mercados más seguros, expansión coordinada de la transmisión, participación activa de la demanda y soluciones regulatorias”, dijo.
Los cuellos de botella son, en gran medida, heredados del diseño histórico del sistema. La red fue concebida para transportar energía desde grandes hidroeléctricas, como Itaipú, Tucuruí y Belo Monte, hacia los centros de consumo del sureste y sur. La irrupción de parques eólicos en el noreste y de generación solar distribuida en todo el país alteró esos flujos. Hoy, los corredores de transmisión que conectan el noreste con el sudeste operan saturados, mientras las ampliaciones requieren años de ejecución.
Según la directora ejecutiva del Instituto E+ Transición Energética, Rosana Santos, ese desequilibrio ya afecta directamente la dinámica de inversiones en transición energética. El exceso de oferta, señala, reduce la necesidad de expansión de nueva capacidad en el corto plazo, lo que impacta el apetito por nuevos proyectos y puede llevar al aplazamiento o revisión de inversiones en el sector.
Santos también subrayó que el impacto ya afecta a los activos existentes. “Los parques existentes están sufriendo mucho con el vertimiento. Muchos están viendo sus flujos de caja amenazados”, declaró.
Desde el lado del sector solar, el presidente ejecutivo de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (Absolar), Rodrigo Sauaia, añadió que los efectos económicos del vertimiento ya son severos y se están traduciendo directamente en decisiones de inversión. Según él, las centrales solares llegan a ser recortadas entre 30% y 70% del tiempo en determinados períodos. “Ningún proyecto sobrevive en esas condiciones”, expresó.
El resultado ya aparece en números: 141 centrales renovables devolvieron recientemente sus concesiones, 106 solares y 35 eólicas, sumando 3,8 mil millones de dólares (R$ 18.9 mil millones) en inversiones previstas y cerca de 147.000 empleos verdes asociados, según un relevamiento de Absolar.
No solo más redes: también más almacenamiento
En este contexto, el almacenamiento se ha convertido en eje clave, ya que permite acumular electricidad cuando la oferta supera la demanda y liberarla cuando es necesaria, equilibrando así las variaciones del sistema. Esta función resulta esencial para enfrentar la intermitencia de fuentes renovables no convencionales, cuya generación depende de condiciones climáticas.
El informe Libro Blanco del Almacenamiento en América Latina y el Caribe 2025 puntualizó que el almacenamiento mejora la estabilidad de la red, eleva la calidad del servicio eléctrico, facilita la electrificación de zonas aisladas y reduce la necesidad de inversiones en nueva infraestructura de transmisión o en plantas de respaldo basadas en combustibles fósiles.
Es una solución para “aumentar la capacidad de penetración renovable, permitiendo que más proyectos solares o eólicos se conecten sin desestabilizar la red”, indicó OLACDE.
La presidenta de la Asociación Brasileña de Energía Eólica (Abeeólica), Elbia Gannoum, es enfática al afirmar la importancia del almacenamiento en Brasil, que considera más urgente que la expansión de las redes. En 2025, el ONS se vio obligado a activar centrales térmicas en horas punta nocturnas para garantizar el suministro, mientras restringía generación renovable durante el día por exceso de oferta. Para Gannoum, esto evidencia que el problema ya no está solo en la transmisión. “Hoy, de las 10h a las 16h, estamos teniendo vertimiento del orden del 45% de los parques eólicos y solares”, declaró.
Castro coincide en que la solución estructural pasa por el almacenamiento. “En lugar de cortar energía durante el día, cargo baterías y despacho esa energía por la noche, cuando la demanda crece”, sostuvo. También defendió las inversiones en centrales hidroeléctricas reversibles, que bombean agua hacia embalses superiores en horarios de exceso de generación.
También en Chile, en el corto plazo, el almacenamiento ha emergido como la principal herramienta de mitigación. En 2025, su capacidad creció un 200%, posicionándose como el principal mecanismo para absorber excedentes de generación. El último reporte mensual de sector energético de la Comisión Nacional de Energía registra un total de 74 proyectos de Almacenamiento de Energía en Baterías (BESS), equivalentes a una potencia neta de 6358 MW. Desde el Ministerio de Energía, la estrategia apunta a complementar esta solución con medidas que incentiven la demanda en horas de alta generación.
“Si por un lado somos capaces de almacenar esa energía y por otro lado somos capaces de aumentar el consumo en esas horas, donde además de tener mucha generación, tenemos bajo consumo, vamos a hacer más eficiente el proceso y el sistema”, señaló Marcelo Urrutia, jefe de la División de Energías Sostenibles del Ministerio de Energía. Para ello, desde la cartera están preparando un sistema que permita mejorar las tarifas de consumo energético en los horarios donde existe mayor generación renovable no convencional, lo que permite, por ejemplo, cargar los automóviles eléctricos en horarios del día a precios mucho menores.
Desde ACERA, indicaron que “el reglamento 125 que está en la Constitución General de la República y ad portas de obtener su publicación, le da todo el marco de reglas de operación a las baterías que en esencia va a determinar la forma eficiente de la operación de esas baterías y el cálculo de costo de oportunidad de tener una batería hoy versus el futuro cercano, lo que es una señal de mercado importante”.
Pese a la expansión planificada, los países siguen sin una hoja de ruta clara para resolver el problema
En República Dominicana, el titular de la Gerencia Eléctrica de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Vladimir Santos Estévez, mencionó el desarrollo de una línea de 345 kilovoltios entre las zonas de Pepillo, Salcedo, y el “15 de Abril”, proyecto que, según dijo, fortalecería la confiabilidad del sistema y facilitaría el transporte de energía entre regiones. Pero advirtió que para el 2040 el país podría estar demandando el doble de la energía que consume actualmente.
Sin embargo, la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) reconoció que la interconexión de nuevos proyectos de generación fotovoltaicas y térmicas debe dar inicio al desarrollo de cinco nuevas obras de transmisión y robustecimiento de las redes ya existentes, para septiembre del 2025. “Los tiempos requeridos para la construcción de nuevos proyectos de transmisión suelen ser muy superiores a los requeridos para la construcción de una fotovoltaica y por el ritmo en el que se están emitiendo concesiones provisionales y definitivas para el desarrollo de estos proyectos, es necesario que los inversionistas asuman las requeridas para garantizar la confiabilidad del SENI”, destacó, al agregar que posteriormente se podrá realizar el repago.
El organismo estatal detalló que muchos proyectos han solicitado y obtenido certificaciones de no objeción para conectarse a la red eléctrica, pero una parte importante de ellos no se ha construido dentro de los plazos previstos. Esto ha provocado que, sobre el papel, gran parte de la capacidad disponible de las líneas de transmisión ya esté comprometida, aunque los proyectos aún no existan físicamente.
Según la entidad, esta situación crea una percepción equivocada sobre la disponibilidad real de la red para transportar energía en el futuro. Por ello, las nuevas aprobaciones de interconexión estarán sujetas a compromisos por parte de los desarrolladores, quienes deberán esperar a que se ejecuten las obras de transmisión necesarias o asumir la construcción de infraestructuras.
Alfonso Rodríguez, vicepresidente de la ETED, informó que los proyectos energéticos de gran escala que se desarrollan en el país son aprobados “únicamente” después de que se verifique la disponibilidad de infraestructura de transmisión para su conexión al sistema eléctrico nacional. “Ninguno de estos proyectos son construidos sin antes recibir un permiso de la empresa de transmisión. Además, son considerados dentro del Plan de Expansión del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado”, indicó.
Al ser consultado sobre si la expansión de la infraestructura de transmisión avanza al ritmo de las necesidades del sector eléctrico o enfrenta retrasos, Rodríguez mencionó que “la empresa de transmisión lleva su plan de expansión de acuerdo con lo establecido. Ahora se está haciendo un nuevo plan de expansión que irá más alineado al Plan Energético Nacional que se va a lanzar dentro de dos meses”.
Sin embargo, tres días después de la consulta de Climate Tracker, el departamento de Comunicaciones de la ETED difundió una nota de prensa informando que se trabaja en la estructuración técnica, financiera y legal para habilitar inversión privada en sistemas de almacenamiento de energía por baterías (BESS). “Esta decisión está orientada a preparar la red de transmisión para los nuevos desafíos del sistema eléctrico dominicano”, detalló.
De hecho, la resolución CNE-AD-0005-2024 pone el foco en la distribución de la red, al establecer que las empresas “no podrán utilizar” un mismo punto de inyección de energía. Esta acción evitará la concentración “excesiva en ciertas áreas y promoviendo una distribución más eficiente en el sistema eléctrico”.
El vicepresidente de la Asociación Dominicana de Industrias Eléctricas (ADIE), Manuel Cabral, afirmó que “se requieren planificación, recursos y personal capaz de manejar esa nueva infraestructura”. También expresó que las alianzas público-privadas podrían acelerar la expansión de la red de transmisión eléctrica nacional, pero sugirió que se debe revisar y actualizar el marco regulatorio para adaptarlo a las nuevas tecnologías y tendencias de la transición energética.
Cabral insistió en la necesidad de incentivar y regular los sistemas de almacenamiento mediante baterías, al considerar que estos proyectos deben entrar en operación lo antes posible. “Necesitamos una regulación clara y precisa e incentivos económicos que realmente lleven al inversionista a tener tranquilidad en el retorno de su inversión”, afirmó.
Joel Santos, ministro de Energía y Minas, destacó que se impulsarán nuevas licitaciones para sistemas de almacenamiento vinculados a proyectos existentes, así como para nuevas iniciativas renovables que integren almacenamiento desde su diseño. La Comisión Nacional de Energía (CNE) y la Empresa Generadora Hidroeléctrica Dominicana (Egehid) lanzaron una licitación por 600 megavatios (MW) de nueva capacidad renovable con almacenamiento que tildaron como obligatorio.
En Brasil, el gobierno federal ha intensificado las inversiones en transmisión, aunque todavía por debajo de las necesidades. En 2024, se completaron cerca de 4.000 kilómetros de nuevas líneas, según el Anuario Estadístico de Energía Eléctrica 2025 de la EPE. La subasta de transmisión n.º 4/2025 movilizó unos 1.100 millones de dólares (R$ 5.530 millones) e incluyó 1.082 kilómetros de nuevas líneas y subestaciones en 12 estados. Para 2026, se prevén nuevas licitaciones que, en conjunto, superan los 5.000 millones de dólares (R$ 25.000 millones) y contemplan más de 4.300 kilómetros adicionales.
En este escenario, el almacenamiento comienza a ganar espacio en el país. La Ley 15.269/2025 incorporó por primera vez los sistemas de baterías (BESS) al marco regulatorio, bajo supervisión de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel), permitiendo su remuneración y estableciendo incentivos fiscales, como la reducción de aranceles de importación. Además, el Régimen Especial de Incentivos para el Desarrollo de la Infraestructura (REIDI) destina unos 199 millones de dólares (R$ 1.000 millones) anuales hasta 2030 para este tipo de proyectos.
El investigador de la Fundación Getulio Vargas (FGV) Energía, Nikolas Carneiro, subrayó que Brasil aún se encuentra en una etapa inicial de ese debate regulatorio. “Aunque el almacenamiento se percibe como una solución prometedora, todavía no hay claridad sobre los modelos de remuneración e integración al sistema, lo que limita su expansión a escala”, comentó.
En Chile, hay retrasos. En cifras, datos del Coordinador Eléctrico Nacional revelan que de las 54 obras de transmisión actualmente supervisadas por el organismo, la mitad tiene un atraso superior al 10% respecto de su programa original.
Entre los motivos que explican estas situaciones, el 54% tiene relación con permisos del tipo ambiental, 17% por motivos de gestión de contratos, 17% de gestión de la etapa constructiva y 8% porque dependen de otras obras que se desarrollan en el sistema.
“El retraso en proyectos de expansión, junto a otras situaciones puntuales, como es el caso de obras licitadas que quedan desiertas por el precio de reserva, ha provocado dificultades en el abastecimiento de algunas zonas, como Ñuble y Maule, especialmente en temporadas de mayor demanda, y que puede tener un efecto en materia de desarrollo económico”, comentó Fuentes.
Un ejemplo es la línea Itahue–Hualqui, proyecto que considera más de 400 kilómetros de nuevas líneas de transmisión y la construcción de cuatro subestaciones eléctricas, atravesando tres regiones del país. Uno de los objetivos de esta línea es “ampliar la capacidad de evacuación de energía proveniente de fuentes renovables en la zona”. Este proyecto ingresó su Estudio de Impacto Ambiental en noviembre del 2021 y fue en 2025 cuando recibió la aprobación, con condiciones, del Comité de Ministros. Durante 2026 se dará inicio a la construcción progresiva de la línea de transmisión, de norte a sur.
Consultada sobre si los planes de expansión de la red del país son suficientes para resolver el problema, Rojas señaló que siempre hay posibilidades de mejorar en ese sentido, pero que es importante entender que en el país las redes responden a una señal de demanda.
“La transmisión eléctrica no la determina el Coordinador Eléctrico ni la Comisión Nacional de Energía. Es decir, no porque se instalen 500 plantas de energía solar vamos a tener más redes, sino que responde a la señal de la demanda. Por eso, si la demanda eléctrica se estimula vamos a tener entonces la señal para las redes”. La experta enfatizó en que hay que calificar los procesos de planificación entendiendo primero si la demanda lo requiere y, además, considerando que la demanda es la que paga por la transmisión en el país.
Los países también dependen de una mayor voluntad política en el financiamiento internacional. OLACDE destacó que el nivel de las inversiones internacionales en renovables todavía está muy por debajo de lo necesario: aún con el aumento de las inversiones en energía limpia, que se prevé que lleguen a los 70.000 millones de dólares en 2025, la región solo atrajo el 5% de la inversión privada a nivel mundial en 2024, frente a los 150.000 millones de dólares anuales que se necesitan para la década del 2030.
Hoy por cada dólar gastado en nueva generación de energía en la región, se gastan menos de 0.50 dólares en redes y almacenamiento, estimó la IEA.
