Por Idally Pedroza de Grupo Mictlán
La pregunta escencial: ¿De qué sirve agregar nuevos MW si la infraestructura necesaria para transportarlos, integrarlos y almacenarlos no está preparada para aprovecharlos?
Durante años, la conversación energética en América Latina se ha concentrado en determinar ¿cuánta nueva capacidad de generación necesitamos?, ¿qué necesitamos para traer y mantener la inversión extranjera?, ¿cuántos proyectos más se necesitan para diversificar la matriz energética renovable? Por el contrario ¿Y si el problema energético en LATAM no fuera la falta de proyectos de generación, sino nuestra capacidad para llevar esa energía hasta donde se necesita?
El BID (Banco Interamericano de Desarrollo) estima que durante 2024 la región dejó de aprovechar aproximadamente 53 TWh de generación solar y eólica debido a restricciones de transmisión, con un valor estimado cercano a USD $7,000 millones de energía no aprovechada. Por ende, se ha advertido que la seguridad y resiliencia de las redes de transmisión serán determinantes para la competitividad futura de la región y ha impulsado iniciativas específicas para acelerar su expansión y modernización.
Definitivamente, estos datos nos dicen que el problema no necesariamente está en la ausencia de proyectos de generación. LATAM cuenta con algunos de los mejores recursos solares, eólicos e hidroeléctricos del mundo y ha acelerado significativamente la incorporación de energías renovables.
Países como Chile, Colombia y Costa Rica han destacado por el crecimiento de la inversión renovable, mientras Brasil continúa siendo uno de los principales motores regionales. Se han captado inversiones en proyectos de generación de energía limpia que ha alcanzado aproximadamente USD $70 mil millones en 2025, un crecimiento cercano al 25% respecto de 2015. Aún así, no se garantiza que esa energía pueda llegar al consumidor y que resuelva las necesidades reales de abastecimiento.
El verdadero cuello de botella está apareciendo en las capas que conectan esa generación con el usuario como: transmisión, subestaciones, distribución, almacenamiento, interconexión y capacidad técnica para diseñar e integrar infraestructura cada vez más compleja.
Por eso, el nuevo indicador de éxito no debería ser únicamente cuántos MW puede instalar una región, sino cuántos MW puede integrar de manera confiable a su sistema energético. El reto, entonces, no consiste únicamente en instalar nuevos MW, sino en convertir esa capacidad instalada en MWh que realmente puedan ser transportados, almacenados y aprovechados.
La generación renovable suele desarrollarse donde existe el recurso: regiones con mayor radiación solar, corrientes de aire favorables o disponibilidad hidroeléctrica. La demanda, sin embargo, suele encontrarse en otro lugar. Entre ambos puntos existen líneas de transmisión, subestaciones, transformadores, derechos de vía y sistemas de control que deben contar con capacidad suficiente. Cuando esa infraestructura no existe o se encuentra saturada, aparecen congestiones, restricciones de despacho, retrasos de interconexión y, finalmente, pérdida de ingresos.
Por ello, una planta puede estar terminada, contar con recursos energéticos excepcionales y tener financiamiento asegurado, pero no necesariamente podrá operar a la capacidad prevista. Es así como la IEA (Agencia Internacional de la Energía) estima que la región necesita incrementar significativamente la inversión en redes y almacenamiento para acompañar el crecimiento de la generación limpia.
El caso de Chile permite dimensionar el problema. En 2024, su Sistema Eléctrico Nacional cerró con alrededor de 70% de generación renovable, mientras su capacidad instalada alcanzó 36,778 MW y sus redes de transmisión sumaron 38,753 kilómetros. Es decir, Chile ha logrado construir una de las matrices eléctricas más renovables de la región. Sin embargo, ese mismo año el Coordinador Eléctrico Nacional registró aproximadamente 5,909 GWh de reducciones de generación solar y eólica. Una parte importante estuvo relacionada con congestiones de transmisión, además de excedentes de oferta en periodos de baja demanda.
Aquí está la paradoja, se puede tener la planta, el recurso y la capacidad instalada, y aun así no poder aprovechar toda la energía disponible. Es entonces cuando el problema, no necesariamente está en generar, sino en cómo ésta se integra.
Ante tal situación, la respuesta de Chile fue que en diciembre de 2024 se promulgó una nueva Ley de Transición Energética que, entre otros objetivos, busca corregir las demoras de las obras de transmisión que estaban afectando a distintas regiones del país. Es así como el país andino demuestra algo que probablemente veremos con mayor frecuencia en otros mercados latinoamericanos, relacionado a entender que la expansión de la generación puede avanzar más rápido que la infraestructura que debe transportarla y gestionarla.
Para un inversionista, esta diferencia es fundamental. El valor de un proyecto no está únicamente en su capacidad nominal, sino en la energía que el activo puede efectivamente entregar durante su vida útil. Una restricción de transmisión, una interconexión insuficiente o una estrategia de almacenamiento que no responda al comportamiento real del sistema pueden transformar capacidad instalada en generación restringida y, finalmente, en ingresos que nunca se materializan.
Cerrar esta brecha requiere coordinación entre gobierno, inversionistas, desarrolladores, operadores y especialistas técnicos. El mayor valor de esa colaboración aparece cuando comienza durante la planeación del sistema y no una vez iniciada la construcción.
Esta colaboración resulta particularmente importante frente a proyectos que requieren grandes inversiones y horizontes de operación de varias décadas. Una línea de transmisión, una subestación, un sistema de almacenamiento o una central de generación no pueden diseñarse únicamente para resolver la demanda de hoy. Deben considerar cómo evolucionarán el territorio, el clima, la demanda, la tecnología y los patrones de consumo.
El activo no termina en el punto de generación
Entendiendo que el activo no termina en el punto de generación, esto obliga a ampliar la definición de infraestructura energética en los planes de desarrollo críticos de los países. La decisión de desarrollar una planta solar no debería analizarse de manera aislada de la subestación que la conecta. Una subestación no puede evaluarse sin considerar la capacidad de la red, a su vez, una batería no puede dimensionarse sin conocer los perfiles de generación, demanda y congestión. Y mucho menos, una inversión no debería evaluarse sin comprender las condiciones físicas del sitio donde se construirá.
Por etas razones, algunos de los riesgos que pueden determinar el éxito de un proyecto no siempre son visibles en la estructura financiera inicial. Pueden encontrarse en un estudio geotécnico insuficiente, en una condición hidrológica no identificada, en una restricción de transmisión, en un diseño que no considera adecuadamente las interfaces entre disciplinas o en una configuración de almacenamiento que no responde al comportamiento real del sistema.
Individualmente, estos riesgos pueden parecer limitados a una disciplina específica. Sin embargo, sus consecuencias aparecen al momento de integrar el proyecto y pueden afectar su costo, cronograma, disponibilidad y desempeño durante toda su vida útil.
Ingeniería antes de comprometer capital
La ingeniería debe entenderse como un mecanismo para reducir incertidumbre antes de comprometer capital. Su mayor valor no aparece cuando resuelve un problema durante construcción, sino cuando permite identificarlo durante la planeación y el diseño, cuando todavía existen alternativas técnicas, comerciales y financieras para resolverlo.
Un análisis integrado puede revelar que el proyecto requiere una modificación de la interconexión, una configuración distinta del almacenamiento, otra ubicación de la subestación, una solución diferente de drenaje o una intervención sobre el terreno. Detectar una serie de errores durante la etapa de diseño puede representar la optimización de todo el proyecto, evitar sobrecostos y años de menor disponibilidad o generación perdida.
Herramientas como los modelos integrados y gemelos digitales adquieren valor cuando permiten evaluar escenarios antes de llegar a construcción: cambios de demanda, congestión, configuraciones de almacenamiento, interferencias o modificaciones de diseño. La información deja entonces de ser únicamente documental y se convierte en una herramienta para anticipar decisiones.
De MW instalados a MWh aprovechados
El caso chileno deja una lección crucial. La transición energética no puede medirse únicamente por los MW que entran en operación. También debe medirse por la capacidad del sistema para transportar, almacenar, gestionar y entregar efectivamente la energía producida.
Entre un MW instalado y un MWh aprovechado existe toda una infraestructura. Y entre esa infraestructura y una inversión rentable existe la capacidad de anticipar restricciones antes de que se conviertan en problemas. Ahí es donde la ingeniería especializada deja de ser únicamente un costo de desarrollo y se convierte en una herramienta para proteger el valor del activo.
Un drenaje correctamente diseñado, una condición geotécnica identificada a tiempo, una interconexión correctamente modelada, un sistema de almacenamiento dimensionado para el comportamiento real del activo, una interferencia detectada antes de llegar a obra. Ninguno de estos elementos, por separado, parece definir el futuro energético de una región, pero juntos pueden definir si un proyecto alcanza o no todo su potencial.
La próxima etapa de la transición energética latinoamericana no se medirá únicamente por los MW que logremos instalar, sino por los MWh que seamos capaces de transportar, almacenar y aprovechar.
La región ya ha demostrado que puede desarrollar generación. El siguiente reto es construir la infraestructura y la capacidad técnica necesarias para aprovecharla.
Porque agregar MW es solamente el principio. Convertirlos en energía confiable, disponible y económicamente aprovechable es donde realmente se crea valor.
