La energía que no llega: redes rezagadas frenan la transición renovable en América Latina

República Dominicana, Chile y Brasil son tres gigantes latinoamericanos en la expansión de las energías renovables, pero enfrentan una paradoja: generan más electricidad renovable de la que sus redes pueden transportar. La falta de infraestructura de transmisión y de almacenamiento –problemas estructurales que retrasan la transición energética a nivel global– impacta directamente en estos países y pone en cuestión su capacidad de gobernanza para resolver este dilema.

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 equipo 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.

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.

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.

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”.

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.

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.

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.

“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 presidente José Antonio Kast.

El desfase entre la velocidad de avance de las energías renovables y la de construcción de las redes es parte del problema.

Brasil 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.

El volumen de energía desperdiciada habría sido suficiente para abastecer a 8 millones de hogares durante un año completo.

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.

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 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.

“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.

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.

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.

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, 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.

Los países también dependen de una mayor voluntad política en el financiamiento internacional. 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.

Este artículo fue producido con el apoyo de Climate Tracker América Latina