La transmisión eléctrica vuelve a ocupar el centro de la agenda energética regional. Argentina lanzó un plan por más de USD 6600 millones para incorporar 5.610 kilómetros de líneas; México anunció USD 8177 millones para sumar 275 nuevas líneas de transmisión y 524 obras en subestaciones; Brasil avanzó con una subasta estimada en R$ 8900 millones, con 1866 kilómetros de líneas y 13144 MVA de transformación; y Chile proyectó 43 obras por USD 647 millones, mientras más del 70% de los proyectos de transmisión en desarrollo registra atrasos.
Con ese nivel de inversiones y restricciones, el peso de las transmisoras vuelve a ser determinante para anticipar qué mercados podrán absorber más renovables y cuáles seguirán enfrentando limitaciones de red.
En ese sentido, Energía Estratégica elaboró un listado de los principales players de transmisión eléctrica en la región, considerando no solo kilómetros operados, sino también concesiones relevantes, redes troncales, inversiones recientes, cuellos de botella renovables y capacidad para habilitar nueva generación, minería, grandes consumos, almacenamiento o interconexiones.
Argentina: Transener, Transba y el peso de los electroductos estratégicos
En Argentina, el liderazgo estructural lo mantiene la Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión Transener S.A. (Transener), principal transportista de energía eléctrica en extra alta tensión y operador de la columna vertebral del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). La compañía opera y mantiene 13245 kilómetros de líneas de 500 kilovoltios (kV) y 220 kV, equivalentes al 86,2% de la red de extra alta tensión, además de 53 subestaciones.
A su lado aparece la Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Provincia de Buenos Aires S.A. (Transba), clave por su cobertura en la provincia de Buenos Aires, donde se concentra buena parte de la demanda nacional.
El mapa de concesionarias se completa con Transnoa, Transnea, Transpa, Distrocuyo, Transcomahue y el Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN), empresas regionales que operan zonas asociadas a los principales desafíos de expansión: solar en el Noroeste Argentino (NOA) y Cuyo, eólica en Patagonia, demanda industrial en Comahue y restricciones en el Noreste Argentino (NEA). A ellas se suman transportistas independientes y activos específicos que no deberían quedar fuera del radar, especialmente Líneas de Transmisión del Litoral S.A. (LITSA) y Yacylec S.A., por su vínculo con Yacyretá, el NEA y corredores de 500 kV. En una segunda categoría también aparecen TIBA, LINSA, LIMSA, INTESAR, Interandes, Transportel Minera 2, EDERSA, DPEC, ENECOR, SPSE y Transacue.
El caso de LITSA refleja el peso estratégico de estos activos: opera infraestructura asociada a Yacyretá y a la interconexión NOA-NEA, incluida una traza de 572 kilómetros de líneas de 500 kV. Además, la reorganización societaria que dejó a Edison Transmisión con el control total de la compañía refuerza el interés privado por activos críticos del transporte eléctrico.
Aunque no es transportista, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA) también debe incluirse en el análisis por su rol como operador del despacho técnico-económico del SADI, administrador del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y actor clave para la asignación operativa de capacidad. En paralelo, el cambio accionario de la Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica S.A. (CITELEC), sociedad que controla a Transener y Transba, suma un dato coyuntural clave para el mapa de players. En 2026, el Gobierno autorizó la transferencia del 50% del capital social de CITELEC que estaba en manos de Energía Argentina S.A. (ENARSA) a Transmisión Eléctrica S.A. (TESA), vehículo integrado en partes iguales por Edison Transmisión S.A. y Genneia S.A., por USD 356.174.811,78.
El cuello de botella de fondo es la falta de expansión de la red frente al crecimiento de la demanda y la localización de los nuevos proyectos. El Gobierno lanzó un Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico por más de USD 6.600 millones, con 5.610 kilómetros de nuevas líneas. Entre las primeras obras priorizadas aparecen Área Metropolitana de Buenos Aires I (AMBA I), para reforzar el principal centro de consumo; Río Diamante–Charlone–O’Higgins, clave para evacuar generación renovable y convencional desde Cuyo y parte del Comahue; y Puerto Madryn–Choele Choel–Bahía Blanca, destinada a mejorar la conexión entre Patagonia y el sistema troncal.
Brasil: Axia, ISA, Taesa y las subastas de mayor escala regional
Brasil es el mercado más grande y competitivo de transmisión eléctrica en América Latina. El negocio combina grandes operadores históricos, grupos privados especializados, compañías internacionales y sociedades de propósito específico adjudicatarias de subastas.
Entre los actores principales aparece Axia Energia, ex Eletrobras, que opera 74.000 kilómetros de líneas de transmisión, equivalentes al 37% del Sistema Interligado Nacional (SIN). La compañía proyecta alcanzar 40% de participación en el SIN hacia 2028, con la entrega de 2.261 kilómetros de nuevas líneas, buena parte de ellas en el Nordeste, región clave para el transporte de generación eólica y solar.
Otro jugador central es ISA Energia Brasil / Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP), una de las principales concesionarias privadas del segmento. La empresa reporta 18.500 kilómetros de líneas, 121 subestaciones y 55.700 MVA de capacidad de transformación, además de inversiones por alrededor de R$ 11.000 millones en expansión durante la última década.
Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. (Taesa) también figura entre los líderes por su perfil de transmisora pura. La compañía posee 44 concesiones, presencia en 18 estados y el Distrito Federal, 113 subestaciones y cerca de 15.300 kilómetros de líneas, entre activos en operación y construcción. Su Receita Anual Permitida (RAP) total para el ciclo 2025-2026 alcanza aproximadamente R$ 4.400 millones.
El mapa se completa con Alupar, que se define como una de las mayores compañías de transmisión de Brasil en términos de RAP; State Grid Brazil Holding, con más de 16.000 kilómetros de líneas en operación y alrededor del 10% de la red brasileña de alta tensión; y grupos como Neoenergia Transmissão, Engie Brasil, Copel Geração e Transmissão, Cemig Geração e Transmissão, Equatorial y Energisa Transmissão, relevantes por concesiones, adquisiciones, subastas o activos regionales.
En Brasil, el análisis también debe contemplar a la Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), el Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) y la Empresa de Pesquisa Energética (EPE). ANEEL estructura las concesiones y subastas; ONS opera el SIN; y EPE define estudios de planificación que orientan la expansión. Esta última identificó obras de gran porte en Norte/Nordeste y en la interconexión Norte/Nordeste–Sudeste/Centro-Oeste para integrar los potenciales renovables de esas regiones, con cerca de 15.000 kilómetros de nuevas líneas planificadas en estudios previos.
La coyuntura confirma esa presión sobre la red. ANEEL aprobó la minuta del Leilão de Transmissão N° 4/2026, con inversiones estimadas por R$ 8.900 millones, 1.866 kilómetros de nuevas líneas y 13.144 MVA de capacidad de transformación. El certamen incluye nueve lotes en siete estados y busca reforzar zonas como Bahia, Goiás, Mato Grosso do Sul, Paraíba, Paraná, Rondônia y São Paulo.
El desafío allí está asociado a la distancia entre los polos de generación renovable y los centros de carga. ONS reconoce que el curtailment es una realidad estructural en sistemas con alta participación renovable y que, en Brasil, las restricciones pueden responder tanto a excedentes energéticos como a límites de confiabilidad, especialmente en los corredores de exportación del Nordeste y Norte/Nordeste hacia Sudeste/Centro-Oeste.
Chile: Transelec, CGE e Interchile frente a congestiones, atrasos y vertimientos
En Chile, los principales actores de transmisión son Transelec, CGE Transmisión e ISA Interchile, a los que se suman Celeo Redes, Transmisora Eléctrica del Norte (TEN), Engie Energía Chile, Sistema de Transmisión del Sur / Saesa, Transemel y Colbún Transmisión, entre otros operadores con activos relevantes en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
Transelec se mantiene como la principal transmisora del país, con alrededor de 10.000 kilómetros de líneas y más de 60 subestaciones, desde Arica hasta Los Lagos. CGE Transmisión también aparece entre los jugadores de mayor cobertura, con más de 3.300 kilómetros de líneas y 225 subestaciones distribuidas en distintas zonas del país. ISA Interchile, por su parte, es estratégica por activos como Cardones-Polpaico y Encuentro-Lagunas, además de su participación en proyectos de expansión del sistema.
El análisis también debe incluir al Coordinador Eléctrico Nacional, la Comisión Nacional de Energía (CNE) y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC). El Coordinador opera el sistema y propone obras de expansión; la CNE conduce el proceso de planificación anual de la transmisión; y la SEC fiscaliza la seguridad y calidad del servicio. En 2026, la CNE abrió la convocatoria para propuestas de expansión de transmisión, mientras que el Coordinador presentó su propuesta anual de obras para el SEN.
La coyuntura está marcada por atrasos y nueva infraestructura. La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) advirtió que, a noviembre de 2025, más del 70% de las obras de transmisión en desarrollo presentaban retrasos, con demoras promedio cercanas a 1,7 años, afectando la operación del sistema, los vertimientos y la eficiencia de la inversión renovable. A la vez, el Coordinador propuso para 2026 un paquete de 43 obras por USD 647 millones, entre proyectos nacionales y zonales.
El proyecto más emblemático es Kimal-Lo Aguirre, desarrollado por Conexión Energía, consorcio vinculado a ISA, Transelec y China Southern Power Grid. La línea de corriente continua de alta tensión (HVDC) tendrá una capacidad de 3.000 megavatios (MW), se extenderá por más de 1.300 kilómetros y conectará el norte renovable con la zona central de mayor demanda. Su importancia excede la obra puntual: es el principal intento del país por reducir congestiones estructurales y transportar energía solar y eólica desde los polos de generación hacia los centros de consumo.
Colombia: ISA, GEB y la prueba de La Guajira
En Colombia, la transmisión está concentrada en pocos actores. Interconexión Eléctrica S.A. (ISA), a través de ISA Intercolombia, encabeza el Sistema de Transmisión Nacional (STN). De acuerdo con la información corporativa disponible, ISA Energía representa, administra, opera y mantiene 10.309 kilómetros de circuito y activos en 87 subestaciones del Sistema Interconectado Nacional.
El segundo gran jugador es Enlaza, filial del Grupo Energía Bogotá (GEB), que administra activos de transmisión y lidera uno de los proyectos más estratégicos del país: Colectora 500 kV. La obra busca transportar energía renovable desde La Guajira hacia el Sistema Interconectado Nacional y el Ministerio de Minas y Energía anunció que estará lista en agosto de 2026.
El análisis también debe incluir a XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. E.S.P. (XM) y a la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME). XM opera el Sistema Interconectado Nacional y administra el Mercado de Energía Mayorista, mientras que la UPME define el Plan de Expansión de Transmisión a partir de proyecciones de demanda y necesidades del sistema.
El reto colombiano combina infraestructura, licenciamiento y gestión territorial. Además de Colectora, ISA Intercolombia lidera obras como Cuestecitas-Copey-Fundación, un proyecto de aproximadamente 270 kilómetros en 500 kV y 220 kV diseñado para evacuar renovables desde La Guajira y el Caribe hacia el resto del sistema. ISA informó en 2025 la entrega de esa interconexión, con montaje de 270 kilómetros de líneas y ampliaciones en las subestaciones Fundación, Copey y Cuestecitas.
La infraestructura resulta decisiva porque La Guajira concentra uno de los mayores potenciales eólicos de la región, pero el avance de los proyectos ha estado condicionado por consultas previas, permisos, conflictos territoriales y retrasos en obras de conexión.
Guatemala y SIEPAC: transmisión nacional con impacto regional
Guatemala no tiene la escala de Brasil, México o Chile, pero sí un peso estratégico dentro de Centroamérica por la presencia de varios transportistas y por su conexión con el Mercado Eléctrico Regional (MER).
Los principales actores son la Empresa de Transporte y Control de Energía Eléctrica (ETCEE), del Instituto Nacional de Electrificación (INDE), como brazo estatal de transporte; Conecta / Transportadora de Energía de Centroamérica S.A. (TRECSA), filial del GEB; Transportista Eléctrica Centroamericana S.A. (TRELEC), vinculada al Grupo EPM; y la Empresa Propietaria de la Red (EPR), responsable de la línea del Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC). La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) identifica a ETCEE-INDE dentro del registro de transportistas, mientras que el Ministerio de Energía y Minas (MEM) mantiene un listado amplio de autorizaciones para la prestación del servicio de transporte de electricidad.
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Entre los privados, Conecta / TRECSA aparece como uno de los jugadores más relevantes: opera 23 subestaciones, 692 kilómetros de líneas de transmisión y se posiciona como uno de los mayores operadores de redes de 230 kV del país, con 1.500 MVA en reserva. TRELEC, por su parte, es una empresa guatemalteca dedicada al transporte de energía eléctrica, filial del Grupo EPM.
El análisis también debe incluir al Administrador del Mercado Mayorista (AMM), que opera el Sistema Nacional Interconectado y el Mercado Mayorista, y a la CNEE, que publica los planes de expansión del sistema de transporte.
La dimensión regional queda marcada por SIEPAC, una línea de 230 kV que conecta los sistemas de Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, Costa Rica y Panamá. La EPR reporta 21 líneas de transmisión de 230 kV interconectadas desde Guatemala a Panamá, con una longitud de 1.800 kilómetros y previsión en torres para un segundo circuito. A su vez, el Ente Operador Regional (EOR) planifica la Red de Transmisión Regional, coordina la operación técnica del Sistema Eléctrico Regional y gestiona comercialmente el MER.
El cuello de botella guatemalteco pasa por reforzar la red nacional para acompañar el crecimiento de la demanda, mejorar confiabilidad, conectar nuevos proyectos y sostener intercambios regionales.
México: CFE Transmisión ante nearshoring y nuevos proyectos mixtos
México tiene un esquema concentrado en CFE Transmisión, empresa productiva subsidiaria de la Comisión Federal de Electricidad (CFE). Su rol es prestar el servicio público de transmisión, además de financiar, instalar, mantener, gestionar, operar y ampliar la infraestructura necesaria para la Red Nacional de Transmisión (RNT).
El análisis también debe incluir al Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), la Secretaría de Energía (SENER) y la Comisión Reguladora de Energía (CRE). CENACE opera el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y propone los Programas de Ampliación y Modernización de la RNT; SENER define la política energética y la planificación vinculante; y CRE mantiene funciones regulatorias dentro del sector eléctrico. En este mercado, el liderazgo no se mide por competencia entre concesionarias, sino por la capacidad del Estado y de CFE Transmisión para ejecutar obras al ritmo de la demanda industrial, el nearshoring y la expansión de generación.
El anuncio más relevante es el plan 2025-2030, que prevé USD 8.177 millones para construir 275 nuevas líneas estratégicas de transmisión y 524 obras en subestaciones eléctricas, con más de 6.000 kilómetros de circuito y beneficio estimado para 50 millones de usuarios.
La presión sobre la infraestructura también llegará por el lado de la nueva generación. CFE adjudicó 37 proyectos renovables por 7.411 MW en su primera convocatoria de inversión mixta, superando la meta inicial de 6.500 MW. La mayor parte corresponde a proyectos fotovoltaicos, lo que refuerza la necesidad de evaluar interconexiones, capacidad de red y ubicación geográfica de las nuevas plantas.
El cuello de botella mexicano combina demanda creciente, concentración estatal de la transmisión y necesidad de conectar nueva capacidad limpia sin afectar confiabilidad. De hecho, los nuevos proyectos eléctricos mixtos se ubican principalmente en el noreste y la península de Yucatán, zonas donde CENACE deberá evaluar si las interconexiones disponibles son suficientes para absorber la generación prevista.
Paraguay: ANDE y la red para aprovechar mejor la energía disponible
En Paraguay, el actor central es la Administración Nacional de Electricidad (ANDE), responsable del sistema eléctrico nacional. Su importancia regional no pasa por un mercado de concesiones, sino por el rol de la red para aprovechar mejor la energía hidroeléctrica disponible, abastecer nueva demanda y reforzar la confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional (SIN).
El análisis también debe considerar a Itaipú y Yacyretá, no como transmisoras, sino como activos hidroeléctricos que explican buena parte de la planificación eléctrica paraguaya. El desafío de fondo es contar con infraestructura suficiente para retirar, transportar y distribuir energía en condiciones de seguridad operativa, especialmente frente al crecimiento de la demanda y la presión sobre el Área Metropolitana de Asunción (AMA).
La inversión reciente más relevante es el proyecto de ampliación del sistema de transmisión de alta tensión con apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), el Banco Europeo de Inversiones (BEI) y la Unión Europea, orientado a incrementar la confiabilidad y la capacidad máxima de transmisión eléctrica del SIN, además de mejorar la eficiencia y flexibilidad operativa de la red en el AMA. La iniciativa contempla obras como la nueva Subestación Emboscada 500 kV, la reconfiguración de dos líneas de 500 kV existentes y la interconexión con la red de 220 kV mediante dos nuevas líneas.
Ese paquete se enmarca en el Plan Maestro de Obras de Transmisión 2024-2033 de ANDE, mientras que la planificación de generación mira hacia 2043. En esa hoja de ruta, la transmisión aparece como condición para sostener el crecimiento de la demanda, reducir vulnerabilidades del sistema y preparar una matriz más diversificada, que empieza a incorporar proyectos fotovoltaicos de gran escala, sistemas híbridos y baterías.
El cuello de botella paraguayo no está asociado a la competencia entre players, sino a la velocidad de expansión de la infraestructura estatal. La red debe reforzar el abastecimiento metropolitano, mejorar la flexibilidad del sistema y permitir que el país aproveche con mayor eficiencia su energía disponible, al mismo tiempo que prepara espacio para nueva generación renovable no convencional.
Perú: ISA, CTM y nuevos paquetes de concesiones
Perú combina demanda minera, crecimiento urbano y nuevos desarrollos renovables, lo que convierte a la transmisión en una pieza central del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). En este mercado, el liderazgo se explica por concesiones privadas, expansión mediante asociaciones público-privadas (APP) y capacidad para conectar nuevas cargas en regiones con alta demanda productiva.
El principal grupo del segmento es ISA Energía Perú, que opera a través de Red de Energía del Perú (REP), Consorcio Transmantaro (CTM), ISA Perú y Consorcio Eléctrico Yapay (CEYA). La compañía informa presencia en 21 departamentos, con más de 12.000 kilómetros de líneas de transmisión y 86 subestaciones eléctricas, además de una participación cercana al 73% del mercado.
A ese mapa se suman Engie Energía Perú, Acciona, Celeo Redes, Alupar Perú, Cobra / Concesiones Perú y otros operadores que compiten o participan en procesos de concesión. El caso de Engie ganó peso coyuntural en 2026, luego de que el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) y la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (ProInversión) le adjudicaran cuatro proyectos del Plan de Transmisión 2025-2034 por USD 339 millones, destinados a fortalecer el sistema en Piura, Lambayeque, Junín y Ayacucho.
El análisis también debe incluir al Comité de Operación Económica del Sistema (COES), que opera el SEIN, administra el mercado eléctrico peruano y planifica la transmisión con criterios de economía, calidad y seguridad. Esa planificación deriva en un plan vinculante de diez años, elaborado cada dos años, que luego sirve de insumo para que el MINEM encargue a ProInversión la convocatoria de licitaciones de nuevas instalaciones.
En inversiones recientes, uno de los movimientos más relevantes fue el financiamiento de USD 76,1 millones de BID Invest a CTM, orientado a construir más de 250 kilómetros de nuevas líneas en Arequipa, Piura y San Martín. La operación busca reforzar la confiabilidad del sistema, integrar renovables y acompañar más de 2,4 gigavatios (GW) de nueva capacidad solar proyectada en el sur.
El cuello de botella peruano está en conectar proyectos ubicados lejos de los grandes centros de consumo y sostener la demanda minera e industrial sin comprometer confiabilidad. Por eso, la expansión de transmisión en zonas como Piura, Arequipa, San Martín y el sur minero será decisiva para habilitar nueva capacidad solar, eólica e híbrida, además de reforzar el abastecimiento urbano y productivo.
República Dominicana: ETED y la transmisión asociada a baterías
En República Dominicana, el actor central es la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), empresa estatal responsable de operar, mantener y administrar las redes de alta tensión, subestaciones, equipos y sistemas de transmisión eléctrica del país. Su función es transportar energía en todo el territorio nacional y desarrollar el Sistema de Transmisión Nacional de acuerdo con la demanda del mercado.
El análisis también debe incluir al Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (OC-SENI), la Comisión Nacional de Energía (CNE), la Superintendencia de Electricidad (SIE) y el Ministerio de Energía y Minas (MEM). El OC-SENI coordina la operación del sistema y la administración del mercado eléctrico mayorista; la CNE interviene en planificación y concesiones; la SIE regula y fiscaliza; y el MEM define la política sectorial.
El desafío dominicano pasa por reforzar transmisión y subestaciones para acompañar el crecimiento de la demanda y la entrada de nueva capacidad renovable. La SIE ya había vinculado explícitamente los planes de expansión de ETED con la generación renovable en las regiones Noroeste y Sur, al señalar líneas de 345 kV y 138 kV necesarias para que nuevos parques puedan inyectar al sistema.
La novedad más relevante es que ETED avanza en lineamientos técnicos, financieros y legales para habilitar inversión privada en sistemas de almacenamiento en baterías (BESS). La iniciativa contempla un dimensionamiento referencial de hasta 600 MW / 1.200 megavatios hora (MWh), con el objetivo de robustecer la operación del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), mejorar flexibilidad y acompañar la transformación energética nacional.
Uruguay: UTE y el cierre del anillo de 500 kV
En Uruguay, la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) mantiene el rol central como empresa pública integrada de generación, transmisión y distribución. A diferencia de otros mercados regionales, el segmento no se explica por competencia entre concesionarias privadas: la transmisión y la distribución tienen carácter de servicio público y son gestionadas por UTE, sin perjuicio de que el marco regulatorio contemple la posibilidad de concesiones.
El análisis también debe incluir a la Administración del Mercado Eléctrico (ADME), la Unidad Reguladora de Servicios de Energía y Agua (URSEA) y el Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM). ADME administra el Mercado Mayorista de Energía Eléctrica y realiza el despacho económico del sistema; URSEA regula y fiscaliza la calidad, seguridad y defensa del consumidor en las actividades eléctricas; y el MIEM define los lineamientos de política energética.
La inversión reciente más relevante es el Anillo Eléctrico del Norte de 500 kV. En 2026, UTE energizó el primer tramo de esta obra, que une Salto Grande con Tacuarembó y comprende 350 kilómetros de línea de extra alta tensión en dos tramos, una nueva subestación en Chamberlain, ampliaciones en Melo y la interconexión con Salto Grande.
El reto uruguayo está asociado a la necesidad de robustecer una red que ya mostraba limitaciones frente a la conexión de nuevos generadores, el crecimiento paulatino del consumo y la saturación del margen disponible en 150 kV. La propia UTE señaló que el eje troncal de 500 kV Salto-Palmar-Montevideo no tenía innovaciones estructurales desde hacía 45 años, lo que incluso podía afectar la viabilidad de nuevos proyectos productivos, como data centers en el área metropolitana.
La planificación avanza en esa dirección. UTE inició estudios para construir un tercer corredor de 500 kV entre el centro y el sur del país, donde se concentra el mayor consumo, con proyección a 2035. Además, la expansión de transmisión se vincula con el plan de incorporar alrededor de 600 MW solares fotovoltaicos, acompañando el crecimiento de la demanda y la movilidad eléctrica.