Centroamérica ya conocía la dimensión económica de su transición energética. En su hoja de ruta, la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) había estimado una necesidad promedio cercana a USD 3.500 millones anuales hasta 2050 para generación renovable, redes y flexibilidad.
Cuatro años después, la discusión había avanzado hacia una pregunta más incómoda: ¿cómo conseguir que ese volumen de capital llegara efectivamente a los proyectos?
Ricardo Gorini, representante de la asociación, llevó ese debate al Central America and the Caribbean Energy Transition Investment Forum, celebrado en Santo Domingo, y colocó a Brasil como referencia para construir un entorno capaz de reducir riesgos antes de recurrir al financiamiento privado.
“Tenemos que desarrollar, en pocos años, mucho más de lo que ya hicimos en nuestra historia”, planteó durante su presentación.
La urgencia también quedó reflejada en los últimos números de la agencia. Centroamérica había acumulado alrededor de 14 GW de potencia renovable en 2024, equivalentes al 67% de la capacidad eléctrica de la subregión, mientras las fuentes limpias habían aportado aproximadamente el 66% de la generación durante 2023. Sin embargo, el escenario compatible con 1,5 °C exigía alcanzar 22 GW en 2030.
Para cubrir esa distancia, la agencia internacional había calculado incorporaciones del orden de 1 GW renovable por año hasta el final de la década, frente a apenas 0,12 GW agregados durante 2024. Esa diferencia trasladó el foco desde la disponibilidad tecnológica hacia las condiciones necesarias para acelerar el despliegue.
Frente a ese escenario, Gorini no presentó una nueva meta para Centroamérica. Por el contrario, señaló al caso brasileño como una referencia para estructurar mecanismos capaces de reducir riesgos y atraer capital.
“Es un estudio que hicimos con foco en el caso de Brasil y cómo el país logró construir el ecosistema de de-risk en el proceso de inversión. Hoy en día es un caso muy conocido de éxito”, afirmó.
El análisis al que hizo referencia había sido elaborado por IRENA junto con el Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES) y había puesto el énfasis en la coordinación entre planificación energética, banca de desarrollo, instituciones públicas y actores privados. El punto de partida era una dificultad habitual en economías emergentes: proyectos técnicamente competitivos podían seguir enfrentando financiamiento caro por riesgos regulatorios, cambiarios, políticos, de contraparte o vinculados a la red.
“Hay puntos específicos de de-risk que se atacaron en cada una de las etapas de ese proceso”, sostuvo Gorini.
La arquitectura brasileña había combinado planificación de largo plazo, organismos especializados y acceso a crédito mediante banca de desarrollo. Y en este punto se ha destacado además el papel del Ministerio de Minas y Energía, la Empresa de Pesquisa Energética y el BNDES dentro de un esquema que permitió ampliar infraestructura y elevar la participación privada.
El objetivo había sido utilizar recursos e instrumentos institucionales para reducir la incertidumbre y abaratar el financiamiento, de modo que el capital comercial pudiera asumir una porción mayor del despliegue.
“El proceso conjunto de construcción del sector público, sector privado, la banca, hay que llamar a la banca para participar de esa discusión, trae resultados muy efectivos: reducción de costo, atracción en todos los sectores, generación, transmisión, distribución, comercialización y, por supuesto, electrificación”, señaló.
Esa referencia cobró peso al volver sobre la situación centroamericana. El rezago no se había producido en una subregión con baja penetración renovable: hidroeléctrica, solar, eólica y geotermia ya habían conformado una de las matrices eléctricas con mayor participación limpia, pero esa base no había alcanzado para sostener el ritmo previsto en los escenarios de descarbonización.
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“Inversión está en el centro del desarrollo de lo que es la expansión de la capacidad necesaria en la región de Latinoamérica y Caribe”, remarcó Gorini.
La distancia se hizo todavía más evidente al observar el mapa global. IRENA registró que Centroamérica y el Caribe reunieron apenas 21 GW renovables al cierre de 2025, el menor volumen entre las regiones consideradas por la agencia, mientras Asia, Europa y Norteamérica concentraron la mayor parte de las nuevas incorporaciones mundiales.
De un plan energético al salto a proyecto financiable
La presentación también llevó la discusión hacia las reglas necesarias para transformar la planificación en activos capaces de atraer capital. Gorini vinculó esa transición con marcos que distribuyeran mejor los riesgos:
“Necesitamos market design que sea capaz de traer el proceso de de-risk, traer la inversión hacia los mercados, precificar de manera adecuada esta energía y traer una seguridad de que esa energía estará comercializada hacia el tiempo”.
La cuestión excedía ampliamente la construcción de nuevos parques renovables. La hoja de ruta centroamericana ya había incorporado transmisión, distribución, expansión de la interconexión SIEPAC y almacenamiento, además del fortalecimiento de mercados de balance y servicios auxiliares.
En 2026, varias de esas necesidades comenzaban a tomar forma en decisiones concretas. Guatemala había lanzado la PEG-6-2026 para contratar 600 MW, de los cuales 450 MW correspondían a nuevas plantas y 150 MW a activos existentes, mediante contratos de hasta 15 años. La convocatoria llegaba después de que la demanda máxima alcanzara 2.301 MW, un 8,6% más que en 2025, y colocaba la potencia firme junto con la expansión renovable entre las prioridades del sistema.
Honduras, por su parte, preparaba una contratación de corto plazo por unos 600 MW mientras reformulaba otro proceso de hasta 1.500 MW. Su planificación proyectaba una caída de la potencia firme disponible desde 2.053 MW en 2027 hasta 1.227 MW en 2029 y, sin nuevas incorporaciones, apenas 890 MW hacia 2035 frente a una demanda máxima de 2.921 MW. El país también analizaba cómo incorporar baterías autónomas e híbridas dentro de las nuevas bases.
En República Dominicana, el reto había avanzado hacia otra fase. La capacidad instalada había pasado de 4.921 MW en 2020 a unos 7.120 MW en 2025, mientras solar y eólica superaban los 2.000 MW. El Gobierno proyectaba llegar a alrededor de 2.800 MW renovables y al menos 800 MW de almacenamiento hacia 2028, con nuevas licitaciones destinadas a combinar generación limpia, BESS y potencia firme. Markdown pegado
Ese crecimiento ya había empezado a tensionar la operación. Durante los primeros meses de 2026, el curtailment renovable dominicano había rondado el 14%, con jornadas cercanas al 40%, en un contexto atravesado por congestiones, límites de transmisión y excedentes solares. Frente a ello, las autoridades preparaban una subasta de 200 MW de baterías para plantas existentes, otra de 600 a 900 MW de nueva generación renovable con almacenamiento y una posterior contratación de potencia firme para 2030-2032. Markdown pegado
Ese mosaico explicaba por qué IRENA había vuelto a colocar infraestructura, flexibilidad y financiación dentro de una misma conversación. Las diapositivas presentadas en Santo Domingo organizaron esa visión bajo una “Planificación Energética regional Sandbox”, articulada alrededor de estrategia, gobernanza, capacidades, recursos financieros, infraestructura y coordinación.
“Necesitamos asociaciones entre el sector público y el sector privado para desarrollar justamente un ecosistema de inversión que traiga la posibilidad de realizar esos números”, indicó Gorini.
La integración entre países completó el planteamiento. En lugar de resolver de manera aislada necesidades de respaldo, transmisión o flexibilidad, la agencia defendió una planificación supranacional capaz de aprovechar interconexiones, complementariedad entre recursos y economías de escala.
“Es prioritario estar juntos entre los países, planificando lo que llamamos una visión regional, no solamente de cada país, sino tener una visión de un mercado único”, señaló.
La discusión pasó así de determinar cuántos megavatios debían instalarse a definir qué infraestructura debía acompañarlos, quién asumiría cada riesgo y qué señales permitirían financiarla. Guatemala buscaba asegurar nueva oferta y firmeza, Honduras enfrentaba una brecha creciente de capacidad disponible y República Dominicana ya necesitaba gestionar excedentes solares y restricciones de red.