Introducción 
La inversión en infraestructura de energía eléctrica —especialmente redes de transmisión y renovables— tiene efectos multiplicadores sobre el crecimiento, la productividad y la resiliencia macroeconómica. En América Latina, los esquemas de Asociaciones Público-Privadas (APP) y concesiones han dinamizado la expansión de redes, la integración de renovables y la cobertura casi universal.  

En el presente artículo se quiere dejar una rápida mirada sobre:  

1. El vínculo macroeconómico entre infraestructura y crecimiento,  

2. Cifras comparadas de inversión privada en proyectos de energía eléctrica, bajo APP/concesión  

3. Algunas estadísticas de cobertura y metas,  

4. Proyectos representativos en Brasil, México, Chile y Colombia durante los últimos 20 años, con foco en energías renovables y transmisión. 

1. Infraestructura eléctrica como motor de productividad y PIB 
La literatura para economías emergentes muestra retornos significativos de la inversión en infraestructura. La evidencia para ALC sugiere que mejorar cantidad y calidad de infraestructura eleva el crecimiento agregado y sectorial, con efectos particularmente altos en sectores intensivos en red (manufactura y servicios modernos) (Calderón & Servén, 2010; Lanau, 2017).  

Estimaciones recientes del BID concluyen que la subinversión en infraestructura frena el crecimiento potencial; y que cerrar la brecha exige elevar la inversión regional desde 1,8% del PIB a alrededor de 3,1% del PIB por año (Brichetti et al., 2021; SELA, 2023).  

A nivel macro, los multiplicadores del gasto en infraestructura superan la unidad, y llegando incluso a ser superiores del 1,5 dependiendo del horizonte y eficiencia (IDB, 2019; IDB Invest, 2018). 

Todo esto produce una serie de implicaciones que encaminada a que en electricidad, los multiplicadores operan en tres aspectos fundamentales: 

1. Reducción del costo marginal de energía y de la volatilidad de precios 

2. Mayor confiabilidad (menores pérdidas técnicas y racionamientos) 

3.  Habilitación de inversión privada en renovables y cadena industrial. 

2. Cobertura eléctrica y transición energética: la base cuantitativa 
En buena parte de los países de América Latina, se presenta hoy acceso casi universal: Brasil 99,8%, México 99,7%, Chile 100% y Colombia  casi 99% en 2023 (Banco Mundial/Tracking SDG7). A nivel regional, el avance convive con cuellos de botella de transmisión y congestión en zonas con alta penetración renovable intermitente (IEA/Tracking SDG7, 2025). 

En la década 2013-2023 América Latina incrementó con fuerza la capacidad solar-eólica; donde por ejemplo Chile se destaca por su liderazgo solar (20% de la electricidad en 2023) y metas de 70% renovable al 2030 (IRENA, 2024; Our World in Data, 2024). Brasil diversificó su matriz: la cuota solar+eólica pasó de 9% (2018) a alrededor del 22% (2023), reduciendo fósiles a mínimos históricos (Reuters/Ember, 2024).  

3. El papel de la inversión privada vía APP/concesión (PPI) 
La base de datos PPI del Banco Mundial documenta múltiples proyectos de energía con participación privada en ALC desde 1990, incluyendo concesiones y greenfields en transmisión y generación (World Bank PPI, 2024). Ejemplos recientes confirman montos relevantes por país: 

• Brasil: subastas de transmisión de ANEEL en 2023–2024 adjudicaron proyectos por BRL 21,7 mil millones(dic-2023) y un nuevo paquete en mar-2024 (BRL 18,2 mil millones estimados), con ganadores como Engie, EDP, Taesa, entre otros (Reuters, 2023; Canalsolar, 2023; EDP, 2024; Reuters, 2024; Gobierno de Brasil, 2024).  

• México: aunque se revirtió el ciclo de subastas después de 2018, las tres subastas de largo plazo 2015–2017 gatillaron US$ 8,6 mil millones en 65 proyectos con precios récord (US$ 20,57/MWh en 2017) y 2.6 GW estimados en la subasta de 2017 (SENER/CENACE/Proyectos México; Mayer Brown, 2020). Se licitaron HVDC de transmisión como Yautepec–Ixtepec (US$ 1,7 bn) y la interconexión Baja California (US$ 1,1 bn)bajo esquemas APP, cancelados en 2019, ilustrando la sensibilidad institucional del modelo (Norton Rose, 2018; BNamericas, 2019; HK Law, 2019).  

• Chile: concesiones de transmisión troncales han sido el ancla para integrar renovables del norte. El proyecto Cardones–Polpaico (500 kV, 753 km, casi US$1.000 m), operado por ISA Interchile (2019), y el HVDC Kimal–Lo Aguirre (3.000 MW, US$ 1,48 bn) En desarrollo, son hitos de inversión privada (ISA, 2019; InvestChile, 2019; IPP Journal, 2019; CIGRÉ, 2022; BNamericas, 2025). La congestión reciente subraya la necesidad de acelerar obras de red (curtailment >2.000 GWh 1S-2024: Coordinador Eléctrico, citado por IBA, 2024).  

• Colombia: la expansión de transmisión para evacuar eólica/fotovoltaica de La Guajira se articula con el proyecto Colectora (500 kV, ~475 km), destinado a integrar 1.050 MW de parques eólicos, bajo esquema de concesión/APP (UPME/ANLA/MinEnergía). Las subastas de renovables 2019 y 2021 asignaron ~1.3 GW(82,6% eólica; 17,4% FV) con contratos de largo plazo, catalizando inversión privada (Cámara Bilbao con MME; UPME/XM).  

En 2023, la inversión con participación privada en energía (PPI) fue de US$ 3.845 bn en Brasil y US$ 721 m en Colombia; México registró montos acotados (US$ 14,7 m), reflejando el cambio regulatorio post-2018 (World Bank WDI/IE.PPI.ENGY.CD).  

4. Proyectos emblemáticos y resultados por país (2005–2025) 

4.1 Brasil: subastas de transmisión, diversificación renovable y certidumbre regulatoria 

• Transmisión bajo concesión (APP): los leilões de ANEEL han adjudicado miles de km de líneas y MVA de transformación, con el récord de BRL 21,7 bn en dic-2023 y nuevas rondas en 2024 (Reuters, 2023; Gobierno de Brasil, 2024). Empresas privadas (Engie, EDP, Taesa) comprometieron capex multianual hasta 2029 (EDP, 2024; Reuters, 2024).Efecto económico: reducción de congestión, pérdidas y costo de capital de proyectos renovables asociados; atracción de IED al segmento de redes reguladas. 

• Matriz eléctrica: solar+eólica superó un tercio de la generación en agosto-2025 y viene desplazando térmicas y reduciendo emisiones del sector eléctrico (AP, 2025; Reuters/Ember, 2024).  

4.2 México: ciclo de subastas 2015–2017, HVDC propuesto y retos de confiabilidad 

• Subastas LTPA (2015–2017): adjudicaron ~US$ 8,6 bn y precios mínimos US$ 20,57/MWh en 2017; capacidad adjudicada de ~2,6 GW en SLP-1/2017, con 15 nuevas centrales (SENER/CENACE/Proyectos México; Mayer Brown, 2020). 

• APP de transmisión (propuestos): HVDC Yautepec–Ixtepec (US$ 1,7 bn) y Baja California-SIN (US$ 1,1 bn) se estructuraron como APP, pero fueron cancelados en 2019 (Norton Rose, 2018; BNamericas, 2019; HK Law, 2019). 

• Demanda récord y estrés del sistema (2024): máximos de 51.595 MW pusieron de relieve retrasos en expansión de red y modernización (Reuters, 2024).  

4.3 Chile: Red troncal y HVDC para integrar renovables del norte 

• Cardones–Polpaico (ISA Interchile): 500 kV, 753 km y US$ 1.000 m, operativo desde 2019, incrementó la capacidad de transporte norte-centro y habilitó la inyección de 1.500 MW renovables (ISA, 2019; InvestChile, 2019; IPP Journal, 2019). 

• HVDC Kimal–Lo Aguirre: ±600 kV, ~3.000 MW, inversión ~US$ 1,48 bn, en tramitación y con hitos 2025; es clave para aliviar congestión y curtailment (CIGRÉ, 2022; BNamericas, 2025). 

• Desafío operativo: curtailment eólico-solar >2.046 GWh a jun-2024 exige acelerar transmisión y almacenamiento (IBA, 2024).  

4.4 Colombia: transmisión para renovables del Caribe y subastas de largo plazo 

• Proyecto Colectora (500 kV): 475 km (tramos La Loma–Cuestecitas–Colectora), con licencia ambiental y objetivo de conectar 1.050 MW eólicos de La Guajira al SIN (ANLA, 2024; MinEnergía, 2024; UPME/WSP). 

• Subastas 2019/2021: asignaron 1,298 MW (82,6% eólica; 17,4% FV) con PPA de largo plazo, movilizando promesas de inversión privada y compromisos de comercializadores (Cámara Bilbao, 2021; XM/UPME). 

• Brecha residual de acceso: el ICEE 2023 reporta 818.000 viviendas sin servicio, concentradas en zonas no interconectadas; la agenda de comunidades energéticas apunta a cierre de brecha con renovables distribuidas (MinEnergía, 2024).  

5. Efectos económicos observados y de bienestar 

1. PIB y empleo: la evidencia del BID y del FMI para ALC indica multiplicadores >1 y efectos sectoriales diferenciales. Industrias intensivas en electricidad muestran aceleraciones de productividad cuando caen costos y mejora la calidad del suministro (IDB, 2019; Lanau, 2017).  

2. Seguridad energética y resiliencia climática: la diversificación brasileña hacia solar-eólica redujo emisiones del sector mientras contuvo el uso de fósiles en años hidrológicamente adversos; Chile avanza hacia grandes corredores HVDC para gestionar congestión y viabilizar metas 2030 (Reuters/Ember, 2024; CIGRÉ, 2022; BNamericas, 2025).  

3. Competitividad y atracción de capital: marcos estables de subastas y concesiones (Brasil, Chile, Colombia) han canalizado IED a redes reguladas y renovables, mientras que la incertidumbre (cancelación de licitaciones en México) elevó riesgo y frenó PPI en energía (World Bank PPI; BNamericas, 2019; Reuters, 2024).  

Conclusión 
La experiencia de América Latina confirma que la transición energética no depende solo de incrementar la capacidad renovable instalada, sino de asegurar un andamiaje institucional y financiero que permita movilizar capital privado de forma sostenida. Las concesiones y APP de transmisión, como se observa en Brasil y Chile, son el eslabón crítico para integrar proyectos de gran escala y reducir el costo sistémico. Del mismo modo, las subastas de renovables con contratos de largo plazo han demostrado capacidad para atraer inversión y fijar precios competitivos, siempre que se respalde con consistencia regulatoria. 

Cerrar las brechas de acceso exige avanzar tanto en grandes líneas troncales como en soluciones distribuidas costo-efectivas, como lo evidencian los casos de Colombia. En definitiva, si la región aspira a alcanzar un desarrollo energético inclusivo y resiliente, deberá elevar la inversión en infraestructura del actual 1,8% a niveles cercanos al 3% del PIB, priorizando transmisión y almacenamiento, y consolidando mecanismos innovadores de financiamiento (APP, garantías, blended finance). Solo así será posible garantizar seguridad energética, atraer capital y cumplir con las metas de descarbonización. 

Nota metodológica y alcance 

• Periodo analizado: 2005–2025. Montos de inversión en moneda local se reportan según fuente oficial y, cuando corresponde, se indican en USD al tipo de cambio de referencia de la nota oficial. 

• “APP” se usa en sentido amplio para incluir concesiones y greenfields regulados en transmisión/ generación con participación privada (definiciones PPI). 

• La longitud máxima exigida (5 páginas ~2.500 palabras) comprimió la discusión de temas complementarios (mercados de capacidad, almacenamiento, interconexiones regionales). Si te interesa, puedo anexar tablas-país con series PPI y cronogramas de obras de transmisión. 

Referencias

• Agencia Internacional de Energía. (2025, 25 junio).?Tracking SDG 7: The Energy Progress Report 2025. Banco Mundial/IEA/IRENA/UNSD/OMS.?  

• Agencia Internacional de Energías Renovables. (2024).?Renewable capacity statistics 2024. IRENA.?  

• ANLA. (2024, 12 junio).?Luz verde a licencia ambiental del proyecto de energía eléctrica Colectora en La Guajira.?  

• BNamericas. (2019, 29 enero).?Mexico cancels US$1.2bn Yautepec-Ixtepec transmission line.?  

• BNamericas. (2025, 25 julio).?Chile’s US$1.5bn HVDC transmission line project reports permitting milestone.?  

• Brichetti, J. et al. (2021).?The Infrastructure Gap in Latin America and the Caribbean: Investment Needed Through 2030 to Meet the SDGs. BID.?  

• Calderón, C., & Servén, L. (2010).?Infrastructure in Latin America?(WPS 5317). Banco Mundial.?  

• CENACE/SENER. (2017, 15–21 noviembre).?Resultados preliminares de la Tercera Subasta de Largo Plazo (SLP-1/2017). Gob.mx/CENACE.?  

• CIGRÉ –?Electra. (2022).?The Kimal–Lo Aguirre HVDC project: Chile’s decarbonization transmission line.?  

• Cámara de Comercio de Bilbao. (2021).?Energías renovables en Colombia: Subasta 2021 y…?(nota sectorial).?  

• Coordinador Eléctrico (citado por IBA). (2024, 6 nov.).?Oportunidades y desafíos para energía distribuida en Chile. IBA.?  

• EDP Brasil. (2024, 1 abril).?EDP Brasil awarded with 3 lots in Electricity Transmission Auction 1/2024.?  

• Gobierno de Brasil. (2024, 5 abril).?Brazilian government signs energy transmission contracts expecting BRL 21.7 billion in investments.?  

• InvestChile. (2019, 20 junio).?President Piñera inaugurates Cardones-Polpaico… (US$1,000 million).?  

• IPP Journal. (2019, 27 junio).?USD 1 bn transmission line inaugurated in Chile.?  

• IDB (Inter-American Development Bank). (2019, 15 abril).?IDB study estimates big GDP impacts from low infrastructure investments in Latin America.?  

• IDB Invest. (2018).?Infrastructure Investments and Private Capital Mobilization?(nota técnica, multiplicadores 

• ISA Interchile. (2019, 5 junio).?ISA INTERCHILE puts into operation… Cardones-Polpaico (753 km, 500 kV).?  

• Lanau, S. (2017).?The Growth Return of Infrastructure in Latin America?(IMF WP/17/35). FMI  

• Mayer Brown. (2020, junio).?Policy shift to impact renewable energy projects in Mexico.?  

• MinEnergía (Colombia). (2024, 29 junio).?El proyecto de Comunidades Energéticas y la línea Colectora  

• Norton Rose Fulbright. (2018, 7 febrero).?Mexico’s first public bid for electric transmission lines.?  

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• World Bank –?PPI Database. (2024–2025).?Private Participation in Infrastructure (PPI) – region/country snapshots.?  

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• WSP. (s. f.).?Proyecto Colectora 500 kV – Colombia.?