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La energía renovable en América Latina se redujo al 65 % en julio 2025 por sequía y mayor generación con gas natural.
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La hidroelectricidad sigue dominando con el 45,7 %, pero su participación mensual bajó, mientras solar y eólica apenas suman 16 %.
América Latina y el Caribe generaron 161 TWh de electricidad en julio de 2025, según el último reporte mensual de OLADE. Aunque la hidroelectricidad sigue siendo la fuente dominante con 45,7 %, su caída mensual y el aumento del gas natural para cubrir la brecha redujeron el índice de renovabilidad al 65 %, uno de los valores más bajos de los últimos cuatro meses. La energía renovable en América Latina sigue siendo vulnerable al clima y dependiente de respaldos fósiles.
¿Qué pasó en julio 2025 con la energía renovable?
Según OLADE, la generación hidroeléctrica bajó 10 % en un mes debido a condiciones secas en la Zona Andina y Centroamérica. Esta caída obligó a incrementar el uso de gas natural, que pasó de 23 % a 25 % en la participación mensual. El resultado fue una reducción del índice de renovabilidad al 65 %, uno de los valores más bajos de los últimos cuatro meses.
Este fenómeno no es nuevo. La variabilidad climática ha sido durante décadas el talón de Aquiles de la transición energética regional. Sin embargo, el incremento de capacidad instalada en gas natural y la falta de planeación de almacenamiento renovable agravan la dependencia.
Entre junio y julio de 2025, los 104 TWh de energía renovable generados en la región fueron 7 TWh menos que el mes anterior, mientras que los 57 TWh de fuentes no renovables aumentaron 9 TWh. Esta inversión de tendencia demuestra que la matriz eléctrica latinoamericana sigue siendo vulnerable a eventos climáticos extremos, y que el respaldo fósil sigue siendo la primera opción cuando falla el agua.
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Hidroelectricidad: líder, pero inestable
La hidroelectricidad sigue siendo la fuente dominante con el 45,7 % de la generación total en julio 2025. En términos interanuales, incluso creció 10,2 TWh respecto a julio de 2024, gracias a la entrada en operación de nuevas centrales en Brasil y Colombia. Sin embargo, su participación mensual se redujo debido a menores caudales en agosto en la cuenca del Amazonas y Centroamérica.
El problema no es solo climático. La hidroelectricidad depende de factores hidrológicos que no siempre coinciden con la demanda eléctrica. Por ejemplo, julio 2023 fue el peor mes hidroeléctrico del período 2023-2025 debido al intenso fenómeno de El Niño, mientras que julio 2024 mostró una recuperación parcial. En 2025, la entrada de nueva capacidad ha compensado parcialmente la caída de caudales, pero no elimina la vulnerabilidad estructural.
Además, la falta de interconexión regional impide que los excedentes de países húmedos (como Paraguay o Costa Rica) compensen los déficits de países secos (como México o Centroamérica). Esta fragmentación del mercado eléctrico limita la flexibilidad de la región ante eventos climáticos extremos.
Generación eléctrica por fuente en ALC, julio 2025 (%)
Solar y eólica: crecen, pero no alcanzan
Solar y eólica representaron en julio 2025 solo 13,2 % de la generación total (2,2 % y 11 %, respectivamente). Aunque la eólica creció 0,8 puntos por vientos intensos en el Cono Sur, la solar bajó 0,3 puntos por menor radiación invernal en el hemisferio sur.
Entre ambas, apenas suman 16 % de la matriz eléctrica regional. Esto contrasta con los objetivos de transición que muchos países se han fijado para 2030.
Los cuellos de botella no son técnicos, sino regulatorios y financieros:
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Falta de líneas de transmisión en Brasil, México y Argentina frena la entrada de grandes parques solares y eólicos.
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Costes de financiamiento en monedas locales duplican o triplican los de Europa o Asia.
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Lentos procesos burocráticos superiores a 24 meses ralentizan proyectos que podrían estar operativos en menos de un año.
Uruguay, por ejemplo, logró el 97 % de renovabilidad gracias a una planificación a 20 años, subastas indexadas y contratos de compra estables. El resto de la región no ha replicado este modelo a escala regional.
Mapa del Índice de Renovabilidad en la generación de electricidad en ALC, julio de 2025
Gas natural: el respaldo fósil que se consolida
El gas natural pasó de 23 % a 25 % de la generación mensual entre junio y julio de 2025. Su función de respaldo ante la variabilidad hidroeléctrica es clara y rápida, pero también conlleva riesgos.
Ventajas:
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Menor intensidad de carbono que carbón o fuel-oil.
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Arranque rápido que permite compensar caídas de solar o hidro en horas.
Riesgos:
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Bloquea inversiones en almacenamiento renovable (baterías, bombeo hidroeléctrico).
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Precio volátil ligado a mercados internacionales y tipo de cambio.
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Nuevas plantas pueden operar 30 años, compitiendo con proyectos solares y eólicos.
Ejemplo: México y la región Andina incrementaron la generación con gas más del 3 % en un solo mes, sin haber definido fechas de retiro ni obligaciones de captura de CO₂.
¿Qué papel debe jugar el gas en la transición?
Gas sí, pero con reglas claras:
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Límites de emisiones y captura de CO₂ obligatorios en nuevas plantas.
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Contratos puente con fechas de expiración al completar almacenamiento renovable.
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Tarifas indexadas al sol y al viento para no competir con ellos.
Chile ya fija fechas de retiro para plantas a gas sin captura, y Colombia exige estudios de impacto que comparen la opción renovable antes de autorizar nuevas centrales térmicas.
Sin estas reglas, el gas natural dejará de ser un puente para convertirse en un freno real a la energía renovable en América Latina.
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Licenciado en Biología por la Universidad Complutense de Madrid, amante de la naturaleza tal y como deberíamos haberla conocido. Aun hay esperanza.
