Qué se espera en 2026 en energía renovable y almacenamiento en Latinoamérica

El año 2026 se presenta como un hito estratégico para el sector de energía renovable y almacenamiento en Latinoamérica, en un contexto donde la transición energética y la descarbonización se han convertido en prioridades ineludibles para gobiernos, empresas y entidades financieras. La región, caracterizada por su diversidad de recursos naturales y marcos regulatorios en evolución, ofrece un terreno fértil para la estructuración de proyectos innovadores y la movilización de capital institucional, tanto local como internacional.

En este escenario, los desarrolladores de proyectos y los bancos de inversión se enfrentan a un entorno dinámico, marcado por la convergencia de reformas normativas, la sofisticación de los instrumentos de financiamiento y la irrupción de nuevas tecnologías de almacenamiento. Países como Colombia, Chile, México y Perú avanzan hacia la consolidación de marcos regulatorios que buscan no solo incentivar la inversión en generación renovable, sino también habilitar modelos de negocio más flexibles, como los PPAs financieros y los proyectos de almacenamiento stand-alone, que abren la puerta a esquemas de financiamiento estructurado y a la participación de nuevos actores en el mercado.

El análisis que aquí se presenta examina, desde una perspectiva técnica y financiera, los principales retos y oportunidades que definirán el desarrollo de proyectos en la región durante 2026. Se abordan aspectos clave como la bancabilidad de los contratos, la evolución de los mecanismos de subasta y asignación de obligaciones de energía firme, la integración de sistemas de almacenamiento en la operación de los mercados eléctricos, y la adaptación de los marcos regulatorios para responder a la creciente demanda de soluciones energéticas sostenibles y resilientes.

A través de este artículo, comparativo y prospectivo, se busca aportar elementos de análisis que faciliten la toma de decisiones estratégicas y la estructuración de proyectos alineados con los objetivos de sostenibilidad, rentabilidad y gestión de riesgos que exige el mercado actual.

Colombia

Colombia continúa transitando hacia una matriz eléctrica más diversificada con mayor participación de fuentes no convencionales de energías renovables. Así, este proceso presenta oportunidades significativas en generación solar, eólica onshore y offshore, acompañadas de desafíos en respaldo de energía, almacenamiento, transmisión y precisión regulatoria.

Para 2026 se prevé la continuidad en el desarrollo de mecanismos de confiabilidad como las obligaciones de energía firme (OEF), el despliegue de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (SAEB) y la evolución de nuevas figuras regulatorias como comunidades energéticas y generación remota, las cuales fomentarían el desarrollo de proyectos de generación de fuentes no convencionales que ayuden a garantizar la entrega de energía necesaria para cubrir la creciente demanda. En cualquier caso, aunque existe una estructura normativa sólida, las posibles reformas al régimen de servicios públicos serán factores determinantes para la inversión y la estabilidad tarifaria.

Contexto y diversificación de la matriz

En los últimos años, el Gobierno nacional ha impulsado políticas de descarbonización y diversificación de la matriz energética, con un enfoque en la incorporación de fuentes no convencionales de energías renovables. La generación hidráulica continúa siendo predominante, con una participación aproximada de entre el 60 % y el 68 % según XM (en febrero de 2025, los embalses de energía del país cerraron en un 54.72 %), lo que expone al sistema a vulnerabilidades en épocas de sequía. Este contexto ha incentivado el desarrollo de proyectos solares y eólicos para fortalecer la seguridad energética y moderar la volatilidad tarifaria asociada a la variabilidad hidrológica.

La expansión de la generación fotovoltaica y eólica se ha convertido en eje de la política pública. De cara a 2026, se proyecta un aumento en el número de generadores que inyectan energía al Sistema Interconectado Nacional a partir de plantas fotovoltaicas y parques eólicos. Entre las medidas de fomento, se destaca la licencia ambiental abreviada para proyectos solares (LASolar) con capacidad instalada igual o inferior a 100 MW, cuyo objetivo es agilizar la obtención de permisos y reducir tiempos administrativos. Complementariamente, el programa Colombia Solar, con especial énfasis en la región Caribe, promueve la instalación de paneles fotovoltaicos en hogares de menores ingresos mediante la figura de la autogeneración. El programa contribuye en la reducción de cargas sobre la red, la mejora del servicio y la accesibilidad del servicio.

En cuanto a la energía eólica, además del desarrollo onshore, existe una apuesta por proyectos offshore en el mar Caribe. El Ministerio de Minas y Energía ha identificado un alto potencial en esta región, lo que abre un frente relevante de inversión, estimando que puedan implementarse proyectos con una capacidad de 50 MW. Entre los retos, sobresalen la estructuración técnica y financiera de los proyectos, la gestión ambiental y social, y la construcción de infraestructura portuaria y de conexión a red.

El desarrollo del sistema energético para 2026 dependerá de la mitigación de riesgos y de la ejecución coordinada de proyectos. Dentro de los desafíos, se encuentran la expansión de redes de transmisión y distribución para acoger nueva capacidad, la obtención oportuna de licencias ambientales y consultas previas, la disponibilidad de terrenos y servidumbres, la madurez de estándares técnicos para eólica offshore y almacenamiento, y la estructuración financiera de proyectos bajo señales de precio y de confiabilidad consistentes. La interacción entre regulación, planeación y entrada en operación de activos será decisiva para evitar congestiones o demoras en conexión.

Respaldo del sistema: OEF

En Colombia, las OEF funcionan como un mecanismo de confiabilidad: los generadores, incluyendo proyectos futuros con entrada programada, se comprometen a entregar diariamente un volumen de energía cuando el precio de bolsa activa el precio de escasez. La asignación de OEF se realiza mediante subastas con base en las proyecciones de demanda de la Unidad de Planeación Minero-Energética. Para 2026 se espera que continúen las subastas para asignación de dichas obligaciones, lo cual fomentaría el desarrollo de nuevos proyectos.

Almacenamiento: SAEB

El despliegue de renovables acentúa la necesidad de tecnologías de almacenamiento que permitan gestionar la variabilidad del suministro a la red y prestar servicios complementarios. La CREG, a través del Proyecto de Resolución 701-103 de 2025, avanza en el marco regulatorio para la integración de SAEB a la red. Estos sistemas pueden contribuir a la regulación de tensión y frecuencia, al respaldo en contingencias, al desplazamiento de energía entre horas y al soporte en zonas no interconectadas. Así, anticipamos un incremento en la formulación de proyectos de almacenamiento en 2026, acompañado del desarrollo normativo que delimite su operación, remuneración y participación en mercados. 

Evolución regulatoria y reformas en curso

Los cambios legislativos recientes y en discusión representan un factor crítico para el sector. Entre los avances, destacan:

• Comunidades energéticas: se trata de una figura novedosa que habilita esquemas de generación distribuida y gestión local de la energía, con especial pertinencia en zonas no interconectadas. Su implementación eficaz requerirá reglamentación detallada, modelos operativos viables y coordinación institucional.
• Generador o autogenerador remoto: este habilita la producción de energía en localizaciones distintas al punto de consumo utilizando el Sistema Interconectado Nacional para su traslado. Esta figura abre espacios para contratos y modelos comerciales innovadores, aún con necesidad de claridad regulatoria y operativa.
• Proyecto de reforma a la Ley de Servicios Públicos: radicado por el Ministerio de Minas y Energía en octubre de 2025, está orientado a estabilizar y reducir tarifas. En este se contemplan ajustes a los componentes facturables, restricciones a cobros no asociados al servicio, eventuales cambios en la composición de la CREG y mecanismos de cubrimiento de deudas entre usuarios subsidiados y no subsidiados. Aunque la reforma podría introducir instrumentos pro-competencia y de protección al usuario, genera incertidumbre hasta que no se clarifique su alcance definitivo, el cual se espera sea discutido en los próximos meses en el Congreso de la República.

Chile

Durante 2026 se espera que el sector de energías renovables y almacenamiento en Chile mantenga el dinamismo observado en 2025, un año caracterizado por un crecimiento significativo en proyectos de baterías que alcanzaron cierre financiero, iniciaron construcción e incluso comenzaron operación comercial. A continuación, se presentan los principales temas que definirán el comportamiento del mercado durante el próximo año:

Mayor diversificación de actores y nuevas estructuras de financiamiento

El año 2025 estuvo marcado por un boom de financiamientos en proyectos solares con componente de almacenamiento, liderados por un grupo acotado de sponsors. Para 2026, se proyecta una ampliación del universo de desarrolladores capaces de alcanzar cierre financiero, impulsando una mayor competencia y diversificación de portafolios. 

En paralelo, las instituciones financieras están mostrando mayor flexibilidad en la estructuración de deuda para proyectos BESS, avanzando hacia esquemas menos conservadores.

Entre las tendencias observadas, destacan:

• Financiamiento de proyectos respaldados por PPAs financieros (no físicos).
• Apertura a proyectos stand alone, donde las baterías operan bajo contratos que funcionan como arrendamientos de capacidad.
• Creciente disposición al bridge to PPA financing, donde el financiamiento se otorga incluso antes de la firma de un contrato de compraventa de energía.

Estas innovaciones podrían modificar el perfil de riesgo del mercado y abrir oportunidades para nuevos inversionistas institucionales.

En este sentido, uno de los desafíos más relevantes para este nuevo año 2026 será la búsqueda de condiciones para la bancabilidad, tanto de estos nuevos PPAs como de las comercializadoras de energía que, en su mayoría, estarán detrás estos contratos y serán los que lideren el mercado de energía.

Reformas regulatorias en PMGDs: integración del almacenamiento

En julio de 2025, el Ministerio de Energía presentó modificaciones al Reglamento DS 88 para fortalecer el marco regulatorio de los pequeños medios de generación distribuida (PMGD). Se espera que dichas modificaciones entren en vigor durante 2026, consolidando un entorno más claro y moderno para la integración de almacenamiento energético.

Entre los cambios más relevantes, se incluyen:

• Monitoreo y control remoto de generación bajo instrucción del Coordinador Eléctrico Nacional.
• Reglas de operación y remuneración para sistemas de almacenamiento conectados a redes de distribución.
• Definición de mecanismos definitivos de estabilización de precios para la energía inyectada.
• Procedimiento reglado para incorporar almacenamiento a proyectos PMGD existentes.

Se espera que la implementación de estas medidas impulse una nueva ola de inversiones, tanto locales como extranjeras, reactivando un segmento que se había desacelerado durante 2025 debido a la incertidumbre regulatoria sobre los precios estabilizados.

No obstante, la inclusión de los PMGD en los procesos de despacho y su exposición a vertimientos (curtailment) podría afectar los ingresos de algunos proyectos, especialmente en zonas con congestión de transmisión.

Próxima licitación de PPAs regulados

Para 2026 se anticipa una nueva licitación de contratos regulados con distribuidoras, en la que se espera adjudicar aproximadamente 1.300 GWh/año para abastecer demanda desde 2029.

Este proceso representará una oportunidad clave para equilibrar la relación entre la abundante oferta de generación renovable y la limitada cantidad de offtakers disponibles en el mercado spot.

Adicionalmente, el avance en proyectos de expansión del sistema de transmisión seguirá siendo un factor determinante, particularmente para aliviar los vertimientos que afectan la zona norte del país. Si bien no se esperan soluciones definitivas en el corto plazo, el desarrollo de proyectos de almacenamiento contribuirá a mitigar parcialmente estos impactos.

México

Ante los recientes cambios en el marco regulatorio del sector eléctrico en México se abren nuevas posibilidades para el desarrollo de nuevos proyectos de generación de fuentes renovables y almacenamiento, y para la reactivación de proyectos cuyo desarrollo quedó suspendido por la incertidumbre que afectó a este sector. A pesar de lo anterior, habrá que tener en cuenta que el Estado mexicano será el encargado de la planeación del sector, estableciendo criterios de planeación vinculante que serán considerados para la evaluación y el otorgamiento de permisos de generación de energía eléctrica y almacenamiento en términos de la Ley del Sector Eléctrico y su reglamento (publicado el 3 de octubre de 2025).

Recientemente la Secretaría de Energía (SENER) publicó en el Diario Oficial de la Federación el Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico, que es el instrumento de planeación del sector energético emitido por la SENER, con una visión de mediano y largo plazo para el desarrollo y modernización de la infraestructura del sector eléctrico, con una prospectiva de 15 años, donde se eleva la meta de generación de fuente limpia a 38 % para 2030, con un mix de inversión pública y privada, y promoviendo la expansión, descarbonización del sector y el desarrollo económico e industrial.

La SENER estima que entre 2025 y 2030 el 96 % de los proyectos de generación que sean desarrollados por la iniciativa privada vendrán de fuentes renovables de carácter intermitente (solar y eólica), colocando el almacenamiento como un elemento importante para la evolución del Sistema Eléctrico Nacional. Lo anterior, ya que el contar con battery energy storage systems (BESS) podrá modificar ciertos aspectos de la generación y el consumo de energía, reduciendo los consumos en horas pico y brindando capacidad incluso en momentos en que no existan las condiciones óptimas de generación, así como nuevos servicios complementarios.

Hay que considerar que la nueva regulación prevé que la vigencia de los permisos de generación podrá ser de 20, 25 y hasta 30 años, dependiendo de la modalidad de cada permiso, y los permisos de almacenamiento tendrán una vigencia de hasta 20 años, lo cual permitirá que dichos proyectos sean sujetos de financiamientos al brindar certeza del desarrollo de las actividades a largo plazo.

Dicho lo anterior, los interesados en desarrollar o financiar proyectos de generación y almacenamiento durante 2026 tendrán que evaluar el perfil de riesgo de los proyectos, considerando los nodos con capacidad para inyectar a la red, curvas horarias competitivas y el impacto de las BESS que aseguren la entrega de energía eléctrica en horarios pico. Asimismo, habrá que considerar el acceso a las tierras para el desarrollo de sus proyectos y la interconexión a los mismos, tomando en cuenta las zonas con buena irradiación solar y extensos suelos, así como aquellas zonas con alta demanda industrial. Lo anterior, junto con los temas de evaluación de impacto ambiental y social, necesarias para la solicitud de los permisos

El almacenamiento podrá ser entonces un vehículo de cambio en la capacidad de generación intermitente, y podrá aliviar y estabilizar la alta congestión en las redes de distribución y transmisión. México avanza en la búsqueda de nueva capacidad de generación renovable, pero también tendrá que garantizar las inversiones en transmisión y distribución para soportar la viabilidad técnica para la interconexión de nuevos proyectos.

Hay que tomar en cuenta que el almacenamiento se regula como una actividad nueva en la Ley del Sector Eléctrico y su reglamento, incluyendo permisos específicos para proyectos que no se encuentren directamente ligados a generación, por lo que posiblemente en 2026 estaremos viendo las disposiciones específicas para almacenamiento, que darán mayor certeza a los inversionistas para participar en este tipo de proyectos. Al tener un marco normativo propio, consideramos que podrá permitir estructurarlo como un activo independiente.

Por lo que respecta a las oportunidades de inversión en proyectos renovables, recientemente la SENER publicó la primera “Convocatoria para la atención prioritaria de solicitudes de permisos de generación eléctrica e interconexión al SEN, alineados a la planeación vinculante” por medio de la cual se estableció un mecanismo para la atención prioritaria de solicitudes de permisos de generación y estudios de interconexión para los interesados en desarrollar proyectos de generación de fuente renovable con una capacidad de hasta 5,970 MW (3,790 MV de fuente fotovoltaica y (2180 MW de fuente eólica). Esta convocatoria cuenta con más de 30 proyectos a ser desarrollados en diversos polos señalados por el mismo gobierno, que se prevé que puedan obtener sus permisos de generación de manera expedita (aproximadamente dos meses) y obtengan sus respectivos contratos de interconexión a inicios de 2026, y su desarrollo y construcción en los meses subsecuentes.

Adicionalmente a dichos proyectos de utility scale, también se prevé que durante el 2026 veamos cada vez más proyectos de generación distribuida (igual o menores a 0.7 MW) y proyectos de autoconsumo (interconectado o aislado), que buscarán aquellos usuarios que quieran desarrollar proyectos de generación en sitio para la satisfacción de sus necesidades energéticas, sin la necesidad de inyectar energía al Sistema Eléctrico Nacional.

Finalmente, también es muy probable que durante 2026 veamos los primeros esquemas de generación de inversión mixta (público-privado), que pudieran ser atractivos para el financiamiento estructurado, especialmente si el gobierno brinda la certeza necesaria para el desarrollo de este tipo de proyectos, brindando las garantías de ingresos mínimos y reglas claras para los inversionistas.

Perú

Respecto al Perú, en materia de energía renovable y almacenamiento, se espera que el año 2026 traiga una serie de cambios normativos que permitan un crecimiento en dichos sectores y consecuentemente se continúe con la atracción de inversiones que se traduzca en un crecimiento en proyectos de este tipo.

A continuación, resaltamos algunos puntos importantes que creemos traerá consigo el 2026 y que consideramos importante tener presente:

Reglamentación de normativa que fomenta la generación de energía renovable

El 9 de abril de 2025 el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) dispuso la publicación de dos proyectos de decreto supremo claves para el sector eléctrico peruano: el Reglamento que regula la Coordinación de la Operación de los Sistemas Aislados y el Reglamento de Contrataciones de Electricidad para el suministro de Usuarios Regulados.

La publicación de ambos proyectos normativos se generó como consecuencia de la emisión de la Ley N° 32249 en enero de 2025, la cual modificó la Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la Generación Eléctrica, Ley N° 28832. Dicha modificación apuntaba hacia la diversificación energética, la reducción de barreras de entrada y la reducción de tarifas.

Almacenamiento de energía

A partir del 01 de enero de 2026 entrarán en vigor ciertos cambios a la Ley N° 28832 (Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la Generación Eléctrica), referidos a la prestación de los servicios complementarios (aquellos necesarios para asegurar el transporte y el suministro de la electricidad desde la generación hasta la demanda, considerando las necesidades de seguridad y calidad de los sistemas eléctricos y las características tecnológicas de los equipos que brindan los servicios complementarios) por parte de los proveedores (generadores, transmisores, distribuidores, usuarios libres u otros, titulares de instalaciones y equipamiento que prestan servicios complementarios, contando para ello con un título habilitante otorgado por el Ministerio de Energía y Minas) de dichos servicios. Estos servicios complementarios incluyen, entre otros, la provisión del servicio de almacenamiento a través de baterías BESS (battery energy storage systems).

Este sistema de almacenamiento aporta importantes beneficios al sistema eléctrico nacional, al permitir una mayor estabilidad y confiabilidad de la red mediante la regulación de frecuencia y la gestión de picos de demanda, así como una mejor integración de fuentes renovables intermitentes como la solar y la eólica. Además, contribuyen a optimizar el uso de la infraestructura existente, reducir costos operativos y emisiones, y fortalecer la seguridad energética en zonas con redes débiles o aisladas, apoyando así los objetivos de eficiencia y sostenibilidad del sistema eléctrico peruano.

Si bien el uso del almacenamiento a través de baterías ya viene siendo utilizado por algunas centrales de generación eléctrica de forma híbrida, actualmente no existe posibilidad legal para implementar proyectos de almacenamiento stand-alone (no ligados a una central de generación eléctrica), en la medida en que no existe regulación al respecto. La modificación a la Ley N° 28832, y su consecuente reglamentación en el corto plazo, permitiría el desarrollo de proyectos de almacenamiento de energía. Para ello resulta necesario que se implemente normativa más detallada que regule y permita el adecuado desarrollo de proyectos de almacenamiento de energía independientes.

PPAs financieros/ PPAs virtuales

Entre 2022 y 2027, la Agencia Internacional de la Energía (IEA) estima que la capacidad global de energía renovable aumentará un 75 %. En consonancia con esta tendencia, el Perú impulsa más de 60 proyectos eólicos y solares fotovoltaicos, en los cuales los power purchase agreements (PPA) se consolidan como instrumentos clave para viabilizar la inversión y el desarrollo del sector. Un PPA es un contrato mediante el cual un generador vende energía a un comprador a un precio y volumen preestablecidos, pudiendo adoptar la forma de PPA físico —con entrega real de energía— o de PPA virtual o financiero —sin entrega física, basado en liquidaciones económicas según el precio spot—. Estos últimos funcionan como contratos de derivados y permiten a las empresas gestionar riesgos de precios y cumplir metas ambientales mediante la obtención de certificados de energía renovable.

Si bien los PPA financieros son todavía incipientes en el Perú, han despertado un interés creciente debido a su flexibilidad y a las ventajas que ofrecen para la estructuración y financiamiento de proyectos. La falta de una regulación exhaustiva en esta materia ha abierto espacio para la innovación contractual, en un contexto donde el marco regulatorio vigente reconoce poca o nula potencia firme a las centrales solares y eólicas, limitando así la posibilidad de celebrar PPAs físicos más allá de la potencia reconocida. En este escenario, los PPA financieros se presentan como una alternativa viable para garantizar flujos de ingresos y atraer inversión, sirviendo, además, como mecanismo indirecto de repago en la financiación de nuevos proyectos de generación renovable.