La capacidad eólica terrestre de América Latina podría superar los 120 GW en 2035. Brasil y México concentran el avance, pero las restricciones de transmisión amenazan el ritmo de las nuevas inversiones.
En 2022, América Latina ya había superado los 44,7 GW de capacidad eólica instalada. La región podría pasar los 120 GW terrestres en 2035, pero varios países aún no tienen redes suficientes para transportar la electricidad que producen sus parques.
El crecimiento tiene respaldo en las inversiones y en políticas favorables. No está asegurado.
Una meta condicionada por la red
Un informe de Wood Mackenzie publicado en julio de 2025 calculó que la capacidad eólica de América del Sur llegaría a 83 GW en 2034, con una tasa de crecimiento anual del 6,5%. Por su parte, el Consejo Global de Energía Eólica proyectó que la capacidad onshore latinoamericana podría superar los 120 GW en 2035. También previó la incorporación de la primera capacidad offshore de la región.
La diferencia entre la capacidad instalada y la electricidad que realmente puede aprovecharse resulta decisiva. Un parque puede estar construido y tener sus turbinas operativas. Aun así, las líneas de transmisión pueden no disponer de espacio para recibir su energía.
Ese límite ya afecta el desarrollo sostenible de Brasil y Chile después del reciente crecimiento renovable, según el análisis citado de Wood Mackenzie.
La consultora también vinculó parte de la desaceleración prevista con las restricciones de la red y la competencia del sector solar. En otros mercados latinoamericanos, la reducción de las trabas para obtener permisos podría atraer inversores. La demanda limitada y la falta de infraestructura seguirían frenando el crecimiento.
En 2024 y 2025, las restricciones forzadas de generación provocaron pérdidas superiores a 7.000 millones de reales para empresas eólicas y solares de Brasil, según una estimación sectorial.
Brasil concentra el liderazgo
Brasil tiene cerca de 35 GW de capacidad eólica comercial terrestre en operación. El país ocupa el quinto lugar mundial, según la Associação Brasileira de Energia Eólica e Novas Tecnologias (ABEEólica) y el GWEC.
La potencia instalada llegó a 35,9 GW al cierre de 2025. Para 2026 se proyectaba la incorporación de apenas 383 MW. El dato muestra un freno fuerte después de años de expansión.
Las limitaciones de transmisión y la menor demanda de nueva generación aparecen entre las causas.
El freno ya se siente.
Alrededor del 90% de las turbinas brasileñas está en la región Nordeste. Allí los vientos son fuertes durante todo el año.
La concentración territorial crea un problema práctico. Buena parte del potencial está lejos de los principales centros de consumo. La energía depende de corredores eléctricos capaces de llevarla hacia el Sudeste, donde se concentra una parte importante de la demanda.
El impacto financiero también es visible. En 2024 y 2025, los recortes obligatorios de generación, conocidos como curtailment, provocaron pérdidas superiores a 7.000 millones de reales para empresas eólicas y solares, según una estimación del sector.
En 2025, las restricciones llegaron a afectar el 33% de la generación de una de las compañías analizadas.
La Ley brasileña N.º 15.269/2025 estableció que los generadores pueden recibir una compensación cuando los recortes responden a una indisponibilidad temporal de la transmisión o a razones de seguridad del sistema. La norma excluye las restricciones causadas por un exceso de oferta.
Para atender períodos anteriores, el Ministerio de Minas y Energía emitió la Ordenanza N.º 140/2026. La medida abarca los recortes registrados entre septiembre de 2023 y noviembre de 2025. La reglamentación estructural del problema todavía no está terminada.
Desde 2023, las licitaciones de transmisión aseguraron contratos por casi 70.000 millones de reales. Otro concurso, previsto para abril de 2027, podría movilizar 12.900 millones adicionales.
La Empresa de Investigación Energética (EPE) también presentó el proyecto Nordeste II. Incluye una línea de corriente continua de aproximadamente 2.500 kilómetros y 3 GW de capacidad. El costo estimado asciende a 25.000 millones de reales. La fecha de la licitación aún no está definida.
En el estado de Bahía, el Grupo Statkraft opera el Complexo Eólico Ventos de Santa Eugênia, su mayor proyecto fuera de Europa. El complejo reúne 14 parques y 91 turbinas de 5,7 MW cada una.
La empresa también desarrolla la usina solar Santa Eugênia, de 162 MW. El objetivo es formar uno de los primeros proyectos híbridos de energía renovable de Brasil.
El problema de la transmisión no es abstracto para el Nordeste. La presión sobre la red y los recortes de generación ya fueron analizados en el análisis sobre cancelaciones de proyectos solares en esa región.
En la energía eólica, sumar capacidad sin construir antes las obras de transporte puede ampliar la distancia entre la potencia nominal de los parques y la electricidad que llega a los usuarios.
México busca reactivar inversiones
México cuenta con 76 parques eólicos en 16 estados. Tiene más de 8,1 GW instalados y más de 3.000 turbinas.
Según las estimaciones citadas, esa infraestructura abastece a unos 12,1 millones de hogares y sostiene alrededor de 10.000 puestos de trabajo en el sector. Para 2030 se prevé una inversión eólica de entre US$ 4.000 y US$ 5.000 millones, junto con casi 2,2 GW de nueva capacidad.
El gobierno mexicano presentó un plan estratégico para sumar casi 30 GW de capacidad renovable y almacenamiento hasta 2030.
El objetivo declarado es atraer participación privada después del estancamiento registrado durante el gobierno del ex presidente Andrés Manuel López Obrador. La política de nacionalización del sector energético fue una de las causas señaladas.
El anuncio fija una orientación de política pública. No equivale a obras ejecutadas ni a inversiones ya desembolsadas.
Eso aún debe ocurrir.
El informe Mexico Transition Outlook 2026 de BloombergNEF calculó que México podría atraer US$ 630.000 millones en nuevas inversiones en activos de generación hasta 2035, principalmente para proyectos verdes y almacenamiento.
Bajo esa proyección, el país podría alcanzar 269 GW de capacidad combinada eólica, solar y de almacenamiento en 2050. Esa cifra representaría más del 80% de la capacidad total instalada de su red eléctrica.
Son escenarios de inversión y capacidad futura. No son resultados ya verificados.
Argentina prueba un modelo privado
Argentina llegó a casi 4,6 GW de capacidad eólica. En marzo, la Corporación Financiera Internacional (IFC), integrante del Grupo Banco Mundial, anunció planes para financiar el Parque Eólico de Olavarría.
El proyecto es operado por Petroquímica Comodoro Rivadavia en la Provincia de Buenos Aires. La IFC también prevé financiar la ampliación de la transmisión en el corredor de alta tensión Bahía Blanca-Abasto. La obra conectaría los recursos eólicos con la principal zona consumidora del país.
El proyecto se desarrolla junto con Acindar Industria Argentina de Aceros SA, del grupo ArcelorMittal. La empresa planea usar la electricidad limpia para reducir las emisiones de sus operaciones.
El costo estimado es de unos US$ 275 millones. El plan incluye 29 turbinas Vestas con una capacidad total de 185,6 MW y una línea de transmisión de 25 kilómetros.
La iniciativa fue aprobada dentro del Régimen de Incentivo a Grandes Inversiones del Gobierno de la Argentina. Sus impulsores la presentan como el primer proyecto renovable del país que incorpora transmisión financiada por privados e integrada al Sistema Interligado Argentino.
Su importancia no está solo en la generación. El esquema podría facilitar futuras asociaciones público-privadas para ampliar las redes. La información disponible describe un proyecto y sus planes de financiamiento, no una expansión regional ya concretada.
La energía eólica latinoamericana parte de una base instalada importante. Brasil, México, Argentina y otros mercados respaldan sus perspectivas de crecimiento.
El cuello de botella está claro. Sin transmisión y sin suficiente demanda, la capacidad adicional puede quedar limitada o sufrir recortes.
Las proyecciones deben leerse como una oportunidad condicionada por la infraestructura y la ejecución. La transición energética regional avanzará de forma sostenida solo si las redes crecen al mismo ritmo que los parques.
La capacidad instalada indica la potencia máxima asociada a los equipos. No equivale automáticamente a la electricidad entregada de forma continua.
La generación efectiva depende de los vientos de cada zona y de la disponibilidad técnica. También depende de que el parque pueda conectarse a la red.
Por eso, las cifras de GW proyectadas deben distinguirse de la energía que realmente reciben los hogares y las industrias.
