América Latina
Pronóstico solar
América Latina no es un mercado único. Chile registró un vertimiento de 6 084 GWh de energía solar y eólica en 2025, Brasil restringe la inyección de energía en el noreste aunque compensa parte de ella, México está reconstruyendo la red de transporte y Argentina está reabriendo el mercado. Lo que tienen en común es una red que absorbe menos de lo que el parque de generación puede producir y un mecanismo de liquidación que fija el precio de la diferencia: el costo marginal en Chile, el PLD en Brasil y el PML en México.
La energía solar en América Latina
La región ha ampliado su capacidad solar a un ritmo más rápido que el de la expansión de la red. Chile, Brasil, México, Colombia y Argentina han llegado, cada uno por separado, a un punto en el que la limitación ya no es el recurso, sino la red y el diseño del mercado que la rodea. Las restricciones de inyección, los precios por hora y la llegada de los sistemas de almacenamiento convierten una inyección pasiva en una decisión, y esa decisión se toma en el plazo de una hora.
Páginas de países: Brasil.
Mercado solar de América Latina: volumen, crecimiento y objetivos en materia de energías renovables
El mercado de los paneles solares en América Latina ha pasado de representar una cuota marginal en el mix eléctrico regional a convertirse en uno de los segmentos de más rápido crecimiento del mercado mundial de la energía solar fotovoltaica. Brasil, Chile y México concentran la mayor parte de la nueva capacidad fotovoltaica instalada en toda la región.
En toda América Latina, los gobiernos están aplicando políticas destinadas a reducir la dependencia de los combustibles fósiles, mejorar la seguridad energética y cumplir los compromisos en materia de cambio climático. Estas políticas e incentivos (entre los que se incluyen subastas, marcos de medición neta y exenciones fiscales para la tecnología solar) han hecho que la energía solar sea más accesible tanto para los desarrolladores a gran escala como para los clientes de generación distribuida.
Las perspectivas para la energía solar en América Latina siguen siendo muy positivas. La AIE prevé que la energía solar y la eólica representarán conjuntamente la fuente dominante de nueva capacidad de generación eléctrica en la región hasta 2030. Las soluciones de almacenamiento de energía (incluidos los sistemas de baterías) se están integrando cada vez más en los proyectos de centrales solares para gestionar la estabilidad de la red y ampliar el valor de la generación de energía fotovoltaica.
La energía solar en Brasil: El mercado liberalizado, la ONS y la exposición al PLD
El mercado de la energía solar de Brasil es el mayor de América Latina en cuanto a capacidad fotovoltaica total instalada. En 2025/2026, abarca aproximadamente 20,1 GW de instalaciones centralizadas a escala industrial y unos 36 GW de capacidad de generación distribuida. Los datos de la ANEEL confirman que la energía solar fotovoltaica centralizada representará la mayor fuente individual de nueva capacidad de generación instalada en Brasil en 2026 (con un pronóstico de 4.560 MW, por delante de las adiciones de energía térmica y eólica). En abril de 2026, las fuentes renovables representaban el 84,81 % de la capacidad eléctrica supervisada de Brasil, y la energía solar fotovoltaica contribuía con aproximadamente el 15,7 % de la generación total de electricidad.
A escala industrial, las grandes centrales solares en suelo se concentran en los estados del noreste de Brasil, donde la irradiación es elevada. Bahía, Piauí y Pernambuco se benefician de valores de irradiación global horizontal (GHI) que se sitúan de forma constante por encima de los 5,5 kWh/m²/día (Atlas Solar Global 2.0 del Banco Mundial), lo que las sitúa entre las regiones solares más productivas de Sudamérica. La aprobación del primer sistema de almacenamiento de energía en baterías de Brasil, ubicado junto a una central solar (abril de 2026, ANEEL), marca un cambio estructural hacia activos híbridos de energía solar más almacenamiento, con implicaciones directas para la programación de la generación y las obligaciones de equilibrio de la red.
Operar en el mercado liberalizado de la electricidad (Ambiente de Contratação Livre, ACL) requiere una planificación diaria precisa de la generación. Las discrepancias entre la producción de energía declarada y la real dan lugar a una exposición directa al PLD (el precio de liquidación por diferencias), calculado y aplicado por la CCEE.
El reto que plantea la elaboración de pronósticos en Brasil no es el mismo en todas partes. Mientras que el Nordeste disfruta de unas condiciones de radiación solar relativamente estables, el Sudeste y el Sur están sujetos a una variabilidad más significativa de la nubosidad y a fenómenos meteorológicos convectivos. Las estimaciones de energía solar fotovoltaica basadas en datos de satélite presentan sesgos sistemáticos en estas regiones que solo pueden corregirse mediante la integración de datos de mediciones in situ.
Indicador
Valor
Fuente
Porcentaje de la energía solar fotovoltaica en la capacidad instalada centralizada
9,3 % (~20,1 GW centralizados)
ANEEL SIGA, enero de 2026
Capacidad instalada de energía solar fotovoltaica distribuida
~36 GW
ABSOLAR / ANEEL, 2025
Porcentaje de la energía solar fotovoltaica en la generación total de electricidad
~15.7%
ONS, primer trimestre de 2026 (datos preliminares)
Nueva capacidad fotovoltaica instalada en el primer trimestre de 2026
1,1 GW
ANEEL, abril de 2026
Nueva capacidad fotovoltaica centralizada prevista para 2026
4,5 GW
ANEEL, enero de 2026
Irradiancia solar media (noreste)
5,5-6,5 kWh/m²/día GHI
Atlas Solar Mundial 2.0 del Banco Mundial / Solargis, 2024
Objetivo del Gobierno en materia de energía solar fotovoltaica para 2032
~78 GW (centralizada + distribuida)
EPE PDE 2032, 2023
Contexto clave
La matriz eléctrica de Brasil está experimentando una transformación cada vez más rápida. Para 2026, la ANEEL prevé 9.142 MW de nueva capacidad instalada (un aumento del 23,41 % respecto a 2025), siendo la energía solar fotovoltaica centralizada la que más contribuye, con 4.560 MW (por delante de la energía térmica, con 2.770 MW, y de la eólica, con 1.430 MW). Las fuentes renovables representan el 84,81 % de la capacidad eléctrica supervisada de Brasil a fecha de abril de 2026. La energía solar fotovoltaica aporta aproximadamente el 15,7 % de la generación total de electricidad (ONS, primer trimestre de 2026). La capacidad solar distribuida ha alcanzado aproximadamente los 36 GW, lo que sitúa a Brasil entre los cuatro principales mercados de energía solar distribuida a nivel mundial. El primer sistema de almacenamiento de energía en baterías del país, ubicado junto a una central solar, fue aprobado por la ANEEL en abril de 2026 (Sol de Brotas 7, Bahía, 1 MW / 5 MWh), lo que supuso un paso estructural hacia la integración del almacenamiento con la generación solar variable.
Chile y Perú: Restricciones de la red eléctrica, curtailment y complejidad del microclima
El desierto de Atacama: Capacidad solar, saturación de la red y vertido
El crecimiento de la capacidad solar de Chile se ha visto impulsado por la excepcional irradiación solar del desierto de Atacama. Con valores de irradiación global horizontal (GHI) que alcanzan hasta 9-10 kWh/m²/día en determinadas zonas del norte, las centrales solares en suelo de esta región alcanzan factores de capacidad muy por encima de la media mundial de la generación de energía fotovoltaica. La energía solar fotovoltaica representa actualmente el 23,41 % de la generación eléctrica de Chile y el 28,1 % de la capacidad instalada total (CNE, 2024), lo que refleja un mercado que ya ha superado la fase inicial de crecimiento y ha entrado en una etapa de madurez operativa.
El reto estructural lo plantea la red de transporte Norte-Sur. La generación de electricidad en el cinturón solar del norte de Chile supera constantemente la capacidad de transporte hacia los centros de demanda del centro y el sur del país. El CEN gestiona este desequilibrio mediante el curtailment (vertimiento), que alcanzó hasta 22 % de generación solar potencial en las zonas de la red del norte en 2024 (CEN, Informe de Vertimientos 2024). Para los productores independientes de energía (IPP) y los agregadores, la energía vertida representa una pérdida directa de ingresos. El pronóstico solar subhorario proporciona el margen de tiempo necesario para ajustar las posiciones en el mercado antes de que se produzcan los vertimientos, lo que reduce su impacto financiero.
Indicador
Valor
Fuente
Capacidad solar fotovoltaica total instalada
12,8 GW
CNE / CEN, diciembre de 2024
Porcentaje de la energía solar en la generación eléctrica
23.4%
CNE, Generación Eléctrica por Tecnología 2024
Tasa de curtailment (zonas de la red del norte, 2024)
Hasta 22 % de generación potencial
CEN, Informe sobre vertidos 2024
Objetivo de energía renovable para 2030
60 % de generación eléctrica
Ministerio de Energía de Chile, 2023
Contexto clave
Chile cuenta con algunos de los niveles de radiación solar más altos registrados a nivel mundial. El desierto de Atacama permite la construcción de parques solares en suelo con factores de capacidad significativamente superiores a la media mundial en materia de generación de energía fotovoltaica. La energía solar fotovoltaica representa actualmente el 23,4 % de la generación eléctrica de Chile (2024) y el 28 % de la capacidad instalada total. Sin embargo, las limitaciones estructurales de transmisión entre las zonas de generación del norte y los centros de demanda del sur crean un riesgo sistémico de curtailment (vertimiento), con hasta 22 % de generación solar potencial recortada en las zonas de la red del norte en 2024. Esto convierte al pronóstico solar subhorario en una herramienta fundamental para los productores independientes de energía (IPP) y los agregadores que gestionan sus posiciones en el mercado.
Perú: Los microclimas andinos y los límites de los datos satelitales
El mercado eléctrico de Perú se está expandiendo en respuesta a la creciente demanda de electricidad, siendo el sector minero el principal motor de este crecimiento. La capacidad solar fotovoltaica en el SEIN ha aumentado hasta alcanzar aproximadamente 1,1 GW (COES, diciembre de 2024), y cada vez se instalan más sistemas solares fotovoltaicos para abastecer tanto a las explotaciones mineras conectadas a la red como a las que no lo están. La generación total de energías renovables representa aproximadamente 65 % de la producción eléctrica, y las grandes centrales hidroeléctricas siguen siendo predominantes con 55 %.
En la costa del Pacífico, la camanchaca (una densa niebla costera) reduce significativamente la radiación solar global (GHI) a bajas altitudes, especialmente durante los meses del invierno austral. En el interior, en las zonas andinas, los patrones de nubosidad son muy localizados y cambiantes. Los modelos estándar de predicción numérica del tiempo (NWP) y los conjuntos de datos sobre la irradiación solar global no están calibrados para estas condiciones. El resultado es una sobreestimación sistemática de la producción de energía solar en los estudios de viabilidad basados únicamente en datos de satélite (lo que conlleva un riesgo de financiabilidad y penalizaciones operativas según las normas de despacho del COES).
Indicador
Valor
Fuente
Capacidad solar fotovoltaica total instalada (SEIN)
~1,1 GW
COES / OSINERGMIN, diciembre de 2024
Porcentaje total de las energías renovables en la generación de electricidad
~65 % (hidro ~55 %)
COES, Balance de Generación 2024
Irradiancia solar (altiplano andino)
5,0-6,5 kWh/m²/día de GHI
Atlas Solar Mundial 2.0 del Banco Mundial
Principal factor que impulsa la demanda de electricidad
Sector minero
COES
Contexto clave
El mercado de la energía solar fotovoltaica de Perú ha crecido de forma significativa, alcanzando aproximadamente 1,1 GW de capacidad instalada en el SEIN a diciembre de 2024. El aumento de la demanda de electricidad (impulsado principalmente por el sector minero) sigue generando nuevas oportunidades para el desarrollo de centrales solares. Las energías renovables en su conjunto representan aproximadamente 65 % de la generación eléctrica, siendo la energía hidroeléctrica la que ocupa la mayor cuota, con 55 %. Los microclimas complejos (la niebla costera conocida como «camanchaca» y la dinámica de las nubes andinas a gran altitud) hacen que las estimaciones globales de la irradiación solar basadas en satélites sean sistemáticamente poco confiables. Las mediciones locales a nivel del suelo son esenciales para realizar evaluaciones confiables de los recursos solares.
México
México cuenta con un importante potencial de energía solar, especialmente en sus regiones áridas del norte. La capacidad total instalada de energía solar fotovoltaica alcanzó aproximadamente los 14,6 GW en 2024, y la energía solar aportó 11,8 % a la generación eléctrica nacional. La administración de Sheinbaum (2024) ha anunciado su compromiso de alcanzar un 40 % de energía limpia en el mix eléctrico de México para 2030 en el marco del Plan México Eléctrico, con la energía solar y la eólica como principales contribuyentes. Las restricciones de acceso a la red y las normas de despacho del CENACE generan complejidad operativa para los productores independientes de energía (IPP) que gestionan la capacidad de energía solar en los segmentos desregulados del mercado.
Indicador
Valor
Fuente
Capacidad solar fotovoltaica total instalada
~14,6 GW
SENER, Prospectiva del Sector Eléctrico 2024-2038
Porcentaje de la energía solar en la generación eléctrica
~11.8%
SENER, Balance Nacional de Energía 2024
Irradiancia solar media
5,0-6,5 kWh/m²/día de GHI
NREL / Atlas Solar Mundial 2.0 del Banco Mundial
Objetivo de energía renovable para 2030
40 % de energía limpia en el mix eléctrico
SENER / Plan México Eléctrico, 2025
Principales regiones solares
Sonora, Chihuahua, Baja California
SENER
Contexto clave
México combina una de las irradiancias solares más altas del mundo en sus estados del norte con una demanda industrial de generación en sitio que crece con rapidez. Los pronósticos precisos ayudan a los productores a gestionar su exposición en los mercados de corto plazo del CENACE y a respaldar estimaciones de producción bancables. El norte de México también presenta una fuerte variabilidad de la irradiancia por la convección estival, que los pronósticos basados solo en satélite captan mal. La medición en sitio reduce esa brecha en los horizontes intradiarios, donde se fijan los costos de desvío.
CalibSun: Integración de datos in situ para Mercados solares de América Latina
Los modelos globales de satélite y los sistemas de predicción numérica del tiempo (NWP) están diseñados para ofrecer una amplia cobertura geográfica. Funcionan adecuadamente en condiciones atmosféricas homogéneas, pero pierden precisión en los climas complejos y localizados característicos de los mercados solares latinoamericanos. La diferencia entre las estimaciones de la irradiación solar obtenidas por satélite y las condiciones reales a nivel del suelo no es un error de redondeo insignificante (se trata de un sesgo sistemático que afecta a la programación diaria de la generación, al cumplimiento de los acuerdos de compra de energía (PPA) y a las evaluaciones del rendimiento energético con calificación de inversión).
CalibSun subsana esta carencia combinando mediciones in situ con datos de predicción numérica del tiempo (NWP) y de satélite. Los sensores in situ corrigen los errores de los satélites en tiempo real. El resultado es un pronóstico solar que refleja las condiciones reales a nivel de la planta, en lugar de una aproximación basada en un modelo regional. Este enfoque es directamente aplicable a los tres horizontes de pronóstico distintos que resultan relevantes para los operadores de energía solar en América Latina.
INSTANT (Nowcasting para la gestión en tiempo real de la red eléctrica y del curtailment)
A un nivel inferior a la hora, CalibSun instala sky imagers en las propias plantas de energía solar. Estas cámaras con lente ojo de pez ofrecen una visión tridimensional de la dinámica de las nubes directamente sobre la instalación, combinada con los datos de los sensores ya existentes en el emplazamiento. Los pronósticos a corto plazo resultantes (que abarcan desde 1 minuto hasta 30 minutos por delante) permiten a los sistemas de gestión energética anticipar las caídas en la generación de energía fotovoltaica antes de que se produzcan.
Para los operadores que gestionan el riesgo de curtailment en Chile o que mantienen una inyección estable a la red en el mercado liberalizado de Brasil, este nivel de detalle permite realizar ajustes proactivos de la producción y reduce las consecuencias financieras de los déficits de generación imprevistos.
NEXT (Pronósticos solares Intraday y D+1 para reducir los costos por desvío)
Para el envío diario de los planes de generación y las operaciones del mercado eléctrico Intraday, la solución NEXT de CalibSun integra los datos de los inversores in situ con los resultados de los modelos climáticos. La capa de calibración local corrige los sesgos sistemáticos que afectan a los pronósticos solares basados exclusivamente en datos de satélite (especialmente en regiones con una cobertura nubosa variable o una topografía compleja).
Esto reduce directamente la diferencia entre los volúmenes de energía declarados y los suministrados, lo que limita la exposición al PLD en Brasil y a los mecanismos de liquidación equivalentes en Chile y Perú: el costo marginal en el primero y los costos marginales de corto plazo del COES en el segundo. Es relevante desde el punto de vista operativo para cualquier central solar o cartera que opere bajo obligaciones de despacho en un mercado eléctrico liberalizado.
FUTURE (Evaluación de recursos solares para el desarrollo de proyectos financiables)
Durante la fase de desarrollo, los proyectos de energía solar en toda América Latina suelen basarse en datos de irradiación solar obtenidos por satélite para evaluar el rendimiento energético y estructurar los acuerdos de compra de energía (PPA). En regiones con microclimas complejos (la costa de Perú, el sur de Brasil y las zonas andinas de gran altitud), estos conjuntos de datos presentan sesgos que afectan a la fiabilidad de las estimaciones de producción P50 y al rango probabilístico (P10 a P90) utilizado por prestamistas e inversores.
CalibSun instala estaciones meteorológicas autónomas antes de que comience la construcción, recopilando datos de la radiación solar global incidente (GHI) y de la radiación solar global en plano inclinado (GTI) a nivel del suelo durante un periodo de medición representativo. Este conjunto de datos locales se utiliza para calibrar los datos de los satélites, lo que permite obtener una evaluación corregida del rendimiento energético que refleja las condiciones reales del emplazamiento. El resultado respalda evaluaciones solares financiables (lo que reduce la incertidumbre de los inversores y proporciona una base sólida para la negociación de acuerdos de compra de energía (PPA) y la financiación del proyecto).
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- Preguntas
Preguntas frecuentes
¿Cómo contribuye la integración de datos in situ a reducir las penalizaciones económicas en el mercado de la energía solar de Brasil?
Los modelos de irradiación solar basados en datos satelitales presentan sesgos sistemáticos con respecto a las condiciones a nivel del suelo. La integración de los datos procedentes de los inversores y sensores in situ en el proceso de pronóstico reduce la discrepancia entre la generación eléctrica declarada y la real. Esto limita directamente la exposición al PLD (el mecanismo de liquidación aplicado por la CCEE a los desequilibrios entre los volúmenes de energía contratados y suministrados en el mercado liberalizado de Brasil).
¿Cómo se puede prever el riesgo de curtailment en Chile?
La solución de nowcasting INSTANT de CalibSun utiliza sky imagers instaladas in situ para generar pronósticos minuto a minuto de la cobertura nubosa y la irradiación solar. Esto permite a los operadores de sistemas de gestión de energía (EMS) anticipar las caídas de generación y ajustar sus posiciones en el mercado antes de que el CEN imponga el curtailment (reduciendo así el impacto en los ingresos que supone el vertimiento en las carteras de parques solares).
¿Por qué las bases de datos satelitales mundiales ofrecen un rendimiento inferior en Perú y en algunas zonas de Brasil?
Los conjuntos de datos sobre la irradiación solar global están calibrados para amplias regiones geográficas. No recogen fenómenos localizados como la niebla costera «camanchaca» en Perú, la dinámica de las nubes andinas a gran altitud o la variabilidad convectiva en el sureste de Brasil. Estas condiciones generan desviaciones sistemáticas entre las estimaciones por satélite y la irradiación global horizontal (GHI) real a nivel de la planta. Las campañas de medición in situ proporcionan los datos de referencia necesarios para corregir estos sesgos tanto en los flujos de trabajo de predicción como en los de evaluación de los recursos solares.
¿El sistema de CalibSun requiere una gestión operativa continua in situ?
Además de la instalación inicial del hardware del Sky Imager, el sistema recopila datos automáticamente a partir de los sensores ya existentes en la planta. No se requiere ninguna intervención manual continua por parte de los equipos de operaciones de la planta durante el funcionamiento normal.
