Al igual que muchas regiones del mundo, América Latina está ampliando rápidamente su capacidad de generación de energía renovable. De hecho, según la Agencia Internacional de la Energía (AIE), desde 2015 la inversión en energía limpia ha aumentado casi un 25 %, alcanzando los US$70.000 millones el año pasado.
El think tank medioambiental Ember Energy informa que, en 2024, América Latina y el Caribe generaron el 65 % de su electricidad a partir de fuentes limpias, y que la participación combinada de la energía eólica y solar en la región alcanzó el 17 %, muy por encima del promedio mundial del 15 %.
En la región, el crecimiento de la inversión en energías renovables ha estado liderado por Chile, Colombia y Costa Rica, aunque Brasil también ha desempeñado un papel destacado: en 2024, el país sumó por sí solo 36 TWh de energía eólica y solar, lo que representó el 78 % del crecimiento eólico y solar de la región, y el 7 % del crecimiento mundial.
Sin embargo, capitalizar el potencial de energía limpia de la región de manera sostenible requerirá contar con una red suficientemente robusta que permita una mayor integración de energías renovables, mantenga o mejore la fiabilidad del sistema y garantice el crecimiento a largo plazo.
Por lo general, la respuesta a estas presiones ha sido un programa de refuerzo y desarrollo de la red que requiere una inversión a gran escala. En octubre de 2025, por ejemplo, el informe del Foro Económico Mundial Advancing Latin America's Power System Transformation identificó una serie de medidas para modernizar y expandir la infraestructura de red de la región, con el fin de gestionar la variabilidad, reducir las pérdidas y conectar nuevas fuentes de oferta y demanda. El informe destacó oportunidades de política pública para acelerar el despliegue de la red, como alinear la planificación de la infraestructura de red con los objetivos nacionales de política energética, climática y ambiental. Sin embargo, la construcción de nuevas líneas de transmisión en regiones como los Andes o la selva amazónica suele tomar entre siete y diez años, y enfrenta una enorme oposición socioambiental.
Una segunda iniciativa de política identificada en el informe señala la necesidad de una mayor previsibilidad y recuperación de costos, mediante un marco regulatorio que genere confianza en los inversionistas y permita la recuperación de costos de las inversiones en red. El informe también identifica mecanismos de financiamiento novedosos que podrían ayudar a destrabar la inversión en infraestructura de red, como vehículos de inversión especializados o un marco estandarizado para calificar proyectos de transmisión como “verdes”, con las condiciones favorables asociadas.
Asimismo, el informe destaca diversas soluciones tecnológicas, como la adopción de corriente continua de alta tensión (HVDC, por sus siglas en inglés) para la transmisión de energía a largas distancias entre zonas remotas de generación renovable y los principales centros de demanda, así como soluciones avanzadas de almacenamiento de energía que se integran con la planificación de la transmisión y distribución para mejorar el uso de los activos y la resiliencia del sistema.
No obstante, aunque los marcos regulatorios en general siguen favoreciendo el desarrollo de nueva infraestructura y de más líneas de transmisión, su construcción final no solo resulta extremadamente costosa en términos de gasto de capital (CAPEX), sino que también puede tomar décadas frente a la fuerte resistencia pública y política a las nuevas líneas. El desafío de construir nueva infraestructura de transmisión puede generar impactos significativos. En abril de 2025, toda la península ibérica —incluidos España y Portugal, además de partes del suroeste de Francia— sufrió un apagón total. Este hecho fue ampliamente atribuido a la creciente proporción de energía renovable, combinada con una infraestructura débil, una aceptación social limitada de las nuevas líneas y un fuerte enfoque regulatorio en la seguridad del suministro. La región constituye un ejemplo de manual de estos riesgos y demuestra, además, lo difícil que resulta resolver el problema exclusivamente construyendo más infraestructura.
Por lo tanto, si bien es probable que los enfoques planteados por el Foro Económico Mundial generen beneficios en cuanto al desarrollo de nueva infraestructura de red, estos pasan por alto alternativas atractivas. Las llamadas tecnologías de mejora de la red (Grid Enhancing Technologies, GET) no dependen exclusivamente de nuevos activos, como las líneas de transmisión, sino que generan valor adicional a partir de la infraestructura ya existente. Una de las más valiosas de estas tecnologías de mejora de red es el Dynamic Line Rating.
La capacidad de las líneas aéreas se determina convencionalmente en función de sus límites térmicos de operación. Las temperaturas más altas del conductor aumentan la flecha del cable y el riesgo de fallas por arco eléctrico hacia objetos conectados a tierra cercanos, o por posible contacto con la vegetación. Para mitigar estos riesgos, los operadores del sistema de transmisión (TSO, por sus siglas en inglés) suelen utilizar límites térmicos conservadores para verano e invierno o límites ajustados a las condiciones ambientales (Ambient Adjusted Ratings, AAR).
Los límites estacionales se establecen para verano e invierno y reflejan condiciones promedio de temperatura. El método AAR mejora este enfoque al utilizar datos ambientales reales o pronosticados, como la temperatura ambiente y la irradiancia solar, con base en normas establecidas por organismos como el IEEE o el CIGRE. Sin embargo, si bien los modelos AAR representan una mejora respecto de los límites estacionales, aún no logran capturar plenamente las condiciones reales a lo largo de una línea de transmisión. Por lo general, los modelos AAR no consideran todos los factores que afectan la temperatura del conductor, en particular el efecto de enfriamiento del viento. Incluso cuando se incluye el viento, las influencias muy localizadas, como la vegetación o las edificaciones, dificultan un modelado preciso, especialmente a velocidades de viento inferiores a 2 m/s. El resultado es que los operadores prácticamente “vuelan a ciegas”, sin una visibilidad real de las condiciones del conductor.
En cambio, el Dynamic Line Rating (DLR) permite obtener capacidad de transmisión adicional al evaluar con mayor precisión los márgenes térmicos, manteniendo al mismo tiempo los niveles existentes de seguridad y fiabilidad. Los sistemas DLR superan las limitaciones de los modelos menos sofisticados mediciones directas y en tiempo real de las condiciones del conductor, a menudo combinadas con pronósticos meteorológicos avanzados. Esto permite a los operadores acceder a datos físicos y evaluarlos con certeza, contando con visibilidad real de las condiciones existentes.
La tecnología patentada de DLR de Ampacimon, por ejemplo, utiliza acelerómetros para medir la vibración del conductor, la cual se ve influenciada por el viento y los efectos térmicos. Estos acelerómetros se instalan mediante drones en líneas energizadas, por lo que no se requieren cortes de suministro durante el proceso de instalación. El análisis del espectro de vibración permite obtener estimaciones directas de la velocidad del viento perpendicular y su efecto de enfriamiento sobre el conductor. Estas mediciones suelen integrarse con pronósticos meteorológicos para proporcionar información sobre la capacidad de la línea en tiempo real, así como pronósticos de capacidad futura. Para mejorar aún más la precisión de estos pronósticos, especialmente en condiciones de viento bajo, Ampacimon aplica técnicas probabilísticas de aprendizaje automático (machine learning). Este enfoque contrasta con muchos sistemas DLR alternativos que dependen de cámaras o LiDAR para generar datos. Las cámaras o el LiDAR no solo pueden perder definición en ciertas condiciones, como niebla o nieve, sino que además las mediciones directas de Ampacimon registran directamente la vibración fundamental del conductor, permitiendo al sistema ofrecer una mayor certeza operativa basada en mediciones físicas reales.
Al basar la capacidad de la línea en datos del conductor en tiempo real, el sistema DLR de Ampacimon puede aumentar la capacidad de transmisión hasta un 40 % en comparación con los métodos de capacidad estática de línea. De esta manera, el DLR de Ampacimon ofrece una solución para optimizar activos ya construidos y existentes, liberando capacidad sin intervenir el entorno ni requerir nuevas servidumbres de paso.
Si bien un incremento potencial del 40 % en la capacidad es, sin duda, una ganancia sustancial, el DLR también ofrece una serie de beneficios operativos adicionales para todo el sistema. Por ejemplo, al aumentar la capacidad en corredores de transmisión congestionados, el DLR puede permitir una exportación adicional de energía renovable durante los períodos de máxima producción eólica o solar, algo que de otro modo no sería posible. Al evitar el posible recorte (curtailment) de la generación renovable, el costo total por kWh se reduce, mejorando así la economía de la transición energética. Los operadores de red también pueden aprovechar el DLR, ya que el conocimiento en tiempo real de los cambios en la capacidad de la red puede influir en las decisiones de despacho en tiempo real.
El DLR también puede contribuir a aumentar la capacidad de energía renovable, apoyando el desarrollo de proyectos mientras se llevan a cabo los refuerzos tradicionales de red a largo plazo. Debido a la habitual oposición comunitaria, las demoras regulatorias y los grandes requerimientos de inversión, las nuevas líneas de transmisión pueden tardar muchos años en obtener su aprobación y entrar en operación. El DLR puede implementarse para ofrecer un puente operativo temporal, pero seguro, para nuevos proyectos mientras el proceso de refuerzo de la red avanza. De hecho, esto es particularmente importante en América Latina. La tramitación de permisos para nuevas líneas es perennemente lenta, y en muchos países, como Chile, Colombia y Perú, obtener licencias ambientales para nuevas torres se está volviendo casi imposible. Dado que el DLR es una tecnología de mejora de la red de "huella cero" (Zero-Footprint), permite maximizar el uso de los activos existentes sin generar ningún impacto ambiental adicional.
En América Latina, donde la tramitación de permisos para nuevas líneas puede tomar fácilmente entre 7 y 10 años, el DLR permite acceder a mayor capacidad de forma casi inmediata, sin el riesgo de generar activos varados (stranded assets) si las condiciones de demanda cambian. Así, el DLR funciona como una herramienta financiera para postergar el gasto de capital (CAPEX), pero, lo que es más importante, constituye una “estrategia de mínimo arrepentimiento” (Least Regrets Strategy), con la flexibilidad necesaria para adaptarse si la situación cambia.
Además, el DLR también presenta oportunidades operativas. Por ejemplo, durante cortes planificados —e incluso no planificados— el DLR permite una mayor carga en las líneas que permanecen en operación, manteniéndose dentro de un margen de seguridad adecuado. En el caso de cortes no planificados, esto puede evitar el tipo de fallas en cascada que pueden afectar a países enteros, cuando las líneas se sobrecargan y se desconectan en cascada a partir de un punto de falla inicial. Esta capacidad resulta especialmente valiosa para aquellos operadores de sistema que ya trabajan con márgenes ajustados bajo el llamado criterio N-1, el cual establece que una red eléctrica debe ser capaz de soportar la falla de un solo componente sin provocar interrupciones en el suministro. El DLR también refuerza la estabilidad y seguridad de la red frente a eventos climáticos extremos. Con las olas de calor, tormentas y fenómenos climáticos violentos volviéndose más frecuentes y menos predecibles a causa del cambio climático, una evaluación más precisa de las condiciones del conductor puede permitir contar con capacidad adicional. Durante las olas de calor, por ejemplo, los métodos de capacidad estática pueden volverse excesivamente conservadoras, lo cual resulta especialmente relevante en algunas zonas de América Latina donde las temperaturas de verano pueden dispararse.
El DLR también puede permitir una mejor gestión de los activos y una mayor vida útil de estos, al gestionar las temperaturas de operación y las situaciones de emergencia de manera mucho más controlada y predecible. Esta forma más inteligente de operar la red ayuda a proteger los conductores y a mantener la fiabilidad, aprovechando los márgenes disponibles en lugar de forzar los activos a ciegas, con los riesgos que esa estrategia conlleva.
Dada la gran cantidad de datos precisos sobre las condiciones de la red que aporta el DLR, esta información puede utilizarse para respaldar reformas regulatorias, por ejemplo, cuestionando supuestos de planificación excesivamente conservadores. Esto resulta clave en los casos en que los reguladores aún basan sus criterios en supuestos estáticos de peor escenario, en lugar de reconocer las oportunidades que ofrecen las tecnologías de mejora de red más avanzadas.
De hecho, muchas autoridades regulatorias tienen un conocimiento limitado, no solo del alcance de las capacidades y beneficios del DLR, sino también de la extensa experiencia acumulada a nivel mundial en la operación de sistemas DLR a lo largo de los años. En muchos países de América Latina, el DLR todavía se percibe erróneamente como una tecnología experimental o como una simple novedad que apenas puede aportar unos pocos amperios adicionales a la capacidad de una línea de transmisión.
Los planificadores y reguladores temen que el DLR represente un riesgo, cuando en la práctica se trata, en realidad, de una alternativa más conservadora y de menor riesgo que los métodos de capacidad estática, dado que se basa en datos reales y en tiempo real sobre las condiciones existentes, en lugar de en supuestos.
Esta actitud retrógrada también se observa en las empresas de servicios eléctricos, algunas de las cuales siguen ancladas en la idea de que el DLR es todavía una tecnología emergente y que, por lo tanto, solo es apta para proyectos piloto. Sin embargo, América Latina ya está demostrando que el DLR puede ofrecer mucho más. En Uruguay, por ejemplo, la empresa estatal Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) lleva ocho años integrando el DLR en sus operaciones. Con casi una década entregando beneficios continuos, allí el DLR es reconocido como una herramienta estable, fiable y aceptada dentro del arsenal del TSO, compatible con las estrategias de operación y mantenimiento a largo plazo.
Transelca S.A. E.S.P., filial de la empresa estatal colombiana de transmisión y telecomunicaciones ISA, también está adoptando la tecnología DLR. La compañía ha implementado DLR en una línea de 220 kV en un entorno costero tropical, con el fin de gestionar la congestión que afecta el despliegue de nueva capacidad renovable. El programa también está sirviendo para validar el desempeño del sistema DLR en un entorno de alta humedad y altas temperaturas. Si bien estos proyectos, entre otros, contribuyen a aumentar el conocimiento sobre el DLR y a establecer un sólido historial de desempeño entre reguladores y operadores de red en toda América Latina, sigue existiendo una preferencia por el desarrollo de grandes proyectos de CAPEX y la inversión en más líneas de transmisión, en lugar de optar por soluciones más inteligentes, más eficientes en términos de OPEX y basadas en software, que no encajan en los modelos tradicionales. Esto se refleja, en cierta medida, en los marcos de inversión en redes actualmente vigentes, que suelen premiar la construcción de nueva infraestructura por sobre la maximización de los activos existentes; tampoco existen incentivos claros ni recomendaciones explícitas en los códigos de red que fomenten o respalden el uso de tecnologías como el DLR.
En definitiva, el DLR es una “estrategia de mínimo arrepentimiento” que permite a las empresas de servicios eléctricos y a los gobiernos postergar enormes inversiones de CAPEX en nueva infraestructura de líneas de transmisión, al resolver problemas de congestión inmediatos por una fracción del costo de una sola línea, que asciende a US$50 millones o más. La experiencia de las empresas de transmisión latinoamericanas demuestra claramente que el uso del DLR puede convertirse en una práctica operativa de largo plazo y, por lo tanto, servir como una herramienta práctica para operar la red de una manera distinta, más eficiente y más exitosa en términos de estabilidad y seguridad. Quizás el principal desafío sea la percepción del riesgo frente a la realidad de la tecnología DLR y los beneficios muy reales que puede ofrecer. No podemos resolver a base de construcción cada uno de los problemas que plantea el sistema de transmisión durante una transición de esta magnitud. Por el contrario, necesitamos operar de manera más inteligente. El DLR es una de las primeras herramientas pragmáticas para lograrlo.
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