Los discursos sobre transición energética avanzan con rapidez, pero la adaptación regulatoria avanza a un ritmo mucho más lento. Reportes recientes de la OLADE (2023) y la CEPAL (2023) coinciden en que, aunque la participación renovable ha crecido, las brechas institucionales y regulatorias continúan siendo uno de los principales cuellos de botella para atraer inversión de calidad, «en suma, un recurrente problema de gobernanza». Esta distancia entre políticas públicas y madurez regulatoria tiene un efecto directo en un entorno global de mayor costo del capital: cada vacío regulatorio se convierte en una prima adicional de riesgo financiero.
La dinámica global demuestra por qué regular tarde es costoso. Según la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA, 2024), en 2023 la gran mayoría de los proyectos eólicos y solares en el mundo fueron más competitivos que sus equivalentes fósiles, gracias a reducciones sostenidas del costo nivelado de energía desde 2010. Además, la nueva capacidad renovable instalada desde el año 2000 permitió evitar alrededor de 409,000 millones de dólares en costos de combustible solo en 2023 (IRENA, 2024). Sin embargo, estos beneficios no se trasladan automáticamente a contextos como el Caribe y Centroamérica, donde factores estructurales y regulatorios incrementan el CAPEX y el costo del financiamiento. De acuerdo con IRENA (2023), la inversión total canalizada hacia nueva capacidad renovable en América Central y el Caribe ronda los 3,000 millones de dólares, una cifra modesta para el potencial disponible en la región.
En materia de financiamiento, el capital existe. El Banco Interamericano de Desarrollo (BID, 2023) destinó un récord de 6,100 millones de dólares a actividades relacionadas con cambio climático en América Latina y el Caribe, y los bancos multilaterales de desarrollo movilizaron más de 85,000 millones de dólares en 2024 hacia economías de ingreso medio y bajo, una fracción significativa orientada a la transición energética (BID, 2024). Pero como enfatiza el Banco Mundial en su índice RISE (World Bank, 2022), la disponibilidad de capital no garantiza inversión: los mercados más atractivos son aquellos con marcos regulatorios estables, predictibles y con contratos bancables. Sin estos elementos, el costo del capital sube y los proyectos simplemente no cierran financieramente.
Ese es precisamente el desafío en Centroamérica y el Caribe. El BID (2023) identifica el «riesgo regulatorio» como una de las principales barreras para la inversión en renovables en la región: ajustes normativos abruptos, discrecionalidad política, procesos de planificación poco claros y marcos tarifarios inestables afectan directamente el WACC exigido por inversionistas y bancos. El resultado: proyectos más caros, menor competencia en licitaciones y tarifas más altas para consumidores y empresas.
A pesar de estas fricciones, la región también ofrece ejemplos de avance. La OLADE (2023) reporta que la participación de fuentes renovables en el consumo final del Caribe aumentó de 13% en 2018 a aproximadamente 16% en 2022, mientras que su Boletín Energético 2025 ubica la generación eléctrica renovable regional en torno al 71%, con casos sobresalientes como Costa Rica, Paraguay y Uruguay, que superan el 98% (OLADE, 2025). Estos datos muestran que, cuando existe claridad regulatoria y planificación, los avances en materia de transición y adición energética pueden ser significativos.
Panamá constituye un caso particularmente relevante. Un estudio sectorial del BID muestra que la participación renovable en la generación eléctrica pasó de 60.4% en 2015 a 66.7% en 2023, impulsada por la hidroelectricidad y la incorporación gradual de energía solar y eólica (BID, 2023). En paralelo, el país comenzó a recibir financiamiento para modernizar sus redes: recientemente el Banco Europeo de Inversiones (BEI, 2025) aprobó un préstamo marco de aproximadamente 300 millones de dólares a filiales de Naturgy para modernizar y expandir redes de distribución, con el objetivo explícito de facilitar la integración renovable. Sin embargo, estas inversiones solo se traducirán en beneficios plenos si el país avanza hacia marcos regulatorios más predecibles para generación renovable y almacenamiento.
República Dominicana, considerando su matriz histórica, ofrece otro ángulo de avance. Según la Comisión Nacional de Energía (CNE, 2024), la generación solar llega a cubrir más del 13% de la demanda nacional en determinados momentos, y desde 2020 se han otorgado más de 800 millones de dólares en incentivos para proyectos renovables. A esto se suma la mayor operación de financiamiento de energías renovables en la historia del Caribe: una estructuración de 368 millones de dólares liderada por BID Invest, de los cuales 37 millones provinieron directamente de la institución, para seis proyectos renovables de AES República Dominicana, con una reducción estimada de 441,000 toneladas de CO₂ equivalente anuales (BID Invest, 2023). Este tipo de operaciones demuestra que, cuando la regulación acompaña, el financiamiento llega.
Pese a estos avances, la vulnerabilidad estructural persiste. La CEPAL (2024) advierte que el Caribe continúa destinando entre 4% y 14% de su PIB a la importación de combustibles fósiles, una dependencia que no solo encarece la energía, sino que limita la competitividad y expone a las economías insulares a la volatilidad de los precios internacionales. No acelerar la transición representa, por tanto, un costo económico y geopolítico cada vez mayor.
En este contexto, la discusión sobre bancabilidad regulatoria debe convertirse en prioridad. Esto implica garantizar contratos PPA predecibles, indexadores transparentes, esquemas de garantías sólidos, mecanismos de resolución de disputas confiables y reguladores técnicamente independientes. Sin estos elementos, los proyectos enfrentan costos más altos, menor participación de inversionistas internacionales y cronogramas de ejecución más largos.
El costo oculto del atraso regulatorio no es abstracto: se traduce en proyectos más caros, tarifas más altas, menor competitividad y mayor exposición a riesgos externos. La región compite hoy con decenas de mercados emergentes por captar capital; enviar señales contradictorias es un lujo que ya no puede permitirse. La evidencia muestra que la región sabe transitar hacia renovables cuando combina técnica, institucionalidad y reglas claras. El desafío es hacerlo de manera consistente.
La verdadera pregunta no es: ¿cuántos megavatios renovables se podrán instalar hacia 2030?, sino: ¿bajo qué reglas lo harán? Porque, al final, la transición energética no la determinan los anuncios ni las fotos en cada COP, sino la calidad y estabilidad de las normas que la viabilizan.
