Proyectos energéticos en LATAM.

1.617 MW pico en Janaúba, norte de Minas Gerais, tras una ampliación de 422 MWp que el operador completó entre 2024 y 2025. Es el activo solar más grande del país: se inauguró en julio de 2023 con 1.200 MW pico (1.020 MW de potencia instalada) y creció desde entonces.

864 MW de capacidad instalada en operación, según Enel Green Power Brasil al 26 de enero de 2023, en São Gonçalo do Gurgueia, Piauí. Es una referencia para observar la competencia por infraestructura de transmisión entre los recursos solar y eólico del noreste brasileño.

754 MW en Viesca, Coahuila, con más de 2,3 millones de módulos sobre 2.400 hectáreas. Es el caso más citado y también el más mal citado de México: circula como planta de 754 MW y como planta de 828 MW, y ninguna de las dos cifras está mal.

Cerca de 837 MW pico en Juazeiro, Bahía. Completa el trío de complejos brasileños que superan los 800 MW y que hoy marcan el techo de escala solar en América Latina.

480 MW en María Elena, Región de Antofagasta, en pleno desierto. Inaugurada en julio de 2024 por la sociedad entre EDF y AME.

370 MW de capacidad de conexión y 486,7 MW de capacidad pico en el departamento del Atlántico, operados por Enel Colombia desde diciembre de 2024. Es el mayor parque solar de Colombia en las dos mediciones, y eso es lo que lo separa de Puerta de Oro: no gana eligiendo la unidad que le conviene, gana en las dos.

360 MWp repartidos en nueve fases entre Limoeiro do Norte y Tabuleiro do Norte, Ceará, en operación desde 2021. Es el primer activo solar de Elera Renováveis, la marca de Brookfield en Latinoamérica, aunque el desglose público por fase no cuadra con la cifra total que declara el propio operador.

345 MW en dos etapas en La Joya, Arequipa. La primera entró en operación comercial en octubre de 2025 con 204 MW y la ampliación se sumó en abril de 2026. Con esa segunda etapa el complejo superó a San Martín, la planta que hasta entonces encabezaba el ranking peruano.

305 MW en Mendoza, inaugurado por completo en mayo de 2026. Superó a Cauchari por cinco megavatios, y ese margen mínimo es lo interesante: Argentina tardó siete años en mover su techo solar, y lo movió apenas.

300 MW netos a 4.020 metros sobre el nivel del mar, en la Puna jujeña. Son tres parques de 105,26 MW brutos cada uno, propiedad de una empresa estatal provincial y financiados por banca china. Es el caso de referencia para dimensionar plantas en altura, donde el recurso es excepcional y la logística también.

300 MW de capacidad de conexión y 360 MW de capacidad pico entre Guaduas y Chaguaní, Cundinamarca, en operación comercial desde julio de 2026. Buena parte de la prensa lo tituló como el mayor parque solar del país. No lo es en ninguna de las dos mediciones, y la ficha publica las dos para que no haga falta creerle a nadie.

En Tabocas do Brejo Velho, Bahía, en operación desde septiembre de 2017. Enel la declara con 254 MW en tres comunicados propios distintos; una fuente de prensa especializada y un rastreador independiente la miden en 196 MWac. La diferencia coincide con un ratio típico de sobredimensionamiento entre potencia de módulo y potencia de inyección a red, pero ningún documento abierto lo confirma.

252,4 MW de capacidad de conexión, o 300 MW de potencia instalada en los paneles según a quién se pregunte, en el desierto de La Joya, Arequipa. Entró en operación comercial en junio de 2025 tras menos de 18 meses de obra, y toda su energía está comprometida con Kallpa Generación mediante un PPA de largo plazo.

Entre 238 y 260 MW en San Luis de la Paz, Guanajuato, sobre 1.300 hectáreas. Se construyó en paralelo a Villanueva y con el mismo financiamiento, pero fuera del desierto del norte: es el ejemplo de que la escala solar mexicana no depende solo del recurso extremo.

220 MW en Tlaxco y Hueyotlipan, Tlaxcala, en operación desde el 28 de noviembre de 2019. Fue el primer proyecto de Enel Green Power México en colocar el 100 % de su energía en el Mercado Eléctrico Mayorista, a compradores privados, y no a CFE.

196 MW cerca de Vallenar, en Atacama. Cuando se inauguró era la planta fotovoltaica más grande de la región y sirvió de prueba de concepto para el desierto chileno. Hoy la superan varias plantas del propio país y de Brasil, y ese descenso en el ranking es parte de su interés.

348 MW pico entre dos plantas en El Llano, Aguascalientes, en servicio desde el último trimestre de 2018. Junto con Horus Solar hacen de un estado pequeño del centro mexicano uno de los focos solares del país, lejos del desierto del norte.

150 MW sobre 387 hectáreas en El Paso, Cesar. Es la planta que abrió la escala grande en la región carbonera colombiana, y por eso su lectura interesante no es de capacidad sino de transición: energía renovable instalada en el corazón del corredor minero del país.

146 MW en Nacaome, con 480.480 módulos instalados. Cuando entró en operación era la mayor instalación fotovoltaica de la región, un título que hoy tiene poco valor comparativo pero mucho valor histórico: fue la prueba de que un mercado pequeño podía adelantarse a los grandes.

144,48 MW en Moquegua, en operación desde 2018. Durante varios años fue la mayor central fotovoltaica del país y sigue siendo la referencia con la que se comparan las plantas que llegaron después. Inyecta al SEIN por la subestación Montalvo.

141 MW a 58 kilómetros de Copiapó, en operación desde 2015. Su interés no está en el tamaño sino en el precedente regulatorio: en 2020 se convirtió en la primera central fotovoltaica del mundo habilitada para prestar servicios complementarios a la red de forma comercial y automatizada, es decir, una planta solar cobrando por estabilizar el sistema y no solo por inyectar energía.

120 MW pico con 268.000 paneles sobre 220 hectáreas en Yaguate, San Cristóbal, en operación desde 2021. Es la referencia de escala del mercado dominicano, hoy uno de los más activos del Caribe en incorporación solar.

120 MW en Penonomé, Coclé, en operación desde 2021. Es la instalación que marca el techo solar panameño, en un país que cerró 2024 con 695,55 MW fotovoltaicos y donde el sol ya explica cerca del 8% de la generación.

119 MW en Pabellón de Arteaga, Aguascalientes, en explotación comercial desde marzo de 2023. Su interés está en el orden de los hechos: el cierre financiero se anunció en febrero de 2024, casi un año después de que la planta ya estuviera operando.

117 MW sobre 270 hectáreas en Iglesia, San Juan, con 358.560 paneles. Genera cerca de 300 GWh al año, casi lo mismo que Cauchari con menos de la mitad de capacidad instalada: la mejor demostración argentina de que el megavatio instalado no dice cuánta energía sale.

115 MW de capacidad pico en Moquegua, en operación comercial desde marzo de 2024. Su rasgo técnico distintivo no es el tamaño sino el diseño: más de 220.000 paneles bifaciales sobre 270 hectáreas, una apuesta por el albedo del desierto costero peruano.

103 MW en Tabocas do Brejo Velho, Bahía, en operación desde el 16 de febrero de 2018, según el comunicado original de Enel. Es un proyecto distinto del parque eólico Horizonte de Colbún en Chile, con el que comparte nombre pero no país, tecnología ni empresa.

101,02 MWp en Copiapó, Región de Atacama, en operación comercial desde abril de 2014. Vende el 100 % de su energía a Compañía Minera del Pacífico (CMP), del Grupo CAP. La sociedad que la controla pasó de SunEdison a TerraForm y hoy es Brookfield Asset Management, que opera el activo bajo la marca Elera Renováveis.

100 MW construidos como diez plantas de 10 MW cada una, completadas en 2019 con 160 millones de dólares de inversión. La arquitectura importa: en vez de una planta grande, diez módulos replicables, un diseño pensado para redes que no admiten inyecciones concentradas.

100 MW sobre 208 hectáreas en Oruro, construida en dos etapas: 50 MW inaugurados en 2019 y el total alcanzado en 2021. Es el activo solar más grande de un país cuyas cuatro plantas suman unos 170 MW, una escala que en Perú equivale a una sola planta mediana.

97 MW entre dos parques en La Romana, inaugurados en 2023. Forman parte de una cartera que ya supera los 340 MW operativos del mismo desarrollador en el país, y muestran cómo un mercado pequeño puede concentrar capacidad en pocas manos muy rápido.

88 MW en Chiquimulilla, Santa Rosa, tras la puesta en marcha de su segunda fase, que llevó la planta de 58,3 a 88 MW. Cuando se inauguró en 2015 fue la mayor instalación solar de Centroamérica y el Caribe.

60 MW en Uyuni, Potosí. El Estado boliviano lo trata como su segundo proyecto solar en importancia y ha anunciado inversión para ampliarlo, en el mismo territorio donde se concentra la agenda del litio del país.

40 MW en Moquegua con 138.120 paneles policristalinos. Interesa menos por su tamaño que por su trayectoria: el MINEM registra una expansión de 51,7 MW con más del 80% de avance, es decir, una planta que más que dobla su capacidad reutilizando terreno y conexión ya existentes.

30,88 MW de capacidad en corriente continua en el distrito de Barú, Chiriquí. Es una planta de escala media, del tamaño que en Panamá resulta replicable, y forma pareja con Baco, en el mismo distrito.

30 MW de capacidad en corriente continua en el distrito de Barú, Chiriquí. Junto con Madre Vieja suma unos 61 MW en un mismo distrito, un patrón de agrupación que se repite en los mercados pequeños: varias plantas medianas compartiendo punto de conexión.

25,7 MW, el mayor de un grupo de seis parques fotovoltaicos que suman 84,4 MW y que venden su energía a la eléctrica estatal bajo contrato. Su escala explica el modelo solar uruguayo: muchos parques medianos en vez de pocas plantas grandes.

21 MW con 35.000 módulos y 64 inversores sobre 151.000 metros cuadrados, junto a la central hidroeléctrica del mismo nombre en Usulután. Inaugurada en diciembre de 2025, es el modelo de hibridación que más sentido tiene en países pequeños: reutilizar la conexión que ya existe.

12,9 MW en Salto, uno de los seis parques fotovoltaicos uruguayos con contrato de venta a la eléctrica estatal que suman 84,4 MW entre todos. La cifra dice más que cualquier ranking: la solar uruguaya completa cabe varias veces dentro de una sola planta peruana o chilena.

9,72 MW pico sobre 9,62 hectáreas en Tamarindo, Guanacaste, con 15.783 paneles y 46 inversores. Es la mayor del país y a la vez la prueba de que Costa Rica resolvió su matriz por otra vía: casi toda su electricidad es hidráulica y geotérmica, así que el sol nunca tuvo que competir.

5 MW en Cobija, Pando, en el extremo amazónico del país. Completa el mapa solar boliviano junto a Oruro, Uyuni y Yunchará: cuatro plantas que suman unos 170 MW en total.

5 MW con más de 19.000 paneles sobre 12 hectáreas en Tarija. Es pequeña y por eso importa: fue la primera conectada al Sistema Interconectado Nacional, el precedente que abrió la puerta a las plantas de Oruro y Uyuni.

Parque solar en Choluteca operado por el grupo que también explota el mayor parque eólico de Centroamérica. Su capacidad no aparece declarada en las fuentes consultadas, y así se publica: el hecho verificable es la operación, no la magnitud.

Primera planta fotovoltaica de la ANDE, levantada en Alto Paraguay, en el Chaco. Marca el inicio de la diversificación de la matriz paraguaya con fuentes no convencionales. Su capacidad no aparece declarada de forma consistente en las fuentes consultadas, y así se publica.

396 MW en Arequipa, del Grupo Enhol, con operación prevista para diciembre de 2026. Si entra con esa capacidad, desplazaría a San Martín como la mayor planta solar del Perú.

105 MW en construcción según los registros de la ASEP. Si entra en operación con esa capacidad, se acercará al mayor parque del país, lo que da idea de lo rápido que se mueve el ranking en un mercado de este tamaño.

100 MW en Melo, departamento de Cerro Largo, levantados por la eléctrica estatal. Al entrar en servicio será la mayor instalación solar del país, en una matriz que se construyó sobre eólica e hidráulica y donde el sol llegó al final.

70 MW en Colorado de Abangares, Guanacaste, con 72,6 millones de dólares de inversión y entrada prevista para diciembre de 2027. Al terminar será siete veces mayor que Juanilama, hoy la mayor del país: la medida exacta de lo pequeño que era el punto de partida.

Parque solar en Barahona con obras iniciadas, señalado por el regulador dominicano entre las plantas renovables con mejor factor de planta del país. La capacidad no aparece declarada de forma verificable en las fuentes consultadas y así se publica.

1.500 MW solares dentro de una ronda de licitación de 2.100 MW anunciada por el Ministerio de Energía y Minas. De concretarse sería, por amplio margen, la mayor planta solar del país.

140 MW previstos en Loma Plata, departamento de Boquerón, con estructuración apoyada por el Banco Mundial. En un país cuya matriz eléctrica es prácticamente toda hidroeléctrica, esta licitación es el primer paso real hacia la diversificación.

200 MW proyectados sobre 300 hectáreas a 20 kilómetros de Manta, Manabí. Tiene contrato firmado desde hace años y sigue sin construirse: el ministerio del ramo reconoció que el retraso viene del mecanismo de pago a los generadores privados, no del proyecto en sí. Es el caso que mejor explica por qué Ecuador no aparece en los rankings solares de la región.

140 MW con un sistema de almacenamiento asociado de 3,3 MW y 2,23 MWh, llamado Albireo Power Reserve. La planta importa por el tamaño, pero el dato que la distingue es la batería: en 2020 fue la mayor infraestructura de almacenamiento de Centroamérica, dedicada a servicios de reserva y no a desplazar energía.

139 MW y 638 MWh de baterías acoplados al parque solar Coya, de 180 MW, en María Elena, Antofagasta. Su titular declara cinco horas de descarga y unos 200 GWh al año entregados fuera de la hora solar, que son las dos magnitudes con las que se dimensiona un sistema de esta escala.

70 MW pico en Baní, en operación desde agosto de 2025, con almacenamiento en baterías desde el diseño. Es el patrón que se está imponiendo en el país: la comisión reguladora reporta que el 70% de los parques solares aprobados contempla baterías.

Baterías de litio ferrofosfato acopladas directamente a un parque solar en Palmira, Valle del Cauca. Es el primer caso colombiano de la configuración que ya domina en Chile: la planta que no solo genera cuando hay sol, sino que decide cuándo entrega.

1.000 MW proyectados en cuatro etapas en Puerto Peñasco, Sonora, más 246 MW de almacenamiento en baterías. Dos fases ya operan y suman 420 MW. Es el proyecto que mejor muestra la lógica por fases: cada etapa se conecta a un destino distinto, la primera a Puerto Peñasco y la segunda a Mexicali.

400 MW solares combinados con un sistema de almacenamiento de 340 MW / 1.360 MWh en Antofagasta. Es el tipo de proyecto híbrido que cambia lo que una planta solar puede vender: energía también fuera de las horas de sol.

Tres parques en un mismo complejo: Esperanza Solar 1 con 90 MW en operación desde 2023, Esperanza Solar 2 con 60 MW y Esperanza Wind con 49,5 MW. Suman cerca de 200 MW combinando dos recursos que se complementan en el mismo punto de conexión.

108 MW de concentración solar con almacenamiento térmico en sales fundidas, en el desierto de Atacama. Retomó operaciones en abril de 2026 después de tres años detenida. Es el contraejemplo útil del debate sobre baterías: aquí el almacenamiento no es químico sino térmico, y permite entregar energía las 24 horas.

2,99 MW de capacidad pico instalados en el recinto productivo de Cristalchile en Padre Hurtado, Región Metropolitana, mediante un contrato de compra de energía (PPA) con Solarity: Cristalchile consume la energía sin ser dueña de los paneles.

26,5 MW de baterías de litio instalados dentro de la central térmica ChilcaUno, en operación comercial desde julio de 2023. No almacena energía solar: presta regulación primaria de frecuencia, y al liberar a la térmica de esa tarea le permite destinar 50 MW adicionales a generación eficiente.

14,6 MW de baterías de ion litio dentro de la central térmica Ventanilla, en el Callao, inaugurado en enero de 2021. Fue el primero de su clase en el país y también el primero del grupo Enel en toda América Latina. Presta regulación primaria de frecuencia al SEIN.

7 MW de potencia y 3,9 MWh de energía instalados en la central térmica Termozipa. Es una instalación pequeña para los estándares regionales, y ahí está el dato: los 3,9 MWh del primer BESS colombiano son menos de un centésimo de los 638 MWh del BESS Coya, en Chile.

667 MW de baterías adjudicados para el área metropolitana de Buenos Aires, sobre 1.300 MW ofertados. No es una planta sino un programa: nodos de almacenamiento repartidos para sostener la red del AMBA en los picos de demanda. Es el punto de partida del mercado argentino de baterías.

14.000 MW con 20 unidades generadoras en la frontera entre Paraguay y Brasil. Suministra cerca del 90% de la energía del sistema paraguayo y en 2024 obtuvo el récord mundial de producción acumulada. Entra en esta base como contexto: explica por qué Paraguay llega tarde a la solar y por qué su primera licitación de 140 MW es noticia.

11.233 MW en el río Xingu, en Pará. Es la mayor central del país sin contar Itaipú, que es binacional, y una de las tres brasileñas entre las diez mayores del mundo. Entra en esta base como contexto del sistema: la hidrología brasileña es la variable que más mueve el precio contra el que compite cualquier proyecto solar del país.

3.200 MW con veinte turbinas Kaplan en el río Paraná, compartidos entre Paraguay y Argentina. Paraguay consume cerca del 10% de su producción y el resto va a Argentina, un reparto que explica buena parte de la política energética de los dos países.

1.500 MW con ocho turbinas Pelton de 187,5 MW cada una, entre Napo y Sucumbíos. Genera unos 8.734 GWh al año, más del 30% de la demanda eléctrica nacional. En abril de 2026 se concretó por fin su recepción definitiva, diez años después de la inauguración. Entra en esta base como contexto: en Ecuador el debate solar no se entiende sin el peso de esta central.

1.100 MW en la cuenca del río Paute, con diez unidades repartidas en dos fases. Es la central más grande del complejo Paute Integral, que junto a Mazar, Sopladora y Minas San Francisco suma 2.027 MW. Entra en esta base como contexto del sistema ecuatoriano.

1.008 MW en Tayacaja, Huancavelica, repartidos entre las centrales Santiago Antúnez de Mayolo (798 MW) y Restitución (210 MW), encadenadas y alimentadas por la represa de Tablachaca. Es el patrimonio principal de Electroperú y explica cerca del 15% de la energía del país. Aparece en esta base porque su despacho fija buena parte del precio spot con el que se compara cualquier proyecto solar o de baterías.

690 MW en Alto Biobío, en operación desde 2004. Junto con Pangue, aguas abajo en el mismo río, suma 1.157 MW. Entra en esta base como contexto hidrológico: la disponibilidad de estas centrales es una de las variables que mueven el precio con el que compite cualquier proyecto solar o de baterías del sistema chileno.

305,5 MW en Limón, en operación desde septiembre de 2016. Aporta cerca del 10% de la capacidad instalada de Costa Rica y explica, junto con la geotermia, por qué la solar costarricense apenas pasa de los diez megavatios. Entra en esta base como contexto.

300 MW en Chiriquí. Junto con Changuinola I, de 223 MW en Bocas del Toro, forma el núcleo hidroeléctrico panameño. Entra en esta base como contexto: es el respaldo que define cuánta intermitencia puede absorber el sistema del país.

300 MW instalados. Es el activo que sostiene el sistema hondureño y el que explica por qué la solar del país, pionera en la región en 2015, no siguió creciendo al mismo ritmo. Entra en esta base como contexto.

300 MW en Quixal, San Cristóbal Verapaz. Genera el 60% de la energía del instituto eléctrico estatal y cerca del 15% de la del país. Entra en esta base como contexto del sistema guatemalteco.

210 MW con cuatro turbinas, en operación desde diciembre de 1968. Es la única gran central que Paraguay posee sin socio: Itaipú y Yacyretá son binacionales. Está en programa de modernización con apoyo del BID.

180 MW operados por la comisión hidroeléctrica estatal sobre el río Lempa. Es la central junto a la que se construyó la planta fotovoltaica de 21 MW inaugurada en 2025, y por eso interesa aquí: es el caso salvadoreño de hibridación entre agua y sol.

2.400 MW proyectados en Antioquia, de los cuales operan cuatro unidades. A comienzos de 2026 el avance físico reportado era del 94,8% y la operación comercial plena está prevista para 2028. Entra en esta base como contexto: cuándo entren esas ocho turbinas cambia el precio contra el que compite todo lo demás.

1.511,55 MW con 372 aerogeneradores en el sertão de Piauí. Entra en esta base como contexto: es el activo que define la competencia por la red de transmisión del noreste brasileño, la misma que necesitan los complejos solares vecinos.

778 MW con 140 aerogeneradores en Taltal, Antofagasta, en operación comercial desde septiembre de 2025. Duplicó la capacidad eólica instalada de su región. Entra en esta base como contexto: es el activo que compite por los mismos puntos de conexión que los parques solares del norte chileno.

424 MW en Tamaulipas. Aparece en esta base como contexto de la matriz mexicana, no como línea editorial propia: en un país donde la política energética se decide desde la CFE, el reparto entre eólica y solar dice más sobre la regulación que sobre el recurso.

270 MW con 108 aerogeneradores en los llanos de Coclé, que aportan unos 730.000 MWh al año, cerca del 15% de la demanda panameña. Entra en esta base como contexto: en un país pequeño, un solo activo eólico condiciona el espacio que queda para la solar.

260 MW en Ocucaje, Ica, en operación comercial desde junio de 2023, con 50 aerogeneradores y 60 kilómetros de línea propia hasta el SEIN. Su ampliación aprobada suma 36,4 MW más. Aparece en esta base como contexto del sistema donde se conectan las plantas solares de la costa sur, no como línea editorial propia.

140 MW en Tacuarembó, en operación desde 2016. Uruguay tiene 43 parques eólicos y llegó a ser el segundo país del mundo por peso del viento en su matriz. Entra en esta base como contexto: sin entender ese punto de partida no se entiende por qué la solar uruguaya llega tarde y pequeña.

126 MW con 63 aerogeneradores entre Santa Ana y San Buenaventura, en Francisco Morazán. Compite por el título regional con el parque de Penonomé, en Panamá, que declara 270 MW: dos fuentes distintas reclaman el primer lugar y esta base publica ambas cifras en vez de arbitrar.

77 MW con 40 aerogeneradores entre Juancho, en Pedernales, y Enriquillo, en Barahona. Entra en esta base como contexto: es el activo que abrió el corredor de viento del suroeste, la misma franja donde hoy se concentran los parques solares del país.

70 MW con 35 aerogeneradores entre Florida y Treinta y Tres, en operación desde 2017. Vende el 100% de su energía a la eléctrica estatal mediante un contrato a veinte años, el modelo con el que Uruguay construyó su matriz eólica.

54 MW en Santa Cruz. Con San Julián (39,6 MW) y Warnes (14,4 MW) suman 108 MW eólicos en el departamento, y el conjunto de parques del operador estatal aporta 135 MW al sistema nacional. Entra en esta base como contexto del pequeño sistema boliviano.

52 MW con 16 aerogeneradores de 3 MW cada uno en Villa Canales, en operación comercial desde abril de 2015. Es una escala modesta y por eso comparable: cabe poco más de cinco veces dentro del parque eólico panameño de Penonomé.

16,5 MW en el cantón Loja, en operación desde enero de 2013. Es pequeña, y su valor es de precedente: fue la primera eólica del Ecuador continental y la referencia sobre la que se diseñaron las fases II y III, hoy paralizadas.

13,2 MW hoy, con un proyecto aprobado para repotenciarlo hasta 42 MW mediante 14 aerogeneradores nuevos y 77,5 millones de dólares. Es el ejemplo regional de repotenciación: más energía del mismo sitio cambiando la máquina, no ampliando el parque.

Hasta 582 MW previstos cerca de Puerto Madryn, Chubut, tras sumar 336 MW a la capacidad existente. Es un caso de autoabastecimiento industrial a escala: la mayor productora de aluminio del país construyendo su propia generación. Entra en esta base como contexto.

110 MW proyectados en Loja, con contrato firmado a 25 años y 181 millones de dólares comprometidos. Comparte el mismo bloqueo que El Aromo: el mecanismo de pago a generadores privados. Entra en esta base como contexto del atasco ecuatoriano.