6 trayectorias nacionales

En 2024, el gas natural y el petróleo representaron conjuntamente más del 80% del suministro total de energía primaria, consolidando una estructura altamente dependiente de combustibles fósiles. El gas natural, por sí solo, aportó aproximadamente el 52,5% de la oferta energética nacional, una de las participaciones más altas entre los seis países analizados, solo por debajo de Perú. El petróleo representó un 31,8%, mientras que el carbón tuvo una participación marginal de apenas 0,9%, lo que limitó la posibilidad de lograr reducciones rápidas de emisiones mediante la sustitución de carbón por gas, como ocurrió en otras economías. A diferencia de la mayoría de los países de la región, Argentina también contó con una contribución significativa de energía nuclear (3,5%), reflejo de una larga tradición de desarrollo de capacidades científicas, tecnológicas e industriales asociadas al sector.¹⁷

Consecuentemente, las fuentes renovables mantuvieron una participación reducida: la hidroelectricidad representó alrededor del 3,9% de la matriz primaria, seguida por la biomasa (4,9% combinando leña, bagazo, aceites y alcoholes vegetales), la eólica (1,8%) y la solar, con apenas el 0,4%. Aunque el crecimiento de las energías renovables fue significativo durante la última década, su impacto sobre la estructura general del sistema energético siguió siendo limitado.

La estructura sectorial del consumo energético ayuda a explicar la persistencia de esta dependencia de los hidrocarburos. El transporte constituyó el principal sector consumidor, concentrando aproximadamente el 30,7% de la demanda energética total y dependiendo casi exclusivamente de derivados del petróleo. El sector residencial representó el 27,2%, seguido por la industria con 22,9%. El resto correspondió a sectores comerciales y públicos (8,1%) y agrícolas (6,6%), mientras que la electrificación del transporte y de los procesos industriales continuó siendo marginal.

El gas natural constituye el eje del sistema energético argentino, no solo en generación eléctrica, sino también en calefacción, industria y consumo residencial: su expansión ya no desplazaría combustibles más contaminantes —como el diésel o el fuel oil, cuya participación ha disminuido considerablemente—, sino que puede terminar desplazando alternativas renovables como la eólica y la solar.

La transición energética argentina no puede entenderse únicamente como un problema de oferta de energías renovables. Sin políticas que modifiquen activamente la demanda energética —especialmente en transporte e industria—, incluso un crecimiento acelerado de las renovables tendrá efectos limitados sobre la matriz energética general.

La matriz eléctrica argentina es considerablemente más diversificada que la matriz energética general, aunque depende en gran medida del gas natural. En 2024, los combustibles fósiles representaron algo más de la mitad de la generación eléctrica total: el gas aportó 42,1%, el petróleo 7,7% y el carbón 1,5%. Las fuentes no fósiles generaron aproximadamente el 45,6% de la electricidad, distribuidas entre hidroelectricidad (23,2%), energía eólica (11,2%), nuclear (7,1%), solar (3,2%) y biomasa (0,9%). La importación de electricidad representó el 3,2% de la generación total.

Esta combinación otorga a Argentina un sistema eléctrico comparativamente limpio para estándares internacionales. No obstante, esa baja intensidad de carbono depende fuertemente del gas natural, cuya presencia en la matriz energética se encuentra entre las más altas de América del Sur, solo por detrás de Perú. En lugar de cumplir un rol complementario —como ocurre en Brasil, Colombia o Chile—, en Argentina el gas constituye el pilar de la generación eléctrica y del consumo residencial e industrial.

El consumo eléctrico estuvo liderado por los hogares, que representaron aproximadamente el 37,9% de la demanda total, seguidos por la industria (32,2%) y el sector comercial y público (25,5%). La agricultura representó poco más del 1%, mientras que el transporte eléctrico mantuvo una participación marginal de sólo el 0,26%. A diferencia de otros países analizados, donde la demanda eléctrica suele concentrarse en uno o dos sectores dominantes, Argentina presentó una distribución equilibrada entre los segmentos residencial, industrial y comercial, lo que podría facilitar la incorporación gradual de nuevas cargas asociadas a la electrificación del transporte, la climatización y determinados procesos industriales.

En conjunto, la hidroelectricidad, la energía eólica y la energía nuclear otorgan a Argentina una base de generación eléctrica de baja intensidad de carbono. Dentro de este conjunto, la energía eólica ha sido la fuente de mayor expansión durante la última década, posicionando al país entre los líderes regionales en capacidad instalada. La energía solar, en cambio, mantiene una participación mínima pese al extraordinario potencial del noroeste argentino, una de las zonas con mayor radiación solar del mundo.

Aun descontando las limitaciones macroeconómicas del país, la insuficiencia de la infraestructura de transmisión constituye actualmente la principal barrera para la expansión e integración de nuevos proyectos renovables.

En gran medida, Beijing y el empresariado chino han ocupado los espacios abiertos por el repliegue relativo de financistas occidentales y multilaterales, alineando sus intereses industriales y estratégicos con las necesidades argentinas de liquidez e inversión. Su presencia abarca desde grandes proyectos hidroeléctricos y solares hasta minería de litio, infraestructura de transmisión y tecnologías asociadas al sistema eléctrico, adoptando formas distintas según el sector y la provincia.

A partir de 2010, la cooperación energética entre Argentina y China comenzó a materializarse a través de grandes proyectos de infraestructura hidroeléctrica. Entre ellos destacan las represas Néstor Kirchner y Jorge Cepernic, sobre el río Santa Cruz, uno de los proyectos más emblemáticos de la relación bilateral: las obras fueron adjudicadas a un consorcio liderado por la estatal china Gezhouba Group y financiadas principalmente mediante créditos de bancos de desarrollo chinos. Concebido originalmente para aportar cerca de 1.740 MW de capacidad instalada, el proyecto fue rediseñado durante la administración de Mauricio Macri para reducir su impacto ambiental, disminuyendo su capacidad prevista a alrededor de 1.310 MW.¹⁸

La cooperación bilateral también buscó expandirse al sector nuclear. En 2014, Argentina y China acordaron avanzar en la construcción de Atucha III, central basada en tecnología Hualong One de la Corporación Nuclear Nacional de China (CNNC). El proyecto avanzó hasta la firma de un contrato comercial en 2022, pero las dificultades para asegurar un esquema de financiamiento definitivo derivaron en sucesivas renegociaciones antes de que la iniciativa fuera finalmente abandonada.¹⁹

Estos proyectos condensan el modelo de cooperación Estado a Estado característico de la década pasada, basado en financiamiento de bancos estatales chinos y la participación de empresas públicas de ambos países. La implementación reveló, no obstante, varias vulnerabilidades: retrasos en la ejecución, recurrentes revisiones contractuales y una marcada dependencia de los desembolsos chinos, cuya interrupción llegó a comprometer la continuidad de las obras.²⁰

Más allá de las hidroeléctricas, la presencia china se ha expandido hacia energías renovables y minería. En el ámbito renovable, el complejo solar Cauchari en Jujuy²¹ —financiado por el China Exim Bank y construido por Shanghai Electric Power Construction, subsidiaria de la estatal PowerChina— se convirtió en uno de los casos más destacados del programa RenovAr. Con una capacidad actual de alrededor de 300 MW y planes de expansión hacia 500 MW, Cauchari se posiciona entre los proyectos solares más grandes de América Latina, e incluyó mecanismos de capacitación y ensamblaje local.

Estas experiencias sugieren una relación fundamentalmente transaccional, en la que las empresas chinas ocupan espacios que el Estado y el sector privado doméstico no logran cubrir por limitaciones financieras, tecnológicas o ambas. Los gobiernos provinciales utilizan el financiamiento chino como palanca para avanzar proyectos estratégicos. Como señaló Juan Carlos Villalonga, "cuando China negocia con un gobernador provincial, la diferencia siempre está en el financiamiento que pueden ofrecer".²² A esta lógica provincial se suma un componente diplomático: varios entrevistados indicaron que las provincias en ocasiones actúan como punto de entrada, mientras que la Embajada china cumple un rol de validación y articulación.²³

En materia de recursos minerales, el litio constituye la dimensión más sensible y estratégica de la presencia china en Argentina. Las grandes reservas al norte del país han atraído inversiones de empresas como Ganfeng Lithium, Zijin Mining y Tibet Summit Resources, que combinan capital privado con respaldo estatal chino, y participan en algunos de los principales proyectos de litio del país, incluyendo Cauchari–Olaroz en Jujuy y Tres Quebradas en Catamarca.²⁴ Más allá de la llegada de inversiones extranjeras, el desarrollo del litio ha dado lugar a un debate más amplio sobre el modelo de desarrollo del sector: industrialización local, producción de baterías, transferencia tecnológica, captura de rentas por parte de las provincias y coordinación entre jurisdicciones productoras.²⁵

En los últimos años, la presencia china se ha expandido más allá de la importación de equipos para incluir manufactura y ensamblaje local. En San Juan, la primera planta nacional de ensamblaje de paneles solares se prepara para iniciar producción utilizando maquinaria e insumos provenientes mayoritariamente de China, con la ambición de avanzar hacia etapas de mayor valor agregado.²⁶ La provincia obtiene actualmente más del 60% de su capacidad instalada de fuentes solares gracias a los altos niveles de radiación del noroeste argentino.

Las diferencias en capacidades regulatorias e institucionales entre provincias, reforzadas por el carácter descentralizado del sistema federal argentino, generan variaciones significativas en las condiciones de supervisión y aplicación de estándares entre jurisdicciones. En proyectos financiados por actores multilaterales o europeos, los estándares de consulta comunitaria, evaluación ambiental y supervisión tienden a mantenerse consistentes entre provincias;²⁷ en contraste, en varios proyectos vinculados a compañías chinas, los resultados aparecen más correlacionados con la fortaleza —o debilidad— de los marcos regulatorios locales.

Las diferencias entre Jujuy y Salta ilustran este patrón: mientras Jujuy ha desarrollado mayores capacidades de supervisión y articulación local alrededor de proyectos de litio y energía solar, en Salta ciertas operaciones han funcionado como enclaves con escasa integración a las economías locales. Tensiones similares han emergido en Catamarca, donde el proyecto de litio Tres Quebradas, operado por la empresa china Zijin, ha enfrentado sanciones por incumplimientos regulatorios, ambientales y sociales.²⁸

Si bien el gobierno de Milei ha priorizado el crecimiento económico y la expansión de sectores extractivos, no ha mostrado señales de oposición a las energías renovables.²⁹ En la medida en que estas continúen generando inversión, empleo y exportaciones, su expansión —incluida la impulsada por capital chino— seguirá siendo compatible con la orientación general de la política energética actual.

En lo que se refiere a China, el modelo de participación en el país atraviesa una etapa de reconfiguración. Durante la última década, la presencia china en sectores estratégicos —energía, minería e infraestructura— estuvo asociada a financiamiento estatal, acuerdos intergubernamentales y necesidades macroeconómicas argentinas. El acuerdo de swap de monedas entre el Banco Popular de China y el Banco Central de la República Argentina fungió como pilar de cooperación: establecido en 2009 y renovado en varias ocasiones, alcanzó una línea equivalente a aproximadamente USD 18.500 millones e incluyó la activación de un tramo de USD 5.000 millones posteriormente renovado durante el gobierno de Javier Milei.³⁰

Bajo la presidencia de Milei, ese marco enfrenta nuevos límites políticos: su gobierno ha promovido un acercamiento explícito a Washington, reforzado por el acuerdo financiero con Estados Unidos por 20.000 millones de dólares y por su afinidad ideológica con sectores conservadores estadounidenses.³¹ Sin embargo, el giro político no ha implicado una interrupción de los proyectos chinos en energía, minería e infraestructura: muchos continúan avanzando por la existencia de contratos de largo plazo, alianzas empresariales consolidadas y actores provinciales interesados en sostener inversiones capaces de generar empleo, exportaciones y divisas. Esta lógica también podría extenderse a nuevos proyectos vinculados al gas natural, incluyendo iniciativas para desarrollar capacidad de licuefacción y exportación de GNL desde Vaca Muerta, en las que Asia —y potencialmente China— figura entre los principales mercados de destino.³² La relación con China, por tanto, no desaparece con el cambio de alineamiento político: se transforma.

El punto central es que la relación energética sino-argentina opera cada vez menos como una agenda estratégica dirigida desde los gobiernos y cada vez más como una dinámica transaccional, condicionada por incentivos económicos, marcos regulatorios y oportunidades de mercado. Esto marca una diferencia importante respecto del modelo predominante durante la década de 2010, especialmente durante el segundo mandato de Cristina Fernández de Kirchner, cuando el vínculo con China estuvo más asociado a acuerdos bilaterales, financiamiento concesional e infraestructura negociada entre Estados.³³

La creación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) en 2024 profundiza esta transformación: ofrece beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios, además de garantías de estabilidad regulatoria, para proyectos de gran escala en minería, energía, hidrocarburos e infraestructura —ámbitos donde las empresas chinas ya cuentan con presencia consolidada.³⁴ De hecho, proyectos vinculados a capital chino, como la ampliación de Cauchari-Olaroz operada por EXAR, ya han obtenido la aprobación del régimen.³⁵ Bajo esta óptica, el RIGI no excluye al capital chino: puede proporcionarle un marco aún más favorable siempre que sus inversiones se ajusten a la lógica económica del nuevo gobierno.

Esta dinámica ayuda a explicar la aparente paradoja de la política exterior de Milei: un gobierno geopolíticamente alineado con Estados Unidos puede, al mismo tiempo, preservar o incluso ampliar espacios para el capital chino en sectores estratégicos.³⁶ La clave no está en una continuidad política con Beijing, sino en la convergencia entre los intereses de empresas chinas, las necesidades fiscales y externas de Argentina, y una política económica orientada a atraer inversión privada sin discriminar por origen nacional.

En materia energética, esta orientación favorece una agenda centrada en la explotación de hidrocarburos y en la infraestructura necesaria para expandir las exportaciones de recursos naturales. Si bien el gobierno no ha abandonado formalmente los objetivos de incorporación de energías renovables, sí ha impulsado medidas de desregulación que reducen los instrumentos de promoción estatal y ha dejado vencer parte de los incentivos que sustentaron el crecimiento del sector durante la última década.³⁷ Según el Proyecto de Ley de Presupuesto 2026, los subsidios a la oferta de hidrocarburos alcanzan los ARS 651.600 millones, mientras que las partidas vinculadas a energías renovables y al FODER suman ARS 37.075 millones: los recursos destinados a las renovables equivalen a apenas el 5,7% de los asignados al sector hidrocarburífero.³⁸

Lo que distingue al caso argentino no es simplemente la inestabilidad macroeconómica ni la dependencia de los hidrocarburos, rasgos que comparte en distintos grados con otros países analizados, sino la brecha entre los instrumentos que ha construido para impulsar la transición energética y su capacidad para sostenerlos en el tiempo. La presencia china probablemente seguirá respondiendo más a oportunidades concretas que a una estrategia de largo plazo, independientemente de que los proyectos contribuyan a la transición energética o refuercen la matriz fósil existente.

La matriz energética brasileña presenta una composición equilibrada en comparación con estándares internacionales. En 2024, aproximadamente la mitad del suministro total de energía primaria provino de fuentes renovables, convirtiendo a Brasil en el país con mayor participación de energías limpias entre los seis casos analizados en este estudio. Esta característica resulta particularmente significativa considerando la escala de la economía brasileña y el peso de una base industrial dependiente de elevados niveles de consumo energético. En contraste con otras grandes economías latinoamericanas de perfil industrial como México —cuya matriz energética está dominada abrumadoramente por petróleo y gas (~85%)—,²⁹ Brasil ha logrado desarrollar una estructura energética considerablemente más diversificada y menos dependiente de hidrocarburos.

Aun así, los derivados del petróleo constituyeron el 34% de la matriz, mientras que el gas natural aportó alrededor de 9,6%. El consumo de hidrocarburos se concentra principalmente en los sectores transporte e industrial, que representaron aproximadamente el 36,3% y el 34,7% de la demanda energética final, respectivamente.

La biomasa también ocupó un papel particularmente relevante, representando un 33,3% del suministro total de energía primaria, una participación muy superior a la observada en otras economías de la región y solo comparable, entre los países analizados, a la de Chile. Los productos derivados de la caña de azúcar por sí solos aportaron un 16,7% de la oferta energética nacional, reflejo de más de cinco décadas de promoción estatal de los biocombustibles.

El resto de las renovables presentó participaciones menores, aunque significativas. La hidroelectricidad abarcó aproximadamente el 11,6% de la matriz energética primaria. Por su parte, la leña y el carbón vegetal aportaron un 8,5% de la oferta energética total, reflejo de su uso en zonas rurales y en sectores industriales como la siderurgia. En los últimos años también se ha registrado una expansión del biodiésel, el biogás y la energía solar. Por su parte, la energía nuclear contribuyó con alrededor del 1,3% de la oferta energética total.

A diferencia de otros países donde la transición energética se concentra principalmente en el sector eléctrico, la experiencia brasileña muestra una diversificación renovable más amplia, incluyendo combustibles capaces de sustituir directamente derivados del petróleo en transporte, como es el caso de los biocombustibles.

Brasil cuenta además con ventajas geográficas significativas para continuar expandiendo las energías renovables. La capacidad eólica potencial supera ampliamente la capacidad actualmente instalada, mientras que la expansión solar se ve favorecida por su ubicación geográfica y gran extensión territorial.

En términos generales, la composición de la estructura energética brasileña sugiere que, dado que el país ya cuenta con una matriz eléctrica limpia, los principales márgenes para profundizar la descarbonización se concentran fuera del sector eléctrico. El transporte representa el principal cuello de botella, mientras que la electrificación de la industria y el desarrollo de nuevas cadenas tecnológicas aparecen como desafíos centrales para las próximas décadas.

En 2024, aproximadamente el 86% de la generación eléctrica provino de fuentes renovables, la proporción más alta entre los países del G20. La hidroelectricidad fue el pilar central del sistema, aportando el 55,1% de la generación total. La energía eólica (14,1%) y la solar (9,2%) se habían expandido rápidamente durante la última década, mientras que la biomasa desempeñó un papel relevante gracias al aprovechamiento energético de subproductos agrícolas. Los combustibles fósiles desempeñaron un papel limitado, encabezados por el gas natural (6,2%).

Los patrones de consumo eléctrico de Brasil reflejaron el tamaño y la diversificación de su economía. La industria concentró la mayor proporción de la demanda, con 35,9% del consumo total, seguida por el sector residencial (28,2%) y el sector comercial (17,1%). Brasil también presentó participaciones relevantes en agricultura (5,3%), sector público (7,4%) y actividades energéticas (5,7%), lo que evidenció una demanda eléctrica distribuida entre múltiples segmentos productivos y de servicios. El transporte, en cambio, representó apenas 0,3% del consumo eléctrico, mostrando que la electrificación de la movilidad seguía siendo marginal. Esta configuración sugiere que el potencial de electrificación brasileño no se concentra en un solo sector, sino en la expansión gradual de usos eléctricos en transporte, agroindustria, servicios urbanos y procesos industriales, apoyándose en una base de demanda ya amplia y diversificada.

Esta estructura es resultado de decisiones estratégicas adoptadas desde la década de 1970, cuando Eletrobras, respaldada por un marco regulatorio favorable, impulsó la construcción masiva de grandes represas hidroeléctricas aprovechando las extensas cuencas fluviales del país.³⁰ Varios entrevistados indicaron que esta dependencia histórica de la hidroelectricidad responde principalmente a factores geográficos y económicos más que a consideraciones ambientales.³¹

No obstante, al igual que otros países sudamericanos con una elevada participación hidroeléctrica, Brasil sigue siendo vulnerable a sequías y variaciones hidrológicas. La crisis eléctrica de 2001–2002 evidenció estos riesgos e impulsó una estrategia de diversificación de la matriz, incluyendo el lanzamiento del Programa de Incentivo a las Fuentes Alternativas de Energía Eléctrica (PROINFA) en 2002 para promover inversiones en energía eólica, biomasa y pequeñas hidroeléctricas.³²

Posteriormente, gracias a las subastas competitivas de energías renovables realizadas durante las décadas de 2000 y 2010, se comenzó a aprovechar el extraordinario potencial eólico del noreste brasileño y se aceleró la caída de costos de tecnologías eólicas y solares.³³ La expansión solar recibió un impulso adicional mediante la Resolución 482/2012 de ANEEL (2012), que creó un sistema de medición neta para generación distribuida y facilitó el rápido crecimiento de instalaciones fotovoltaicas residenciales y comerciales.³⁴

Actualmente, la energía solar constituye uno de los segmentos de mayor crecimiento en capacidad instalada. La combinación de incentivos regulatorios, abundancia de recursos naturales y reducción de costos tecnológicos ha permitido una expansión sostenida de las renovables variables dentro del sistema eléctrico brasileño.

El resultado es un sistema eléctrico excepcionalmente limpio y progresivamente más diversificado. Aunque la hidroelectricidad domina la generación, la expansión de energía eólica, solar, biomasa y eventualmente nuclear ha reducido vulnerabilidades sistémicas y ha ampliado la base renovable del país.

Comenzando en la década de 2010, China se convirtió gradualmente en uno de los actores más importantes del sector energético brasileño, impulsada por inversiones de gran escala lideradas por empresas estatales y bancos de desarrollo chinos.³⁵ En la actualidad, su participación se extiende a lo largo de toda la cadena de valor energética, desde la generación, transmisión y distribución de electricidad hasta la manufactura de equipos y la movilidad de bajas emisiones, consolidando a Brasil como el principal socio energético de China en América Latina.

Brasil se ha convertido en un destino atractivo para las inversiones chinas asociadas a la transición energética y la manufactura de bajas emisiones por múltiples razones. La combinación de una amplia base de consumidores, una matriz eléctrica predominantemente renovable y políticas industriales orientadas a la reindustrialización, como la Nueva Industria Brasil (NIB),³⁶ ha fortalecido el atractivo del país para empresas chinas interesadas en expandir cadenas de valor vinculadas a energías renovables, movilidad eléctrica y tecnologías de descarbonización.³⁷ Esta convergencia de intereses ha contribuido al crecimiento sostenido de las inversiones chinas en sectores considerados estratégicos para la transición energética brasileña y ayuda a explicar la creciente presencia de empresas chinas en actividades manufactureras de mayor valor agregado.

La mayoría de los especialistas brasileños entrevistados coincidieron en que la cooperación internacional resulta indispensable para la transición energética brasileña. Sin embargo, también advirtieron que una dependencia excesiva de un único socio externo, como es el caso de China, genera vulnerabilidades estratégicas y limita la autonomía tecnológica e industrial del país.³⁸

Las empresas estatales chinas han adquirido posiciones particularmente relevantes en infraestructura crítica. State Grid y China Three Gorges tienen una fuerte participación en importantes activos de producción de energía hidroeléctrica y transmisión y distribución de electricidad. Brasil se ha convertido además en uno de los principales destinos de la expansión internacional de ambas compañías, hasta el punto de concentrar la mayor parte de sus activos energéticos fuera de China.³⁹ Por ejemplo, State Grid actualmente opera algunas de las mayores líneas de ultra alto voltaje del país, conectando regiones ricas en renovables del norte y noreste con los principales centros industriales del sudeste brasileño.⁴⁰ Esto otorga a una empresa estatal china una presencia estructural en uno de los sectores más sensibles y estratégicos del sistema energético nacional.

Los entrevistados señalaron que estas inversiones han contribuido a expandir la conectividad y capacidad de transmisión de manera eficiente.⁴¹ Al mismo tiempo, también han generado interrogantes sobre supervisión, concentración de infraestructura crítica y dependencia tecnológica de largo plazo.

En el sector renovable, la participación china se concentra principalmente en manufactura y suministro tecnológico. Aunque Brasil ha avanzado en marcos regulatorios y expansión de energías renovables, aún enfrenta dificultades para desarrollar capacidades manufactureras locales que acompañen la transición energética. La limitada capacidad industrial doméstica en componentes solares y almacenamiento energético aparece como una de las principales vulnerabilidades señaladas por los entrevistados.⁴²

Esta situación ha generado importantes espacios de complementariedad con las inversiones chinas, particularmente en sectores vinculados a energías renovables, almacenamiento y movilidad eléctrica. De hecho, los objetivos de descarbonización industrial y reindustrialización verde impulsados por la iniciativa Nueva Industria Brasil (NIB) coinciden con áreas donde las empresas chinas han incrementado significativamente su presencia durante los últimos años.

Las instituciones financieras chinas también han desempeñado un papel decisivo. Por ejemplo, el China Development Bank, el Industrial and Commercial Bank of China y el Bank of China han otorgado líneas de crédito en condiciones altamente competitivas,⁴³ reduciendo riesgos para socios brasileños y permitiendo que empresas chinas compitan agresivamente en subastas energéticas.

La electrificación del transporte constituye otro eje creciente de cooperación entre Brasil y China. BYD inició producción nacional de vehículos eléctricos en 2025 en la planta de Camaçari, en Bahía, con capacidad estimada de 300.000 vehículos anuales,⁴⁴ mientras que Great Wall Motors (GWM) aceleró su presencia industrial mediante la apertura de una planta en el estado de São Paulo con capacidad inicial de 50.000 vehículos por año y planes de expansión hacia 100.000 unidades.⁴⁵ Varios entrevistados señalaron que estas inversiones poseen una dimensión tanto energética como industrial, ya que los vehículos eléctricos podrían redefinir el futuro de la industria automotriz brasileña en un contexto de transformación global de cadenas de suministro.⁴⁶

A su vez, la diplomacia china complementa la expansión de sus empresas en el país. La Comisión Sino-Brasileña de Alto Nivel de Concertación y Cooperación (COSBAN), creada en 2004, constituye el principal mecanismo de diálogo entre ambos gobiernos y desempeña un papel relevante en la coordinación de proyectos estratégicos y la promoción de inversiones. A través de subcomisiones dedicadas a asuntos económicos, financieros, comerciales y ambientales, la COSBAN facilita la articulación entre actores públicos y privados y contribuye a identificar áreas prioritarias para la cooperación bilateral.⁴⁷

La importancia estratégica de los hidrocarburos también se refleja en la relación económica bilateral. En el primer trimestre de 2026, las exportaciones brasileñas de petróleo hacia el mercado chino alcanzaron niveles récord, impulsadas tanto por el aumento sostenido de la producción offshore brasileña como por las disrupciones de líneas de suministro en el Medio Oriente.⁴⁸

Esta dinámica evidencia cómo la expansión petrolera continúa siendo un componente relevante tanto para la economía brasileña como para la relación bilateral con China, incluso en medio del fortalecimiento de la agenda climática y de transición energética del país. Al mismo tiempo, la creciente presencia china en sectores estratégicos de la economía brasileña también ha puesto de relieve desafíos relacionados con gobernanza, supervisión regulatoria y sostenibilidad social y ambiental.

Casos emblemáticos como la represa de Belo Monte ilustran bien estos desafíos. Ubicada en la Amazonía, fue impulsada por el gobierno brasileño como uno de los principales proyectos de infraestructura energética del país y posteriormente complementada por líneas de transmisión operadas por la estatal china State Grid. A su vez, tanto la construcción de la represa como la infraestructura asociada estuvieron rodeadas de controversias relacionadas con desplazamiento de comunidades locales,⁴⁹ inundación de bosques, alteraciones ecosistémicas y cuestionamientos sobre la calidad del proceso para otorgar licencias ambientales.⁵⁰ Diversas organizaciones sociales y ambientales denunciaron además que la presión política para acelerar el proyecto debilitó mecanismos de consulta y supervisión estatal.⁵¹

Más recientemente, la expansión industrial china vinculada a la transición energética también ha generado controversias laborales y regulatorias. El caso más visible ha sido la construcción de la planta de vehículos eléctricos de BYD en Bahía, donde fiscales laborales brasileños denunciaron condiciones "análogas a la esclavitud" para cientos de trabajadores chinos subcontratados por empresas constructoras vinculadas al proyecto, incluyendo presuntas jornadas excesivas, retención de pasaportes, restricciones de movilidad y condiciones degradantes de alojamiento.⁵² Este episodio refuerza preocupaciones sobre capacidad regulatoria, supervisión estatal y cumplimiento de estándares laborales en proyectos de gran escala vinculados a capital extranjero.

Visto de manera integral, el caso brasileño constituye una de las formas más profundas y complejas de participación china en la transición energética sudamericana. A diferencia de otros países de la región, la relación entre Brasil y China trasciende el ámbito estrictamente económico y se inserta en una agenda más amplia de cooperación política, visible en espacios como los BRICS y en posiciones convergentes sobre la reforma de la gobernanza global, el fortalecimiento del multilateralismo y la reducción de la dependencia de instituciones financieras dominadas por Occidente. Esa profundidad de la relación expone un dilema estratégico: las capacidades industriales, tecnológicas y financieras que hacen de China un socio indispensable también pueden limitar los objetivos brasileños de desarrollo tecnológico, fortalecimiento industrial y autonomía productiva.

A pesar de su sólida agenda gubernamental de transición energética, la matriz chilena se encuentra dominada por combustibles fósiles. En 2024, el petróleo constituyó el principal componente con 27,2%, seguido por el gas natural con 19,1% y el carbón con 10,1%. Esta composición refleja la fuerte dependencia estructural de Chile respecto a hidrocarburos importados, derivada de la limitada disponibilidad de reservas nacionales de petróleo y gas.

Por su parte, las fuentes renovables representaron algo más del 40% de la matriz energética primaria. La biomasa constituyó la principal fuente renovable, combinando recursos tradicionales como leña y carbón vegetal con subproductos industriales como licor negro, representando conjuntamente más de una cuarta parte del suministro total (27,7%). Junto con Brasil, Chile destaca entre los países analizados por el peso estructural que mantiene la biomasa dentro de su matriz energética. La hidroelectricidad aportó 7%, mientras que la energía solar (5%) y eólica (2,9%) mantuvieron participaciones modestas dentro de la matriz primaria, pese a su rápido crecimiento en el sector eléctrico. La geotermia y el biogás fueron marginales, con menos del 1% cada uno.

En otro orden de ideas, los patrones sectoriales de consumo ayudan a explicar la divergencia entre una matriz eléctrica baja en emisiones y una matriz energética aún intensiva en combustibles fósiles. La industria concentró la mayor parte del consumo final de energía (38,3%), impulsada principalmente por actividades mineras, cementeras y siderúrgicas que requieren carbón y gas natural para procesos de alta temperatura. A diferencia de los demás países analizados en este estudio, donde el sector transporte fue el principal sector consumidor, en Chile la demanda energética estuvo liderada por la actividad industrial. Esta configuración refleja el peso de la minería dentro de la economía chilena. Como principal productor mundial de cobre y segundo productor de litio,¹⁴ después de Australia, Chile concentra una parte significativa de su demanda energética en actividades extractivas e industriales intensivas en energía, muchas de las cuales abastecen insumos críticos para las cadenas de suministro de la transición energética global.

El transporte representó el segundo mayor sector consumidor (34,8%), manteniendo una fuerte dependencia de diésel y gasolina importados. Aunque el sector residencial tuvo una participación menor en el consumo total (18,9%), el uso extendido de gas licuado de petróleo (GLP) y biomasa para calefacción y cocción desempeñaron un papel relevante en la demanda energética del país. Por último, los sectores comercial y público representaron el 6,2% y el 1,3% del consumo final, respectivamente.

Para Chile, el camino hacia una matriz energética baja en emisiones pasa principalmente por la transformación de los sectores transporte e industria, los cuales conforman la mayor parte del consumo de combustibles fósiles del país.

Chile ha construido uno de los sistemas eléctricos con mayor participación de energías renovables del mundo, pese a no contar con la amplia dotación hidroeléctrica que caracteriza a muchos de los países líderes en esta materia. En 2024, el 78,1% de la electricidad entregada a la red provino de fuentes renovables, lideradas por la hidroelectricidad (29,5%), la energía solar (20,8%) y la eólica (12,1%), seguidas por el licor negro (7,9%), la biomasa (7,1%), la geotermia (0,34%) y el biogás (0,24%). Los combustibles fósiles representaron poco más de una quinta parte de la generación eléctrica, principalmente a través del carbón (11,3%) y el gas natural (9,5%), mientras que los derivados del petróleo mantuvieron una participación marginal inferior al 2%.

Los patrones de consumo eléctrico de Chile reflejan el peso de las actividades productivas dentro de la economía nacional. La industria, que en las estadísticas oficiales incluye también actividades agrícolas, concentra el 60,1% de la demanda total de electricidad, la proporción más alta entre los seis países analizados. El sector residencial representó 19,2% del consumo, seguido por el sector comercial y público con 15,7%, mientras que el transporte absorbió apenas 1,7% de la demanda eléctrica.

Un asesor de G-Advisor en Chile señaló que los avances en materia energética del país responden a decisiones de política pública sostenidas durante varios gobiernos consecutivos.¹⁵ Los gobiernos chilenos han utilizado licitaciones competitivas, contratos de largo plazo y señales claras de planificación de red para atraer inversión privada y acelerar el despliegue renovable.

La geografía del país también ha favorecido el desarrollo de renovables no hidroeléctricas. Los extraordinarios niveles de radiación solar del desierto de Atacama, combinados con fuertes corredores de viento en el norte y sur del país, permitieron una rápida expansión de la generación solar y eólica. Como resultado, la energía solar ya supera al gas y al carbón en generación eléctrica, pese a que una década atrás su contribución al sistema era prácticamente inexistente.¹⁶

Este desarrollo ha sido particularmente significativo en el norte del país, donde se concentra buena parte de la actividad minera chilena. La expansión de proyectos solares a gran escala ha generado importantes vínculos entre el sector energético y la industria minera, convirtiendo a esta última en uno de los principales motores de la demanda de electricidad renovable.¹⁷

Por su parte, la energía eólica, aunque todavía menor en generación total, se ha expandido de manera constante y aporta complementariedad al sistema en distintos momentos del día y del año, ayudando a diversificar la matriz eléctrica.

Pese a la rápida expansión de las energías renovables, uno de los principales desafíos para la transición energética de Chile sigue siendo la infraestructura de transmisión eléctrica. La red se extiende por casi 3.000 kilómetros a lo largo del país, mientras gran parte de la generación solar y eólica se concentra en sus extremos geográficos y la mayor demanda eléctrica se ubica en la zona central.¹⁸ Esta configuración ha generado problemas recurrentes de congestión, vertimiento de energía renovable y vulnerabilidades operativas en corredores críticos de transmisión, situación que ha quedado en evidencia durante episodios recientes de interrupciones eléctricas de alcance nacional.

Estas limitaciones han condicionado el ritmo de la transición energética. Aunque las centrales carboníferas están siendo gradualmente retiradas, el proceso se ha ralentizado debido a preocupaciones sobre la confiabilidad del sistema, manteniendo algunas unidades en condición de reserva estratégica.¹⁹ Al mismo tiempo, el gas natural desempeña un papel relevante como fuente de respaldo y flexibilidad operativa, contribuyendo a estabilizar el sistema eléctrico y a compensar tanto la variabilidad de las energías renovables como los efectos de los períodos de sequía sobre la generación hidroeléctrica.

La participación del empresariado chino en la transición energética chilena se ha expandido rápidamente durante la última década, consolidando su presencia en uno de los mercados energéticos más abiertos, competitivos y estables institucionalmente de América Latina. Chile combina marcos regulatorios sólidos, licitaciones transparentes y fuentes de financiamiento diversificadas, limitando la capacidad de cualquier actor extranjero de dominar el sector. Dentro de este entorno, las empresas chinas han logrado posicionarse como actores relevantes en generación renovable, transmisión, distribución y electrificación del transporte, principalmente gracias a costos competitivos, rápida ejecución y condiciones de financiamiento atractivas.

La presencia china se ha expandido a lo largo de distintos segmentos del sector energético chileno, aunque bajo modalidades diferenciadas. Por una parte, empresas como JA Solar y Goldwind participan principalmente como proveedoras de equipamiento y tecnología para proyectos solares y eólicos, en especial hacia el norte de Chile y el desierto de Atacama. Por otra parte, compañías como SPIC, State Grid y China Southern Power Grid han fortalecido su presencia mediante la adquisición y operación de activos estratégicos de generación, transmisión y distribución, como Pacific Hydro, CGE y Chilquinta. Esta diferenciación refleja un patrón más amplio en el que la participación china combina la inserción en las cadenas globales de suministro de tecnologías renovables con inversiones orientadas al control y gestión de infraestructura energética existente.²⁰

De la misma manera, la infraestructura de transmisión se ha convertido en una de las áreas más estratégicas de participación china en Chile. La adquisición de Compañía General de Electricidad (CGE) por parte de State Grid Corporation of China le otorgó a la estatal china control sobre la mayor distribuidora eléctrica privada del país, con presencia en 14 regiones y una participación superior al 40% del mercado nacional de distribución.²¹ La operación también reflejó el reemplazo progresivo de capital europeo por capital chino en segmentos estratégicos de infraestructura energética regional, dado que CGE pertenecía previamente a la empresa energética española Naturgy.²²

La adquisición generó además un amplio debate público sobre las implicaciones de que una empresa estatal extranjera controlara una porción significativa de la infraestructura eléctrica nacional. La Organización de Consumidores y Usuarios de Chile (ODECU) intentó impugnar sin éxito la aprobación de la operación por parte de la Fiscalía Nacional Económica, mientras que un grupo de diputados presentó un proyecto de reforma constitucional orientado a establecer mecanismos de revisión y control de la inversión extranjera en sectores estratégicos. En este sentido, la compra de CGE por State Grid marcó uno de los primeros episodios en que las inversiones chinas comenzaron a ser discutidas en Chile no solo desde una perspectiva económica, sino también en términos de seguridad, autonomía estratégica y consideraciones geopolíticas.²³

Cabe mencionar también la línea de transmisión Kimal–Lo Aguirre, desarrollada por el consorcio Transelec junto con China Southern Power Grid.²⁴ Considerada una de las obras de integración eléctrica más importantes del país, la línea busca resolver los problemas de conexión y distribución entre las zonas de alta generación solar del norte y los principales centros urbanos e industriales de la zona central, facilitando la incorporación de nueva capacidad renovable al sistema eléctrico nacional.²⁵ Varios de los entrevistados señalaron que este tipo de inversiones posiciona a empresas chinas dentro de segmentos particularmente sensibles de la infraestructura energética chilena.²⁶

En el sector de movilidad eléctrica también se observa una presencia significativa de fabricantes chinos, especialmente en el transporte público urbano. La expansión de la flota eléctrica de Santiago y de algunas ciudades regionales ha estado asociada a una oferta amplia de empresas chinas, entre ellas Zhongtong, Yutong, King Long, BYD, Foton y Fencer. Según estudios recientes en 2025, Zhongtong y Yutong concentraron conjuntamente más del 70% de las ventas de buses eléctricos en Chile, lo que confirma la centralidad de los fabricantes chinos en este segmento.²⁷

Sobre este punto, el 85% de los entrevistados vinculó directamente la electromovilidad con la transición energética, mientras que el 71% identificó a China como el actor extranjero más influyente en este sector. También señalaron que los proveedores chinos han sido decisivos en el desarrollo del transporte público electrificado a gran escala. Al mismo tiempo, algunos entrevistados advirtieron que la creciente concentración de tecnología china en buses, baterías e infraestructura de carga podría limitar la diversificación tecnológica y reducir el espacio para el desarrollo industrial local.²⁸

Sin desestimar la relevancia de las empresas chinas en el sector energético chileno, el mismo es más diversificado en términos de participación extranjera que el de muchos países vecinos. Empresas europeas como Engie,²⁹ Celeo Redes³⁰ y Elecnor³¹ mantienen posiciones relevantes en generación, transmisión e infraestructura energética, mientras inversionistas institucionales como el fondo neerlandés APG poseen participaciones significativas en algunos de los principales activos de transmisión del país.³² Esta diversidad de inversionistas contribuye a evitar una dependencia excesiva de un solo socio, incluso mientras las empresas chinas expanden su presencia en segmentos críticos de la transición energética chilena.

Dada la importancia del cobre tanto para la economía chilena como para las cadenas globales de suministro vinculadas a la transición energética, también resulta relevante considerar la presencia china en este sector. En Chile, dicha presencia se manifiesta a través del comercio, la demanda de materia prima y la integración en cadenas de suministro, más que mediante la propiedad directa de activos mineros. Aunque este patrón responde a una combinación de factores históricos, regulatorios y empresariales —y no necesariamente a una estrategia deliberada de exclusión—, contrasta con el caso de Perú, donde empresas chinas controlan algunos de los principales proyectos cupríferos del país. Esta diferencia subraya la diversidad de modalidades mediante las cuales China participa en la minería sudamericana, así como la especificidad del modelo chileno de gobernanza y apertura del sector.

En el plano financiero, China ocupa una posición mucho menos dominante en Chile, un claro contraste con países como Argentina, Brasil y Ecuador, donde el financiamiento de bancos chinos ha mantenido una participación activa y de gran volumen. Concretamente, investigaciones recientes muestran que en materia de infraestructura energética, Chile no registró préstamos de bancos chinos entre 2001 y 2020, mientras sí recibió financiamiento de bancos liderados por Estados Unidos y organismos multilaterales.³³ Sin embargo, la mayoría de los entrevistados señaló que la principal ventaja comparativa de las empresas chinas en Chile no radica en el acceso directo a financiamiento ni en la influencia política, sino en su capacidad para combinar costos competitivos, manufactura a gran escala y ofertas integradas que incluyen financiamiento asociado a proveedores y servicios de ingeniería, procura y construcción (EPC), fortaleciendo así su posición en licitaciones de infraestructura y energía.³⁴

En síntesis, el caso chileno pone de manifiesto una modalidad de inserción china distinta a la observada en otros países sudamericanos. A diferencia de Argentina, Ecuador o Brasil, donde el financiamiento estatal chino y las relaciones intergubernamentales han desempeñado un papel relevante en la expansión de proyectos energéticos, la presencia china en Chile se ha desarrollado principalmente a través de mecanismos de mercado y competencia empresarial. Aunque las empresas chinas han logrado posiciones significativas en generación renovable, transmisión eléctrica y electromovilidad, lo han hecho dentro de un entorno caracterizado por reglas estables, licitaciones competitivas y una elevada diversidad de inversionistas extranjeros. Como resultado, la participación de China en la transición energética chilena ha derivado principalmente de la capacidad de sus empresas para competir en costos, tecnología y escala, configurando un patrón de inserción económica más cercano a la lógica de mercado que a las dinámicas de cooperación intergubernamental que han caracterizado su presencia en otros países de la región.

La matriz energética colombiana se encuentra dominada por combustibles fósiles, representando poco más de tres cuartas partes del suministro total de energía primaria. El petróleo, por sí solo, constituye el 43,3% de la matriz, la segunda participación más alta entre los seis países analizados, sólo por detrás de Ecuador. El gas natural aporta 21,3% y el carbón 13,8%, convirtiendo a Colombia en el único país del grupo donde los tres principales combustibles fósiles mantienen una presencia significativa dentro de la oferta energética. Las energías renovables representan 21,7%, principalmente a través de hidroelectricidad (9,6%) y biomasa tradicional como leña y bagazo (10%).

Del mismo modo, la demanda energética colombiana está concentrada en sectores intensivos en el uso de combustibles fósiles. El transporte constituye el principal consumidor energético con 38,7% de la demanda total, dependiendo casi exclusivamente de gasolina y diésel. La industria, junto con la agricultura, representa 29,5%, utilizando ampliamente gas natural para procesos térmicos y combustibles fósiles para actividades intensivas en calor, como cemento y acero. El sector residencial representa 19%, impulsado por el elevado uso de gases licuados de petróleo (GLP) para cocinar junto con electricidad para electrodomésticos y servicios domésticos. La predominancia de combustibles líquidos en transporte y gas en industria explica por qué la dependencia fósil continúa tan arraigada dentro del sistema energético colombiano.

La hidroelectricidad es el pilar del sistema eléctrico colombiano, aportando aproximadamente el 63% de la generación total en 2024. Los combustibles fósiles representaron la mayor parte del resto, principalmente gas natural (19,2%) y carbón (11,5%). La energía eólica permanece marginal, con menos del 1%, mientras que la solar, aunque todavía limitada, ha crecido rápidamente durante los últimos años y representa cerca del 4% de la generación eléctrica.

Los patrones de consumo eléctrico se encuentran distribuidos equitativamente entre los sectores residencial, industrial y comercial/público, una característica que comparte con Argentina dentro del grupo de países analizados. El sector residencial representa 31,7% de la demanda eléctrica total, seguido por la industria con 26,9%, mientras que el sector comercial y público concentra 22,9% del consumo. El consumo eléctrico resulta consistente con el peso equilibrado de los distintos sectores en la economía nacional. El transporte representa un marginal 0,13% de la demanda eléctrica, evidenciando que la electrificación de la movilidad es uno de los principales espacios de expansión potencial para el consumo eléctrico. Cabe señalar, sin embargo, que las estadísticas oficiales también incluyen un 17,6% del consumo en la categoría "uso no identificado", una proporción inusualmente elevada frente al resto de los países analizados que limita una caracterización más precisa de la demanda eléctrica por sectores.

Más allá de la hidroelectricidad, la incorporación de otras fuentes renovables ha avanzado a un ritmo considerablemente más lento. Si bien proyectos solares y eólicos comienzan a expandirse —como la energía solar flotante en Córdoba y proyectos eólicos comunitarios en La Guajira—,¹⁶ su contribución sigue siendo marginal dentro del sistema eléctrico nacional.

La mayoría de los entrevistados coincidieron en que la infraestructura de transmisión ha quedado rezagada frente al avance de los proyectos, generando cuellos de botella que retrasan la incorporación de nueva capacidad y perpetúan la dependencia de generación térmica de respaldo. "Los paneles están listos, pero la red no", sintetiza uno de los especialistas consultados.¹⁷ Aprovechar plenamente el potencial solar (≈30 GW) y eólico (≈32 GW) de Colombia requerirá una expansión sostenida de infraestructura de transmisión, almacenamiento y modernización de redes.¹⁸

Observado el panorama en su totalidad, los patrones de consumo eléctrico muestran un margen considerable para avanzar en la electrificación del transporte y la industria, así como en una mayor incorporación de renovables no hidroeléctricas. Este potencial es especialmente visible en La Guajira, que concentra algunos de los mejores recursos eólicos y solares del país.¹⁹

La participación de empresas chinas en el sector energético colombiano se ha concentrado principalmente en proyectos de hidrocarburos, energías renovables, movilidad eléctrica e infraestructura de transmisión. Si bien su presencia sigue siendo menor que en otros mercados latinoamericanos, han ganado visibilidad durante los últimos cinco años.

En energía solar, la estatal PowerChina ha estado vinculada al desarrollo de diez proyectos fotovoltaicos que suman aproximadamente 567 MW, convirtiéndose en uno de los actores chinos más visibles dentro del mercado colombiano de energías renovables.²⁰ Aunque esta cifra incluye proyectos en distintas fases de desarrollo y no corresponde íntegramente a capacidad instalada en operación, permite dimensionar la relevancia de la empresa en un país que, para mayo 2026, contaba con aproximadamente 3.300 MW de capacidad solar fotovoltaica instalada.²¹ Entre estos proyectos destaca el parque Tepuy de 108 MWp en Caldas, uno de los desarrollos solares de mayor escala impulsados por una empresa china en el país.²²

Al igual que en otros países de la región, la expansión de la energía solar en Colombia ha estado acompañada por una fuerte presencia de proveedores chinos a lo largo de la cadena de suministro. Como señaló Defelipe: "casi el 100% de los paneles fotovoltaicos de Colombia son chinos, la tecnología, la entrada, todo, y eso ya implica dependencia en mantenimiento y operación".²³ El desarrollo de capacidades industriales domésticas en este ámbito sigue siendo prácticamente inexistente.

En materia de movilidad eléctrica, los entrevistados identificaron el sector transporte como uno de los principales desafíos de descarbonización de largo plazo debido a su fuerte dependencia de derivados del petróleo.²⁴ Aunque Colombia cuenta con una estrategia nacional de promoción de la movilidad eléctrica respaldada por instrumentos como la Ley 1964²⁵ de 2019 y la Estrategia Nacional de Movilidad Eléctrica,²⁶ los avances más visibles se han concentrado en Bogotá y Medellín, donde los gobiernos locales han liderado la electrificación del transporte público.²⁷

Las empresas chinas han desempeñado un papel central en este proceso. BYD, por ejemplo, suministra alrededor del 96% de los buses eléctricos en operación en el país,²⁸ lo que ha contribuido a posicionar a Colombia entre los líderes latinoamericanos en la electrificación del transporte público.²⁹ Más recientemente, la empresa automotriz china anunció el ensamblaje de buses y camiones eléctricos en Colombia mediante alianzas con empresas locales, una iniciativa que apunta a incorporar mayores niveles de valor agregado nacional y refleja una evolución gradual más allá de la simple importación de vehículos.³⁰

La presencia china también se extiende al todavía reducido mercado privado de vehículos eléctricos. En 2025, BYD concentró por sí sola el 52,4% de las nuevas matriculaciones nacionales de vehículos eléctricos, mientras que otros fabricantes chinos, como Chery, han ampliado su participación.³¹

La participación china en el sector energético colombiano también se extiende a grandes proyectos de infraestructura eléctrica. El caso más emblemático es Hidroituango, la mayor central hidroeléctrica del país. Como se mencionó anteriormente, el proyecto ha estado marcado por años de retrasos, accidentes, sobrecostos y controversias públicas. Aunque su desarrollo ha sido liderado por actores colombianos, empresas y entidades financieras chinas han desempeñado un papel relevante en distintas etapas del proyecto. Su estructura de financiamiento incluyó la participación del Industrial and Commercial Bank of China (ICBC) mediante un vehículo administrado por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID).³² Asimismo, la más reciente ampliación fue adjudicada al consorcio integrado por las firmas Yellow River, de China, y la colombiana Schrader Camargo, lo que refleja la expansión gradual de la participación china en segmentos estratégicos de la infraestructura energética colombiana.³³

Vale destacar, como subrayan todos los entrevistados en Colombia, que la mayoría de los problemas de gobernanza y operación de Hidroituango precedían ampliamente la participación china.³⁴ Aun así, el proyecto ilustra cómo las empresas chinas han terminado asociadas a proyectos de infraestructura altamente politizados y visibles, heredando no solo oportunidades comerciales, sino también los riesgos reputacionales generados por estructuras de gobernanza fragmentadas y conflictos recurrentes alrededor de grandes obras de infraestructura.

Esta dinámica también puede observarse en la Línea 1 del Metro de Bogotá, adjudicada en 2019 a un consorcio liderado por China Harbour Engineering Company (CHEC) y Xi'an Metro.³⁵ Se trata de una obra largamente esperada para una ciudad de alrededor de ocho millones de habitantes que, pese a registrar algunos de los mayores niveles de congestión vehicular del mundo,³⁶ no cuenta con un sistema de metro. Precisamente por ello, el proyecto se ha politizado profundamente, con retrasos recurrentes, disputas de diseño y tensiones entre autoridades locales y nacionales que han intensificado el escrutinio sobre la participación china.

Los entrevistados señalaron que los principales riesgos alrededor de estos proyectos derivan menos de la conducta de las empresas chinas que de la débil coordinación institucional colombiana, estructuras regulatorias fragmentadas y mecanismos inconsistentes de consulta ambiental y comunitaria. Como resumió uno de los entrevistados: "las empresas chinas entregan rápido y barato, pero nuestras instituciones son lentas y fragmentadas. El riesgo no es China; es nuestra incapacidad para gestionar la complejidad".³⁷

La situación en el departamento La Guajira ofrece un ejemplo ilustrativo de estos desafíos. Conflictos con comunidades indígenas, complejos procesos de licenciamiento ambiental y riesgos de seguridad asociados a grupos armados ilegales han contribuido a retrasar numerosos proyectos eólicos y solares.³⁸ A ello se suman las limitaciones de transmisión que enfrenta una región históricamente periférica al sistema eléctrico nacional, dificultando la integración de nueva capacidad renovable a gran escala.

Los entrevistados señalaron que las empresas chinas enfrentan esencialmente los mismos desafíos operativos que otras compañías extranjeras. Pese a ello, debido a la creciente visibilidad geopolítica de China en un país históricamente alineado con Estados Unidos, los proyectos retrasados o controvertidos con participación china suelen interpretarse desde una óptica geopolítica más que como manifestaciones de las debilidades estructurales de gobernanza colombiana. Al mismo tiempo, algunos especialistas advirtieron que una mayor dependencia tecnológica respecto a empresas chinas en sectores como energía, minería y transporte podría eventualmente complicar las relaciones con Estados Unidos.³⁹

En comparación con varios países vecinos, el sector energético colombiano presenta una mayor diversificación en términos de participación extranjera. Empresas europeas como Enel mantienen posiciones relevantes en renovables y transmisión, mientras Isagen —respaldada por capital canadiense— controla importantes activos hidroeléctricos como San Carlos. Estados Unidos, por su parte, se ha concentrado principalmente en cooperación técnica más que en inversión directa. Dentro de este contexto, China sigue siendo un actor emergente más que dominante. No obstante, su rápida expansión en movilidad eléctrica, generación solar e infraestructura estratégica le otorga una visibilidad que supera crecientemente su cuota actual de mercado y apunta a un importante potencial de expansión futura.

La oferta total de energía primaria de Ecuador es fuertemente dependiente de combustibles fósiles. En 2024, el petróleo y sus derivados representaron alrededor del 70% de la oferta, la proporción más alta entre los seis países analizados y muy por encima del promedio regional. Colombia, el segundo país del grupo en dependencia petrolera, obtuvo el 43% de su energía primaria del petróleo. Argentina y Perú también dependen ampliamente de combustibles fósiles, pero su consumo energético gira principalmente en torno al gas natural. Ecuador destaca así como el caso más intensivo en petróleo del grupo. La hidroelectricidad aportó 18,3%, el gas natural 5,7%, y todas las demás fuentes renovables combinadas —biomasa, solar y eólica— apenas alcanzaron el 5,3%.

En cuanto a patrones de consumo, el transporte absorbe más de la mitad de la demanda energética final de Ecuador (56%), la proporción más alta entre los seis países analizados. Perú aparece en segundo lugar con 44%, mientras que el resto de los casos se ubica por debajo del 40%. Esta concentración refleja el peso del transporte terrestre y la fuerte dependencia de diésel y gasolina, lo que convierte al sector en el principal factor detrás del consumo interno de derivados del petróleo. La industria le sigue con 17,2%, impulsada por actividades intensivas en energía como cemento, procesamiento de alimentos, cerámica y manufactura, altamente dependientes de combustibles fósiles para generación térmica y procesos industriales. El consumo residencial, con 13,6%, es el más bajo de los seis países. Esta estructura de consumo tiene implicaciones importantes para la seguridad energética del país: aunque Ecuador es exportador neto de hidrocarburos y cuenta con una industria petrolera robusta, aún depende fuertemente de importaciones de combustibles refinados para satisfacer la demanda interna, ya que produce y exporta principalmente crudo pesado proveniente de la región amazónica,¹⁵ mientras que las principales refinerías del país enfrentan problemas de obsolescencia tecnológica y frecuentemente operan por debajo de su capacidad.¹⁶

El sector eléctrico ecuatoriano muestra un panorama favorable: en 2024, cerca del 65,58% del suministro nacional provino de fuentes renovables. La hidroelectricidad —que aporta el 63,45% de la generación total— constituye la columna vertebral del sistema, mientras que el bagazo (1,29%), la energía eólica (0,63%), la solar (0,11%) y el biogás (0,10%) suman en conjunto apenas 2,13% adicional. Por su parte, la generación basada en hidrocarburos alcanza el 30,77%, distribuida entre fuel oil (11,20%), diésel (9,27%), petróleo (5,32%), gas natural (4,33%) y crudo reducido (0,65%). Finalmente, la electricidad importada —principalmente desde Colombia— añade un 3,56% adicional al abastecimiento nacional.

Los patrones de consumo eléctrico de Ecuador muestran una combinación de predominio industrial y demanda diversificada. La industria concentra el 41,00% del consumo total de electricidad, seguida por los sectores residencial (28,58%) y comercial y público (26,66%). Un 3,59% adicional corresponde a otros sectores no desagregados en la fuente, mientras que el transporte representa apenas 0,17% de la demanda eléctrica y el consumo agrícola resultó prácticamente nulo en 2024. Esta distribución adquiere especial relevancia cuando se contrasta con la matriz energética nacional, donde el transporte absorbe más de la mitad del consumo final de energía. La diferencia evidencia que una parte importante de las actividades productivas y urbanas ya depende de la electricidad, mientras que el transporte se sustenta casi exclusivamente en combustibles derivados del petróleo. Desde la perspectiva de la transición energética, ello sugiere que los mayores espacios para la expansión del consumo eléctrico se encuentran en la electrificación de la movilidad, más que en los sectores que actualmente concentran la demanda de electricidad.

Como se señaló anteriormente, el sistema eléctrico ecuatoriano depende fuertemente de un número reducido de grandes centrales. Con 1.500 MW de capacidad instalada, Coca Codo Sinclair es la central hidroeléctrica de mayor potencia del país. No obstante, su aporte efectivo a la generación varía según la hidrología, el caudal disponible, las restricciones operativas, la presencia de sedimentos y los problemas técnicos acumulados desde su entrada en operación en 2016. Por ello, no debe evaluarse únicamente por potencia instalada, sino por disponibilidad real y energía efectivamente generada.

En 2024, Coca Codo Sinclair aportó aproximadamente el 31,7% de la generación hidroeléctrica nacional. Junto con el complejo Paute Integral —integrado por las centrales Mazar, Molino y Sopladora— concentró más de dos tercios de la generación hidroeléctrica del país. Sumado a una participación cercana al 20% de generación termoeléctrica basada en fuel oil y diésel, el sistema eléctrico ecuatoriano presenta una elevada vulnerabilidad frente a shocks hidrológicos y a la volatilidad de los mercados internacionales de combustibles.

Paradójicamente, Ecuador posee un importante potencial solar y eólico aún subdesarrollado. A lo largo de la última década, factores como la limitada inversión, la incertidumbre regulatoria y las dificultades para materializar nuevos proyectos ralentizaron la expansión de estas tecnologías.¹⁷ Dicho esto, en los últimos años han surgido señales de mayor dinamismo. Entre ellas destaca el proyecto fotovoltaico La Ceiba, ubicado en la provincia de Loja, concebido para alcanzar una capacidad total de hasta 1.500 MW y cuya primera fase prevé la instalación de 200 MW. De concretarse, se convertiría en la planta solar más grande del país. A pesar de estos avances, las energías renovables alternativas continúan teniendo una presencia limitada dentro del sistema eléctrico ecuatoriano, mientras que sus perspectivas de expansión a largo plazo permanecen inciertas.

La convergencia entre necesidades fiscales urgentes, afinidades políticas y mecanismos de financiamiento opacos contribuyó a consolidar una relación particularmente profunda entre Ecuador y China durante los años del presidente Correa (2007–2017). La relación bilateral se estructuró principalmente a través de acuerdos Estado-a-Estado que facilitaron el financiamiento y la ejecución de grandes proyectos de infraestructura, en un contexto donde la negociación y toma de decisiones se concentraron fuertemente en el Poder Ejecutivo.¹⁸

Lo que inicialmente comenzó como una fuente alternativa de financiamiento y un socio alineado con la estrategia internacional del gobierno de Correa evolucionó gradualmente hacia una presencia cada vez más amplia en la construcción de infraestructura estratégica, tanto vial como energética. Actualmente, empresas y bancos chinos mantienen presencia en prácticamente toda la cadena de valor del sector eléctrico ecuatoriano, desde el financiamiento y construcción de centrales de generación hasta el desarrollo de infraestructura de transmisión y nuevos proyectos solares y eólicos.¹⁹

En primer lugar, las empresas estatales chinas desempeñaron un papel central en la expansión hidroeléctrica ecuatoriana. Sinohydro construyó la represa Coca Codo Sinclair;²⁰ China Gezhouba Group participó en la construcción de la central Sopladora;²¹ y una subsidiaria de la estatal Three Gorges estuvo a cargo de las obras civiles de Toachi-Pilatón.²² Como afirma Carolina Viola, estos proyectos fueron estructurados mediante contratos llave en mano que concentraron diseño, adquisición, construcción y, en algunos casos, financiamiento de firmas estatales chinas.²³

Aunque este modelo transformó la infraestructura eléctrica ecuatoriana y expandió rápidamente la capacidad hidroeléctrica, también consolidó una marcada dependencia de proveedores y tecnología china. Al mismo tiempo, la combinación entre contratos de gran escala, mecanismos de supervisión deficientes y una elevada concentración de decisiones en el Ejecutivo nacional facilitó la aparición de controversias asociadas a sobrecostos, fallas constructivas, conflictos laborales, denuncias de corrupción e impactos ambientales.

Según la ONG Fundación Mil Hojas, "los riesgos económicos y tecnológicos asociados a la participación china en la transición energética ecuatoriana se reflejan en la presencia sistemática de sobrecostos, con proyectos cuyos presupuestos se duplican o incluso triplican, así como en una dependencia tecnológica total que impide una transferencia efectiva de conocimiento".²⁴ Mil Hojas también señaló que la baja calidad de construcción obligó al Estado ecuatoriano a destinar nuevos recursos para reparar o completar proyectos, citando la central Toachi-Pilatón como un caso emblemático en el que el contratista chino incumplió la entrega, dejando a una empresa rusa la tarea de concluir la obra.²⁵

Este incumplimiento contribuyó a retrasos prolongados en el cronograma del complejo. Parte de la infraestructura, correspondiente a una de las dos centrales (Sarapullo), entró en operación una década después de lo previsto inicialmente, mientras la culminación de la segunda central (Alluriquín) se extendió por aproximadamente catorce años.²⁶

Los bancos de política chinos desempeñaron un rol fundamental en estos proyectos. Entre 2010 y 2020, Ecuador recibió más de USD 18.000 millones en préstamos, una parte significativa de ellos vinculada a proyectos energéticos y de infraestructura. El Export-Import Bank of China y el China Development Bank otorgaron líneas de crédito con menos condicionamientos de gobernanza que los acreedores multilaterales, utilizando frecuentemente mecanismos de repago ligados a exportaciones petroleras.²⁷

La modalidad de financiamiento respaldada por recursos naturales no solo restringió el margen de maniobra fiscal de Ecuador, sino que también contribuyó a una dinámica de refinanciamiento en la que nuevos préstamos se volvieron crecientemente necesarios para gestionar obligaciones existentes.

El caso más simbólico y controvertido viene siendo el proyecto Coca Codo Sinclair. Construido por Sinohydro y financiado por bancos de política chinos, fue concebido como un ejemplo insignia de la cooperación bilateral sino-ecuatoriana. Pese a ello, como señala la académica ecuatoriana Carolina Viola, el proyecto se convirtió en un caso "emblemático de los impactos ambientales y estructurales derivados de la participación china en Ecuador".²⁸ El proyecto fue ejecutado en una zona ecológicamente sensible, generando daños importantes a ecosistemas locales y comunidades indígenas, así como una severa erosión de la cuenca del río Coca que ha afectado rutas de transporte hacia la Amazonía.

La central también ha enfrentado persistentes problemas técnicos, incluyendo grietas en turbinas y abrasión por sedimentos, que condujeron al gobierno ecuatoriano a iniciar un arbitraje internacional contra Sinohydro.²⁹ Para Viola, este caso ilustra algunas de las tensiones inherentes a la relación China–Ecuador, particularmente cuando grandes proyectos de infraestructura se desarrollan bajo esquemas contractuales poco transparentes y con capacidades de supervisión limitadas.³⁰ En ese contexto, los costos sociales, ambientales y financieros tienden a recaer de manera desproporcionada sobre el país receptor.

En abril de 2026, Ecuador abandonó su disputa legal con la constructora china tras alcanzar un acuerdo que incluye una compensación de aproximadamente USD 400 millones, de los cuales USD 200 millones serían en efectivo y USD 200 millones destinados a proyectos de generación eléctrica,³¹ además de la transferencia de la operación y mantenimiento de Coca Codo Sinclair a la empresa china por un período de 25 años. Bajo el acuerdo, PowerChina —casa matriz de Sinohydro— asumiría las reparaciones asociadas a las fallas estructurales detectadas en la central.³²

Adicionalmente, en el caso de los proyectos energéticos, las condiciones de financiamiento frecuentemente incentivaban o requerían la contratación de empresas y proveedores chinos. Este esquema permitió movilizar recursos y capacidades técnicas con rapidez, pero también redujo la competencia en los procesos de contratación y reforzó la dependencia de tecnología, equipos y conocimientos especializados provenientes de China. Los entrevistados identificaron consistentemente esta combinación entre financiamiento y ejecución como la principal ventaja sobre otros actores internacionales, pero también como el principal riesgo de la participación china.³³

A medida que la participación china se expandió más allá de las grandes hidroeléctricas hacia sectores como la energía solar, el transporte eléctrico y otros ámbitos de la transición energética, también se amplió la presencia institucional y diplomática de China en Ecuador. Esta evolución convirtió la relación energética en un componente cada vez más visible de los vínculos bilaterales. Viola señala que "la diplomacia china desempeña un papel activo en la promoción de sus empresas en Ecuador mediante patrocinios oficiales, acuerdos y estrategias mediáticas. Las agencias gubernamentales financian campañas de visibilidad para mejorar la imagen de las empresas y proyectos chinos".³⁴

La coordinación entre la embajada china, las empresas estatales y los medios chinos ilustra cómo Beijing despliega un modelo Estado-a-Estado que combina promoción de inversiones, mensaje político y asistencia al desarrollo. Aunque el modelo ha contribuido a movilizar capital rápidamente, también ha profundizado la opacidad de los acuerdos bilaterales y desdibujado la línea entre participación comercial y política.

Existe una desconexión evidente entre los compromisos oficiales de transparencia, la supervisión pública y las prácticas reales de contratación en la forma en que se han gestionado los grandes contratos energéticos con China. La mayoría de los acuerdos con las empresas y la banca del país asiático fueron negociados directamente a través de canales ejecutivos, eludiendo mecanismos ordinarios de contratación pública y supervisión parlamentaria. Esta concentración de poder facilitó una rápida implementación a la vez que debilitó la supervisión, la rendición de cuentas y la confianza pública. No obstante, evaluar esta relación exclusivamente desde sus déficits institucionales ofrece una visión incompleta.

A pesar de todos los problemas y controversias documentadas, las plantas construidas por empresas chinas ampliaron considerablemente la capacidad de generación eléctrica del país, redujeron las importaciones de electricidad y permitieron exportaciones estacionales de energía hacia Colombia y Perú. Como resultado, la hidroelectricidad representa hoy aproximadamente el 70% de la generación eléctrica ecuatoriana, situando a Ecuador muy por encima del promedio mundial en generación renovable. El resultado fue una transformación profunda del sector energético que fortaleció la capacidad de generación del país, pero que también consolidó vulnerabilidades de largo plazo en materia de estabilidad fiscal, autonomía tecnológica, transparencia institucional y gobernanza ambiental. Estas vulnerabilidades emergieron de la interacción entre las modalidades de financiamiento e inversión promovidas por China y las debilidades institucionales que caracterizaron la planificación, contratación y supervisión de los proyectos estratégicos ecuatorianos.

En 2023, la matriz energética peruana estuvo dominada por los combustibles fósiles, que representaron cerca del 80% del suministro total de energía primaria. El gas natural y los líquidos asociados a su producción constituyeron el principal componente de la oferta energética nacional, aportando aproximadamente el 56,7% del total, la participación más alta entre los seis países analizados. El petróleo y sus derivados representaron otro 21,8%, mientras que el carbón mantuvo una presencia marginal de apenas 1,9%. Esta configuración convirtió a Perú, junto con Argentina, en uno de los dos casos del estudio donde la dependencia de los combustibles fósiles se articuló principalmente alrededor del gas natural y no del petróleo.

La centralidad del gas natural responde principalmente al desarrollo del complejo de Camisea, el principal yacimiento gasífero del país y uno de los proyectos energéticos más importantes de las últimas décadas. La producción doméstica de gas ha permitido reducir parcialmente la exposición de Perú a la volatilidad de los mercados internacionales de hidrocarburos. Dicho lo anterior, la limitada capacidad nacional de refinación implica una dependencia relevante de combustibles importados, aunque en niveles inferiores a los observados en Ecuador.

Las fuentes renovables representaron aproximadamente una quinta parte de la oferta total de energía primaria. La hidroelectricidad aportó 9,9%, mientras que la biomasa representó alrededor de 8,9%. No obstante, gran parte de esta biomasa correspondió a fuentes tradicionales como leña, carbón vegetal y bagazo, utilizadas principalmente en hogares rurales y actividades industriales de baja eficiencia. La energía eólica y la solar mantuvieron participaciones todavía marginales dentro de la matriz energética, con apenas 0,43% y 0,34%, respectivamente. Al igual que en Colombia, la participación de las energías renovables dentro de la matriz primaria fue considerablemente menor de lo que podría sugerir el peso de la hidroelectricidad en la generación eléctrica.

Los patrones sectoriales de consumo ayudan a explicar la persistencia de esta dependencia de los combustibles fósiles. En 2023, el transporte representó el principal sector consumidor, concentrando aproximadamente el 44,3% de la demanda energética total, la segunda participación más alta entre los seis países analizados, solo por detrás de Ecuador. La industria y la minería representaron conjuntamente 28,9% del consumo final, impulsadas principalmente por el uso de gas natural para procesos térmicos y actividades productivas intensivas en energía. El sector residencial absorbió 17,7% de la demanda energética, mientras que los sectores comercial y público representaron 5,4% y 1,3%, respectivamente. Esta estructura de consumo evidencia que los principales desafíos de descarbonización en Perú se concentran en el transporte y en los sectores industriales intensivos en energía.

La matriz eléctrica peruana presenta una composición considerablemente más diversificada y menos intensiva en carbono que la matriz energética general del país. En 2023, las fuentes renovables representaron el 53,4% de la generación eléctrica nacional. La hidroelectricidad constituyó la principal fuente de generación con 46,8% del total, seguida por la energía eólica (3,8%), la solar (1,8%) y la biomasa (1%). Los combustibles fósiles representaron el 46,6% restante, dominados casi exclusivamente por el gas natural, que aportó 44,1% de la electricidad generada. El diésel y el fuel oil mantuvieron participaciones marginales de 1,9% y 0,6%, respectivamente.

Los patrones de consumo eléctrico reflejan el peso de las actividades productivas dentro de la economía peruana. En 2023, la industria y la minería concentraron conjuntamente el 58,1% de la demanda total de electricidad, convirtiéndose por amplio margen en el principal sector consumidor. El sector residencial representó 20,1% del consumo eléctrico, seguido por las actividades comerciales y públicas con 18,6%. Por el contrario, el transporte absorbió apenas 0,2% de la electricidad consumida en el país, reflejando el escaso grado de electrificación de la movilidad peruana. La elevada participación de la industria y la minería distingue a Perú de la mayoría de los países analizados y refleja la importancia de los sectores extractivos dentro de su economía. Esta estructura ha convertido a las grandes empresas mineras en actores cada vez más relevantes para la evolución del sector eléctrico, particularmente a través de su demanda de nueva capacidad de generación y de contratos de suministro de largo plazo. Al mismo tiempo, la reducida participación del transporte en el consumo eléctrico pone de relieve el amplio margen existente para avanzar en la electrificación de la movilidad como parte de una estrategia más amplia de reducción de emisión de gases de efecto invernadero.²¹

La presencia china en la transición energética peruana se manifiesta principalmente a través de su creciente participación en la minería, la distribución eléctrica y las cadenas de suministro tecnológicas. Esta trayectoria se ha desarrollado en paralelo a la profundización de los vínculos económicos entre ambos países, particularmente desde la entrada en vigor del Tratado de Libre Comercio (TLC) entre Perú y China en 2010.

Las preferencias arancelarias contempladas en el TLC han contribuido al crecimiento del comercio bilateral, especialmente en minerales y metales, consolidando la centralidad de los sectores extractivos dentro de la relación económica entre ambos países.²² Sin embargo, varios de los entrevistados señalaron que el acuerdo carece de disposiciones ambientales y sociales modernas y que una eventual actualización debería incorporar estándares más robustos en materia de sostenibilidad, transparencia y gobernanza.²³

La minería constituye el principal punto de encuentro entre la presencia china y la transición energética peruana. Las exportaciones de cobre y zinc generan una parte importante de los ingresos fiscales del país, mientras que la actividad minera absorbe aproximadamente un tercio de la demanda eléctrica nacional. Esto convierte al sector en uno de los principales motores de la economía peruana y, al mismo tiempo, en un actor central dentro de cualquier estrategia de transición energética.²⁴ Empresas chinas como MMG en Las Bambas y Chinalco en Toromocho ocupan posiciones centrales dentro de este sector.

El caso más emblemático es la mina de cobre Las Bambas, operada por MMG desde su adquisición a Glencore en 2014.²⁵ Ubicada en el sur del país, es una de las mayores minas de cobre del mundo, con una capacidad de producción cercana a las 400.000 toneladas anuales y una contribución aproximada del 15% a la producción nacional de cobre.²⁶ La transferencia de propiedad se produjo en un contexto marcado por disputas sociales y ambientales no resueltas. Por su parte, el Estado peruano permitió que la operación avanzara sin mecanismos adecuados de supervisión ni consulta previa a las comunidades afectadas, una falla que, como se detalla más adelante, derivó en conflictos prolongados.

Como explicó uno de los expertos entrevistados, "en el contexto peruano, la transición energética expone tensiones estructurales profundas vinculadas a la presencia china y a casos emblemáticos como Las Bambas, donde el cambio de propiedad sin consulta previa desató conflictos prolongados y reveló la incapacidad del Estado para garantizar una transición justa".²⁷

Cabe destacar que esta dinámica no es exclusiva de las empresas chinas. La misma refleja la forma en que industrias extractivas de distintos orígenes operan en contextos caracterizados por déficits persistentes de gobernanza, expectativas sociales insatisfechas y mecanismos insuficientes de gestión de conflictos. Lo que distingue el caso chino es la combinación de financiamiento respaldado por el Estado y coordinación diplomática que suele acompañar estos proyectos, integrándolos dentro de una relación bilateral más amplia.

Como señala Cynthia Sanborn, especialista en relaciones Perú-China, "los chinos están en minería; tienen siete proyectos significativos en la cartera del Ministerio, cinco de ellos ya operativos. También tienen activos solares y eólicos en Marcona a través de la compra de Luz del Sur, que ya tenía proyectos renovables".²⁸ Esta observación ilustra cómo la presencia china en Perú conecta actividades que suelen analizarse por separado. La minería, la generación renovable y la infraestructura eléctrica forman parte de una misma red de inversiones vinculadas tanto a la producción de minerales estratégicos como al suministro energético necesario para su extracción y procesamiento.

La expansión china también ha alcanzado segmentos estratégicos del sector eléctrico. En 2020, China Yangtze Power, perteneciente al grupo Three Gorges, adquirió Luz del Sur a la estadounidense Sempra Energy. Cuatro años después, China Southern Power Grid completó la compra de Enel Perú, incluyendo sus operaciones en Lima. Esta operación constituyó la mayor adquisición china en el sector energético peruano hasta la fecha y otorgó a empresas estatales chinas el control de las dos principales distribuidoras eléctricas de la capital.

Como resume Sanborn, "las dos principales distribuidoras y generadoras en Lima están ahora bajo control chino".²⁹ Más allá de la participación de mercado, estos activos proporcionan ingresos regulados estables y una posición estratégica de largo plazo dentro del mercado eléctrico más importante del país. Al mismo tiempo, permiten a las empresas chinas consolidar su presencia en uno de los segmentos más rentables y políticamente relevantes del sistema energético peruano.

Su presencia en generación se concentra principalmente en proyectos hidroeléctricos y solares específicos, frecuentemente desarrollados mediante contratos de ingeniería, procura y construcción (EPC) liderados por empresas como PowerChina. Estos esquemas suelen combinar financiamiento, construcción y suministro tecnológico, reduciendo costos y acelerando plazos de ejecución.

Su ventaja competitiva no radica únicamente en los costos. Como sostuvo el periodista Jack Lo: "Son más tolerantes al riesgo y flexibles en la práctica. Volviendo a Las Bambas, ¿qué empresario quiere invertir en un negocio lleno de problemas, aunque sea una de las minas de cobre más grandes del mundo? Ellos asumen el riesgo, se adaptan a las condiciones locales y, si ven una oportunidad de ganancia, la persiguen de todos modos".³⁰ Esta disposición a operar en entornos caracterizados por incertidumbre política, conflictividad social o debilidades institucionales ha permitido a las empresas chinas expandirse en sectores donde otros inversionistas internacionales suelen mostrarse más reacios.

La presencia china también es visible en las cadenas de suministro asociadas a la transición energética. Al igual que todos los otros países del estudio, Perú depende ampliamente de módulos solares y otros componentes fabricados en China.

A pesar de esta expansión, la estructura del sistema eléctrico peruano demuestra que las empresas chinas no dominan el sector. La infraestructura de transmisión, uno de los principales cuellos de botella para la integración de nuevas energías renovables, permanece controlada principalmente por empresas colombianas, españolas y brasileñas como ISA, Redeia, Acciona, Alupar y Atlantica.³¹ Esta diversificación de operadores reduce la capacidad de cualquier actor extranjero para ejercer una influencia determinante sobre la planificación de largo plazo del sistema. En conjunto, la presencia china no redefine por sí sola la transición energética peruana, pero sí amplifica las tensiones inherentes a un modelo basado en la extracción de recursos y en capacidades estatales limitadas. Más que un actor externo disruptivo, China opera como un acelerador de dinámicas ya presentes: concentración sectorial, dependencia de minerales estratégicos y vulnerabilidades en la gobernanza. En última instancia, el caso peruano sugiere que la transición energética del país está guiada más por las estructuras políticas y económicas locales que por el origen de las inversiones extranjeras.