El objetivo principal de este trabajo es determinar el óptimo de inversiones de generación en sistemas de potencia con características similares a la de los países de América Latina para diferentes niveles de integración hidroeléctrica y capacidad de almacenamiento. Se destaca que en 2019 la generación hidroeléctrica representó aproximadamente el 50% de la demanda de electricidad en la región. Debido a las diferencias en las características de los recursos naturales, principalmente el recurso eólico y solar, a los efectos de este estudio se divide América Latina en las regiones de Cono Sur, Región Andina y Centro América. La región Cono Sur está integrada por Argentina, Río Grande do Sul y Uruguay, la región Andina está integrada por Chile, Bolivia, Perú, Ecuador y Colombia, y Centro América por Panamá, Costa Rica, Nicaragua, El Salvador, Honduras y Guatemala. Se realizó un relevamiento de la capacidad hidroeléctrica instalada, histórico y evolución de caudales, curva de demanda, costos de instalación de las diferentes tecnologías, recurso eólico, irradiación y disponibilidad de combustibles fósiles en América Latina. Para cada región, se modela el recurso hídrico considerando datos globales de10 años históricos anuales de generación y capacidad hidroeléctrica instalada, y datos de caudales anuales y mensuales de un país de cada región. Se observa que, la evolución anual en la región Andina y Cono Sur es similar, mientras que en Centro América es más pronunciada la época seca y húmeda. La demanda de electricidad se modela a partir de datos históricos de Colombia (Región Andina), Uruguay (Cono Sur) y El Salvador (Centro América). Los costos de instalación de la generación eólica y solar fotovoltaica se basan en datos históricos y proyecciones internacionales de costos publicadas por IRENA (Agencia Internacional de Energías Renovables). En el mediano y largo plazo, la producción de energía de estas tecnologías es altamente predecible, pero en contrapartida la principal dificultad que presenta son las variaciones en el muy corto plazo. En este sentido, las centrales hidroeléctricas con capacidad de regulación pueden contribuir a mitigar los efectos adversos de estas fluctuaciones de muy corto plazo. El recurso eólico y solar se modela a partir de datos del Global Wind Atlas, Global Solar Atlas e información pública y datos históricos disponibles de cada región de América Latina. El recurso eólico, según la región, presenta mayores diferencias que el solar en cuanto a los factores de planta y evolución a lo largo del año. La región Cono Sur es la que presenta los mejores factores de planta eólicos, mientras que la región Andina en las zonas cercanas al desierto de Atacama presenta los mejores factores de planta para el desarrollo de la energía solar fotovoltaica. Se consideran 3 escenarios de costos de combustibles: Precios Bajos, Precios Medios y Precios Altos, que están asociados a la disponibilidad de suficiente gas natural autóctono, al uso de gas natural licuado y a la operación con derivados de petróleo respectivamente. La optimización se realizó con la plataforma SimSEE (Simulación de Sistemas de Energía Eléctrica) y el módulo de Planificación de Inversiones de Generación PIGOddFace. Este modelo permite representar en forma adecuada el sistema con sus recursos estocásticos y usar un paso de simulación de tiempo acorde. Todos los costos/precios considerados en este estudio están expresados en dólares constantes de 2020. Se considera una tasa de actualización de 10%3 y no se consideran impuestos. Para cada región se consideran 12 escenarios de potencia/almacenamiento hidroeléctrico. La potencia hidroeléctrica instalada puede ser 60%, 40% y 20% del pico de demanda y la capacidad de almacenamiento: algunas horas, 1 semana, 3 meses o 1 año. Los resultados de las expansiones óptimas muestran, como era de esperar, que en la medida que los precios de los combustibles fósiles aumentan, se incrementa la participación de la generación eólica y solar. En países con disponibilidad de gas natural autóctono (precios de combustible bajos) la integración óptima de las energías renovables no convencionales (ERNC) es muy baja o incluso nula, en contrapartida en países que las centrales térmicas operan con derivados de petróleo la integración es muy alta. En sistemas con poca capacidad de almacenamiento, la evolución diaria de la generación eólica y solar fotovoltaica con relación a la curva de demanda, juegan un rol más importante que en sistemas con mayor capacidad de almacenamiento. Para las mismas hipótesis de precios de combustible, costos de tecnologías y capacidad hidroeléctrica, el óptimo varía según la región considerada. En Cono Sur, el recurso eólico es muy bueno y la expansión con generación eólica predomina, mientras que en la región Andina en las zonas aledañas al desierto de Atacama la generación solar fotovoltaica es la predominante. En la Fig. 1 se muestra para cada país de América Latina la clasificación por capacidad hidroeléctrica instalada, el precio del combustible y los resultados de la tecnología de expansión preponderante. En el caso de Brasil, la tecnología de expansión preponderante varía según la región, en este caso se consideró solo la región de Río Grande do Sul y precios de combustibles medios. El estudio no considera los costos de inversión de las centrales hidráulicas ya que en su gran mayoría éstas ya están construidas. En un caso particular que se quiera analizar si una inversión hidráulica es conveniente, se deberá adicionar su costo al costo de abastecimiento del estudio de expansión óptima y se deberá verificar que el total sea menor que el costo de las alternativas. Si bien no se incluyen metas ni beneficios económicos asociados a la reducción de CO2, en los sistemas con precios de combustible fósil medio y alto hay una reducción considerable en las emisiones. La adición de estos beneficios podría marcar una diferencia en la expansión de los sistemas que disponen de gas natural autóctono. En conclusión, salvo en sistemas con precios de combustibles muy bajos, la generación eólica y solar fotovoltaica son alternativas de expansión muy competitivas. A mayor capacidad de almacenamiento aumenta la participación de ERNC. El óptimo del mix de generación varía según la región. En los casos de una alta integración de ERNC se deben realizar estudios de flexibilidad y estabilidad del sistema de potencia para garantizar su correcto funcionamiento.