El panorama energético global en 2025 estuvo marcado por una acumulación de perturbaciones sin precedentes que redefinieron las prioridades de los gobiernos. Las disrupciones en las cadenas de suministro tras la pandemia de Covid-19, la invasión rusa de Ucrania, las restricciones comerciales sobre minerales críticos, las temperaturas extremas y los conflictos que afectan a grandes proveedores de energía se sucedieron como ondas de choque durante los últimos cinco años. Estos eventos reactivaron preocupaciones de seguridad energética de larga data y expusieron nuevas vulnerabilidades sistémicas. En respuesta, se desencadenó un período excepcionalmente activo de formulación de políticas energéticas, comparable en intensidad a las respuestas que siguieron a las crisis del petróleo de los años setenta. Hoy, medidas de emergencia para gestionar perturbaciones en el suministro de petróleo y gas están legalmente vigentes en 60 países, y naciones que representan el 95% de las importaciones mundiales de petróleo han adoptado legislación de reservas estratégicas. El conflicto en Medio Oriente, cuya escalada durante 2026 llevó a la decisión colectiva del 11 de marzo de liberar 400 millones de barriles de reservas de emergencia de la Agencia Internacional de Energía (AIE), demostró que los fundamentos institucionales construidos desde los años setenta han fortalecido la capacidad de respuesta, aunque ningún país permanece completamente blindado.

En términos fiscales, el gasto gubernamental en energía se duplicó entre 2019 y 2025, alcanzando aproximadamente 405.000 millones de dólares anuales, equivalentes al 1,4% del gasto público total. Este incremento estuvo impulsado en gran medida por las medidas de asequibilidad adoptadas durante la crisis energética de 2022, que desembolsaron alrededor de 220.000 millones de dólares en subsidios a hogares, aproximadamente diez veces los niveles previos a la crisis. Sin embargo, este auge no estuvo exento de ineficiencias: solo el 25% de las intervenciones de corto plazo se dirigió a los hogares más vulnerables, lo que aumentó la presión sobre las cuentas nacionales. A pesar de las revisiones presupuestarias de 2025, que redujeron el gasto energético proyectado en unos 110.000 millones de dólares anuales respecto a estimaciones anteriores, gracias en parte a la derogación de créditos fiscales en Estados Unidos y al fin del instrumento europeo de recuperación, los niveles de gasto siguen siendo considerablemente superiores a los de la década pasada. Este panorama refleja una tensión estructural entre la necesidad de sostener la transición energética y las restricciones fiscales que enfrentan los gobiernos en un entorno de alta volatilidad.

En paralelo a las tensiones financieras, la regulación de la eficiencia energética experimentó en 2025 su primera caída histórica en cobertura y exigencia desde que se establecieran los primeros estándares mínimos de desempeño energético en la década de 1970. Las reformas regulatorias del año, especialmente las promovidas por Estados Unidos a través de la llamada Ley One Big Beautiful Bill, relajaron normas de economía de combustible para vehículos de pasajeros y eliminaron penalidades corporativas relacionadas con el consumo promedio de flotillas. Estas modificaciones afectaron aproximadamente a un quinto de los usos finales cubiertos por estándares de eficiencia a nivel mundial. Además, la Unión Europea retrasó el cumplimiento de sus normas de emisiones para vehículos nuevos y postergó la implementación del Sistema de Comercio de Emisiones 2 del año 2027 al 2028. Si se proyectan estos cambios hacia 2030, la cobertura y exigencia global de los estándares habrían crecido un 50% sin las medidas de retroceso; con ellas, el crecimiento esperado se reduce al 30%. Esta tendencia, aunque justificada en algunos casos por la presión sobre el costo de vida y la competitividad industrial, expone a consumidores y empresas a una mayor vulnerabilidad ante futuras oscilaciones en los precios de la energía.

Frente a este retroceso normativo, los compromisos climáticos globales tampoco ofrecen una señal más ambiciosa. Al 27 de marzo de 2026, más de 130 países habían presentado nuevas contribuciones determinadas a nivel nacional (NDC) en el marco del Acuerdo de París, con la mayoría estableciendo metas para 2035. No obstante, el ritmo de mitigación que implican estas nuevas NDC no supera al de la ronda anterior presentada en Glasgow. De cumplirse los compromisos incondicionales, las emisiones energéticas globales seguirían creciendo un 0,4% anual hasta 2035, y solo descenderían un 0,3% de cumplirse además los compromisos condicionales. Esto representa una desaceleración respecto a las tendencias históricas, pero también un retroceso frente a la ambición que habían señalado las NDC de 2021. Con 65 países aún sin presentar sus nuevas metas y con Estados Unidos retirado del Acuerdo de París desde enero de 2026, el escenario climático para el sector energético apunta a un período de transición más lento y complejo del que se había anticipado, en el que la urgencia geopolítica y la presión sobre los costos continúan dominando la agenda sobre los objetivos de sostenibilidad a largo plazo.

Para leer más ingrese a:

https://www.iea.org/reports/state-of-energy-policy-2026

https://iea.blob.core.windows.net/assets/130be844-3b4b-4e2e-b6f4-0f217929e9ae/StateofEnergyPolicy2026.pdf

La energía solar fotovoltaica es hoy la fuente de generación eléctrica de más rápido crecimiento en el mundo, con más de 500 gigavatios instalados solo en 2024. En el Caribe esta tendencia es especialmente pronunciada: El 90% de las empresas eléctricas de la región generan o despachan energía solar como parte de su mix de generación, y varias islas operan con más del 90% de energía solar, respaldada por baterías de ion de litio. Sin embargo, esta expansión acelerada coexiste con una amenaza geográfica permanente: los huracanes. La temporada de 2017, con Irma, Harvey y María, expuso de manera brutal tanto las vulnerabilidades como las posibilidades del sector, algunos sistemas en las Islas Vírgenes Británicas, Turks y Caicos y Puerto Rico sobrevivieron con vientos sostenidos de más de 290 kilómetros por hora, mientras que otros en las mismas zonas colapsaron por completo. Lo que distinguió a los sistemas supervivientes de los que fallaron no fue el azar ni la intensidad del viento, sino decisiones específicas de diseño, ingeniería e instalación tomadas mucho antes de que llegara la tormenta.

Partiendo de ese punto de inflexión histórico, y enriquecido por la investigación de campo de tres instalaciones de paneles en tierra impactadas por el huracán Beryl en julio de 2024, el huracán categoría 5 más temprano registrado en el Atlántico Norte, el informe Solar Under Storm III actualiza y profundiza un conjunto de prácticas recomendadas para hacer más resilientes los sistemas fotovoltaicos de montaje en tierra. Las inspecciones en Carriacou, Union Island y Mayreau, todas en las Granadinas, revelaron un contraste revelador: La instalación de Mayreau había sido construida siguiendo los estándares previos de Solar Under Storm, con postes de doble fundación, pernos pasantes con hardware resistente a la vibración y bajo ángulo de inclinación. Su subestructura resistió completamente el embate del huracán, cada poste, corriente y conexión se mantuvo en su lugar. No obstante, aproximadamente el 70% de los módulos fallaron en los orificios del marco por fatiga de baja frecuencia cíclica, un modo de falla que no había sido documentado en ediciones anteriores. Este hallazgo ilustra con precisión la lógica del informe: fortalecer los eslabones débiles identificados en tormentas anteriores inevitablemente revela el siguiente eslabón más frágil de la cadena. Las instalaciones en Carriacou y Union Island, por su parte, mostraron los patrones ya conocidos de falla (clips de sujeción compartidos, tornillos autoperforantes, rieles de aluminio tipo T, falta de soporte lateral), modos que en Carriacou fueron responsables de más del 50% del daño al sistema.

De estos hallazgos se desprenden recomendaciones técnicas organizadas en dos categorías: especificaciones y colaboración. En cuanto a las especificaciones, se exige el uso de módulos de alta carga (4.000 Pa de resistencia a la elevación), ingeniería estructural conforme a la norma ASCE 7 con cálculos sellados por ingeniero y ajustados a las condiciones específicas del sitio, incluyendo el factor topográfico Kzt que amplifica las presiones del viento en terrenos con pendiente o crestas, un aspecto frecuentemente omitido en los cálculos estándar. Tanto en Union como en Carriacou, la topografía circundante sugería valores de Kzt superiores a 1, lo que habría incrementado significativamente las cargas de diseño reales. Adicionalmente, se recomienda el uso de pernos pasantes con tuercas de seguridad tipo Nyloc en lugar de clips superiores compartidos, la sustitución total de tornillos autoperforantes, y la incorporación de placas de respaldo especializadas (como el StormPlate™) que distribuyen la carga de manera uniforme sobre el marco del módulo, incrementando la resistencia a la fatiga cíclica hasta 450 veces respecto a las arandelas redondas convencionales. También se desaconsejan los seguidores solares en zonas con vientos de categoría 3 o superior, y se recomienda hardware diseñado para 25 años de exposición a la corrosión marina. En la dimensión colaborativa, el llamado es a que fabricantes de módulos y estructuras realicen pruebas estáticas y dinámicas representativas de vientos de 290 kilómetros por hora, superiores al estándar actual de categoría 5, y que el sector construya una comunidad internacional de aprendizaje compartido entre instaladores, ingenieros, reguladores y propietarios de sistemas expuestos a vientos extremos.

Subyacente a todas estas recomendaciones hay una premisa que atraviesa el análisis de cabo a rabo: La resiliencia energética de las islas no puede separarse de la resiliencia física de las instalaciones solares. A medida que las comunidades insulares se vuelven más dependientes del sol para su electricidad cotidiana, proteger esas infraestructuras frente a los mismos fenómenos climáticos que justifican la transición energética deja de ser una opción técnica y se convierte en una condición estructural de la soberanía energética. Construir bien desde el principio, con ingeniería rigurosa, materiales adecuados y supervisión de calidad en obra, es lo que determina si los paneles solares siguen generando energía al día siguiente del huracán o se convierten en escombros voladores que amplifican el daño.

Para leer más ingrese a:

https://rmi.org/insight/solar-under-storm-hub/

https://rmi.org/wp-content/uploads/dlm_uploads/2025/06/rmi-june-2025_islands-solar-under-storm-III.pdf

El Programa de Transiciones de Energía Limpia (CETP) de la Agencia Internacional de Energía (AIE) representa uno de los esfuerzos más ambiciosos y articulados de cooperación energética multilateral en la actualidad. Fundado en 2017, su razón de ser es acortar la distancia entre el análisis técnico y la acción concreta en materia de política energética, especialmente en economías emergentes y en desarrollo. Para ello, opera bajo tres pilares interdependientes: el apoyo directo a las transiciones nacionales, el fortalecimiento de la coordinación multilateral y la producción de análisis e información a escala global. Durante 2025, el programa respaldó casi 350 reuniones bilaterales de alto nivel con tomadores de decisiones, más de 700 talleres e intercambios técnicos con cerca de 13.000 participantes, 26 eventos de formación de capacidades con más de 1.700 profesionales de política energética, y publicó o mejoró más de 200 informes, documentos de política y productos de datos.

La magnitud de esas cifras cobra sentido al examinar la naturaleza de los desafíos que el CETP aborda en cada región. En India, el trabajo se concentró en acelerar la integración de energías renovables (el país alcanzó el 50% de capacidad instalada proveniente de fuentes no fósiles antes de lo proyectado) y en establecer marcos de colaboración sobre minerales críticos y eficiencia energética en edificios, industria y transporte. En Indonesia, el programa apoyó el desarrollo de estándares ambiciosos de economía de combustible para camiones pesados y marcos regulatorios para emisiones mineras, además de respaldar el financiamiento de 6 GW de almacenamiento energético. En Brasil, la AIE publicó una revisión de política energética a solicitud del gobierno, contribuyó al lanzamiento del Compromiso Belém 4x, orientado a cuadruplicar la producción de combustibles sostenibles, y apoyó la Plataforma de Inversión Brasil para escalar la inversión en energía limpia; estos logros se reflejaron en la solicitud formal de Brasil para ingresar como país miembro de la AIE en 2025. Más al norte, en África Subsahariana, la región con mayor participación presupuestaria dentro del Pilar I, el CETP financió revisiones de política energética en Etiopía, Kenia y Mozambique, y avanzó en la planificación de inversiones para cocción limpia en Kenia y Sudáfrica, un tema que también escaló hacia el G20 con la aprobación del Plan Voluntario de Acción de Inversión en Infraestructura. En Oriente Medio y Norte de África, el trabajo incluyó evaluaciones de resiliencia climática y apoyo a políticas de reducción de emisiones de metano en Argelia, Egipto, Iraq y Libia.

Estas intervenciones nacionales no operan de manera aislada, sino que se retroalimentan permanentemente con los otros dos pilares del programa. Bajo el Pilar II, el CETP canalizó los hallazgos analíticos hacia foros multilaterales como el G7, el G20 y la COP, contribuyendo a construir el momentum político necesario para que los compromisos globales, como los acordados en la COP28 de triplicar la capacidad renovable y duplicar el ritmo de mejoras en eficiencia energética para 2030, se traduzcan en revisiones concretas de los planes nacionales de clima y energía. El apoyo a la Presidencia brasileña de la COP30 y el trabajo de seguimiento de las contribuciones determinadas a nivel nacional constituyeron dos de las líneas más intensas de este pilar. Mientras tanto, el Pilar III sostuvo el rigor técnico de toda la operación: la digitalización de sistemas energéticos, la reducción de emisiones de metano, con el Global Methane Tracker como herramienta central, el análisis de minerales críticos y la producción de datos estadísticos para 156 países y 35 agregados regionales mantuvieron la base de evidencia que alimenta tanto el diálogo global como las decisiones de política interna en los países socios.

Todo este andamiaje se sostiene, finalmente, con un financiamiento basado en contribuciones voluntarias de 16 donantes entre gobiernos, organismos internacionales y fundaciones privadas. El gasto del CETP ascendió a aproximadamente 24 millones de euros en 2025, un incremento del 5% respecto al año anterior, con el 66% del presupuesto concentrado en el Pilar I, el 22% en el Pilar III y el 12% restante en el Pilar II. El contenido del programa alcanzó más de 6,5 millones de vistas en la página web de la AIE entre 2022 y 2025, con usuarios provenientes de todos los continentes, y su boletín mensual sumó 260.000 suscriptores al inicio de 2026. Lo que estos datos ilustran, en conjunto con los avances sustantivos de política energética en cada región, es que el CETP ha logrado posicionarse no solo como un mecanismo de transferencia técnica, sino como un catalizador sistémico de la transición energética global: un programa que convierte análisis en acción, diálogo en compromisos y compromisos en resultados verificables sobre el terreno.

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https://www.iea.org/reports/clean-energy-transitions-programme-2025

https://iea.blob.core.windows.net/assets/bdc0c6cd-be46-4bd5-a592-dc2d7c6f6db0/CETPAnnualReport2025.pdf

La expansión de la infraestructura energética global ha experimentado una transformación sin precedentes durante el pasado ciclo anual, consolidando a las fuentes renovables como el componente predominante de la nueva capacidad eléctrica en todo el mundo. Al cierre de 2025, el inventario mundial de estas tecnologías registró un incremento de 692 gigavatios (GW), lo que representa una ampliación del 15,5% respecto al periodo anterior. Este dinamismo ha permitido que las alternativas sustentables alcancen el 49% del total de la potencia instalada en el planeta, aportando el 85,6% de todas las nuevas adiciones realizadas en el sistema. El impulso detrás de estas cifras se encuentra principalmente en el notable desempeño de las tecnologías solares y eólicas, las cuales demuestran una competitividad económica que supera de manera constante a las opciones térmicas convencionales, estableciendo marcas históricas que redefinen la trayectoria de la matriz energética internacional hacia un modelo menos dependiente del carbono.

Como consecuencia de este flujo constante de inversión y desarrollo, la tecnología solar fotovoltaica se ha posicionado como el motor principal de la transición, siendo responsable de casi tres cuartas partes de las nuevas instalaciones con un récord de 510 GW añadidos en solo doce meses. Por su parte, la industria eólica contribuyó significativamente con 159 GW adicionales, reforzando la tendencia hacia una diversificación que mitiga los riesgos asociados a la volatilidad de los precios de los combustibles fósiles. No obstante, a pesar de tales logros volumétricos, persisten condiciones técnicas que demandan atención para asegurar que estas fuentes se conviertan en el pilar definitivo del suministro, especialmente en lo relativo a la modernización de las redes de transmisión y la optimización de los sistemas de almacenamiento. Este crecimiento masivo resalta la importancia de gestionar la variabilidad intrínseca de los flujos naturales, buscando una integración que garantice la estabilidad operativa de los sistemas eléctricos nacionales a largo plazo, sin descuidar la resiliencia climática de las infraestructuras existentes.

Aunado a lo anterior, es posible identificar disparidades geográficas marcadas en la distribución de estos avances, puesto que el progreso se concentra en polos económicos específicos que cuentan con marcos regulatorios robustos. China, Estados Unidos y la Unión Europea concentraron una gran parte de la nueva capacidad, sumando entre ellos 550 GW, lo que equivale al 79,5% de toda la potencia instalada durante el ejercicio de 2025. En contraste, regiones como África representaron únicamente el 1,6% de las adiciones mundiales, a pesar de haber alcanzado un hito interno relevante con un aumento del 15,9% impulsado por naciones como Sudáfrica, Egipto y Etiopía. Asimismo, el Oriente Medio exhibió el crecimiento porcentual más robusto con un 28,9%, bajo el liderazgo de Arabia Saudita, mientras que los pequeños estados insulares apenas comprenden el 0,2% del total global. Esta asimetría evidencia que, si bien la tecnología está disponible y es económicamente viable, el flujo de capital y la ejecución de proyectos requieren una mayor democratización para alcanzar los objetivos de sostenibilidad en todas las latitudes de manera efectiva.

El panorama estadístico revela que la hidroelectricidad, aunque mantiene una base sólida de 1.285 GW totales, ha cedido protagonismo en términos de crecimiento frente a la solar y la eólica, añadiendo solo 7 GW en el último año. La bioenergía y la geotermia presentan avances moderados pero constantes, con incrementos de 4,4 GW y 0,2 GW respectivamente, desempeñando funciones específicas en la estabilidad de carga base para diversos mercados nacionales. La madurez alcanzada por el sector renovable sugiere que la meta de triplicar la capacidad global para 2030 es técnicamente posible, siempre que se superen los obstáculos relacionados con el financiamiento en economías emergentes y se agilicen los procesos de otorgamiento de permisos para megaproyectos. La transición no solo representa un cambio de fuente primaria, sino una reconfiguración total de la economía política de la energía, donde la descentralización y la eficiencia en el uso de los recursos naturales determinarán el éxito de las estrategias de descarbonización en las décadas venideras.

Para leer más ingrese a:

https://www.irena.org/Publications/2026/Mar/Renewable-capacity-statistics-2026

https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2026/Mar/IRENA_DAT_RE_capacity_statistics_2026.pdf

La participación de los consumidores en programas de respuesta a la demanda se ha convertido en un tema central para la modernización de las redes eléctricas. Estos programas buscan equilibrar el sistema en momentos de alta demanda, evitando inversiones costosas en infraestructura, pero su éxito depende de la disposición de los usuarios a involucrarse. Los datos muestran que cerca de una cuarta parte de los consumidores ya está inscrita o manifiesta alto interés en participar, lo que refleja una apertura significativa. Sin embargo, las motivaciones están ligadas a factores concretos: el impacto financiero, la comodidad y el control sobre los dispositivos. Los usuarios quieren claridad sobre los ahorros, la posibilidad de anular ajustes y la frecuencia de los eventos, lo que evidencia que la transparencia y la comunicación son determinantes para aumentar la confianza y la participación.

La disposición de los consumidores a permitir ajustes en sus electrodomésticos es amplia, abarcando desde lavavajillas y sistemas de climatización hasta calentadores de agua y enchufes inteligentes. Tanto en esquemas donde el usuario actúa manualmente como en aquellos donde el proveedor realiza ajustes automáticos, la aceptación es similar, lo que indica que el factor está en cómo se comunica y se gestiona la experiencia. Los consumidores valoran recibir notificaciones antes y después de cada evento, así como resúmenes mensuales o estacionales de su participación y beneficios. Este deseo de información constante refleja la necesidad de que los programas se diseñen con un enfoque centrado en el usuario, donde la percepción de control y la claridad sobre los resultados sean prioritarias.

El formato de los incentivos también influye en la participación. Los créditos en la factura eléctrica son la opción más atractiva, seguidos por tarjetas de regalo físicas o digitales. Aunque los incentivos en equipos de ahorro energético tienen menor preferencia, siguen siendo relevantes para un segmento de usuarios. Esta diversidad de preferencias sugiere que los programas deben ofrecer opciones flexibles que se adapten a distintos perfiles de consumidores. Además, la percepción de impacto comunitario, aunque menos mencionada, puede convertirse en un elemento diferenciador si se comunica de manera efectiva cómo la participación contribuye a la estabilidad del sistema eléctrico y al beneficio colectivo.

La respuesta a la demanda no depende únicamente de la tecnología, sino de la capacidad de diseñar programas que integren incentivos claros, comunicación transparente y flexibilidad en la participación. Los consumidores quieren ahorrar, mantener su comodidad y conservar el control sobre sus dispositivos, y están dispuestos a colaborar si se cumplen estas condiciones. La evidencia muestra que la aceptación es alta, pero requiere estrategias de comunicación y diseño que conviertan la curiosidad en compromiso sostenido. De esta manera, los programas de respuesta a la demanda pueden consolidarse como una herramienta efectiva para equilibrar la red, reducir costos y avanzar hacia un sistema energético más inteligente y participativo.

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https://smartenergycc.org/wp-content/uploads/2026/03/SECCs-Consumer-Understanding-of-Demand-Response-Snapshot-Slides.pdf

La implementación de mejoras energéticas en viviendas de alquiler plantea un conjunto de retos financieros y operativos que requieren soluciones creativas. Los propietarios suelen posponer las inversiones hasta momentos específicos como la refinanciación, la adquisición del inmueble o el fallo de equipos, lo que limita la posibilidad de planificar de manera proactiva. Además, el desajuste entre quién paga las facturas de servicios y quién asume los costos de las mejoras genera un problema de incentivos: si los inquilinos son quienes se benefician de la reducción en el consumo, los propietarios carecen de motivación para invertir. Este fenómeno, conocido como “split incentive”, se convierte en un obstáculo recurrente que debe ser abordado mediante programas de financiamiento y subsidios que alineen los beneficios entre ambas partes. En este sentido, los mecanismos de apoyo público y privado, como subvenciones, préstamos de bajo interés, esquemas de reparto de costos y aportes de capital, se combinan para conformar estructuras de financiamiento que permitan que las mejoras sean viables.

Las viviendas unifamiliares de alquiler presentan características particulares. Al tratarse de proyectos de menor escala, los costos son relativamente bajos y los propietarios suelen ser pequeños inversionistas con aversión al endeudamiento. Por ello, los incentivos estatales y locales, junto con programas de reparación de viviendas, resultan esenciales para reducir la carga financiera. Ejemplos en ciudades como Ann Arbor y Buffalo muestran cómo la combinación de subsidios y préstamos accesibles puede hacer que tecnologías más eficientes, como bombas de calor, sean incluso más económicas que las opciones tradicionales. Sin embargo, la necesidad de aportar capital inicial para acceder a los reembolsos sigue siendo un obstáculo, especialmente para propietarios con liquidez limitada. Estos casos ilustran cómo la estructura de financiamiento debe adaptarse a las condiciones específicas de cada mercado y tipo de propiedad.

En el caso de los edificios pequeños multifamiliares, que representan una parte significativa del parque de viviendas asequibles, las dificultades se amplían. Estos inmuebles, conocidos como NOAH (Naturally Occurring Affordable Housing), suelen carecer de subsidios y dependen de la capacidad de los propietarios para reunir recursos. Aunque las mejoras pueden aumentar el valor del edificio y reducir costos operativos, los periodos de recuperación son largos y la falta de incentivos directos desalienta la inversión. Programas como el Sustain Dane Efficiency Navigator en Wisconsin demuestran que la agregación de fondos federales, estatales, filantrópicos y de servicios públicos puede cubrir casi la totalidad de los costos, ofreciendo una vía para superar las limitaciones de capital y conocimiento de los pequeños propietarios. Este tipo de iniciativas evidencia que la coordinación interinstitucional es indispensable para lograr mejoras energéticas en propiedades con recursos limitados.

Las viviendas multifamiliares subsidiadas enfrentan un panorama distinto. Aunque cuentan con acceso a programas como el Crédito Fiscal para Viviendas de Bajos Ingresos (LIHTC) o las conversiones RAD, las restricciones regulatorias y los topes de renta limitan la capacidad de los propietarios para absorber nuevos costos. En estos casos, la integración de medidas de eficiencia energética debe alinearse con los calendarios de subsidios y las reglas de asignación de utilidades. Mecanismos como los contratos de desempeño energético permiten financiar mejoras con los ahorros futuros, pero su aplicación depende de regulaciones específicas y procesos administrativos complejos. A pesar de estas dificultades, la posibilidad de replicar mejoras a escala de portafolio y de aprovechar subsidios adicionales convierte a este segmento en un terreno fértil para innovaciones financieras. En conclusión, el éxito de las mejoras energéticas en viviendas de alquiler depende de la capacidad de diseñar estructuras de financiamiento adaptadas a cada tipo de propiedad, de superar el problema de incentivos divididos y de articular programas públicos y privados que permitan que los beneficios económicos y sociales se materialicen de manera sostenible.

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https://www.aceee.org/sites/default/files/pdfs/Funding-and-Financing-for-Rental-Home-Energy-Upgrades.pdf