Monthly: noviembre 2025

El 26 y 27 de noviembre, el Hotel Intercontinental de Santiago será sede de la cuarta edición de Future Energy Summit (FES Chile), consolidando su posición como el mayor encuentro estratégico de la región para el sector de energías renovables. 

Durante dos jornadas de sesiones de alto nivel, los principales referentes empresariales y gubernamentales debatirán las tendencias clave para acelerar la transición energética en la región.

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El evento contará con transmisión en vivo a través del canal oficial de YouTube de Future Energy Summit (FES) y será una nueva oportunidad para ampliar la cooperación entre el sector público y privado, con énfasis en tecnologías que permitan escalar el despliegue de renovables en contextos de alta penetración y congestión de redes.

El segundo día del evento – jueves 27 de noviembre – estará completamente enfocado en el desarrollo de soluciones de almacenamiento de energía, bajo el marco de la BESS Session, un bloque temático que abordará los retos de corto, mediano y largo plazo para integrar almacenamiento como componente estructural del nuevo paradigma energético regional.

La jornada se abrirá con un Desayuno de Networking VIP, encabezado por el Subsecretario de Energía de Chile, Luis Felipe Ramos Barrera, junto a altos ejecutivos de compañías tecnológicas, desarrolladoras, entidades financieras y organismos multilaterales. 

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Posteriormente, se desarrollarán paneles enfocados en el rol estratégico del almacenamiento como catalizador para la expansión renovable, la optimización del despacho eléctrico y la descarbonización efectiva de las matrices energéticas.

La BESS Session contará con la participación de referentes institucionales como Mauricio Bejarano, viceministro de Minas y Energía de Paraguay, y Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).

A ellos se sumarán referentes como José Tomás Ewing Soffia, senior sales manager de JA Solar, Vicente Walker, head of Trina Storage LAC de Trina Storage, Carlos Cabrera, managing partner de Sphera Energy, representantes de Sungrow, Nextracker y Clou Energy, además de Ricardo Garro, director comercial Latinoamérica de CATL, firma que será Storage Elite Partner de FES, reforzando su liderazgo en soluciones avanzadas de almacenamiento a gran escala.

La elección del enfoque responde al contexto de fuerte dinamismo en el mercado chileno, donde el almacenamiento ha ganado centralidad tanto en la planificación energética como en las decisiones de inversión. 

Actualmente, el 58% de la capacidad en construcción en Chile corresponde a sistemas BESS, superando los 10000 MW en desarrollo y anticipando objetivos que, oficialmente, se habían proyectado para una década más adelante. 

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Según datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Chile podría superar los 2 GW operativos en almacenamiento para enero de 2026, mientras que la capacidad instalada proyectada alcanzaría los 8,6 GW en 2027, por encima de la meta de 6 GW al año 2050.

La incorporación de baterías ya está generando impactos concretos en los costos marginales del sistema. Autoridades del gobierno han destacado que, gracias al almacenamiento, se ha logrado reducir en casi USD 100/MWh el costo marginal solar en determinadas subestaciones, mejorando la rentabilidad de los desarrollos solares y la eficiencia del sistema eléctrico.

En línea con otras ediciones regionales de FES, la edición chilena de 2025 proyecta una mirada estratégica desde el Cono Sur, integrando visiones regulatorias, técnicas y de negocio que permitan escalar soluciones de almacenamiento con impacto regional. 

Como en cada encuentro, se prevé una fuerte participación de actores del sector privado, organismos multilaterales, gobiernos y proveedores tecnológicos de primer nivel. Y además de los contenidos técnicos, FES Chile se destacará por ofrecer espacios de networking de alto valor, donde se promoverán alianzas y acuerdos clave para la ejecución de proyectos que fomenten la transición energética a nivel regional.

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La entrada El almacenamiento marcará el pulso del segundo día de FES Chile 2025 se publicó primero en Energía Estratégica.

La integración del almacenamiento energético al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de México comenzó a tomar forma con proyectos liderados por la Comisión Federal de Electricidad (CFE), mientras el sector privado impulsa soluciones híbridas asociadas a generación solar. Sin embargo, aún persisten desafíos clave en materia regulatoria y de monetización.

En diálogo con Energía Estratégica, Ricardo Fonseca Cornejo, ingeniero y analista independiente del sector, explicó que “CFE impulsó el almacenamiento como una herramienta de política pública para reforzar la confiabilidad del SEN, mientras que los privados lo ven como una solución estratégica para esquemas híbridos y aplicaciones industriales”.

Uno de los principales casos de esta política es Puerto Peñasco en Sonora. Un proyecto estatal que ya cuenta con 72 MW de baterías operativas en sus dos primeras fases, y su tercera etapa —actualmente en contratación— contempla 103 MW adicionales de tres horas de duración. “Este proyecto alcanzará 1.000 MWac de capacidad fotovoltaica y hasta 271 MW de almacenamiento entre todas sus etapas”, detalló Fonseca.

Del lado privado, las iniciativas se concentran en parques industriales y centros de datos en estados como Campeche, Hidalgo y Tamaulipas. En estos entornos, los desarrolladores integran baterías desde el diseño para aprovechar arbitraje energético, mitigar picos de demanda y garantizar resiliencia. “Hoy, los modelos más viables son el arbitraje energético y la resiliencia corporativa, especialmente en sectores con alta sensibilidad al suministro eléctrico”, señaló el especialista.

A nivel normativo, el Acuerdo A/113/2024, publicado en marzo de 2025, representó un avance decisivo al reconocer formalmente a los sistemas de almacenamiento dentro del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). No obstante, su implementación está supeditada a que el CENACE finalice, antes de marzo de 2026, la adecuación de los procedimientos de interconexión, despacho, operación y facturación.

Mientras tanto, existen todavía factores estructurales que dificultan el cierre financiero de nuevos proyectos. “Persisten vacíos que afectan la confianza de los inversionistas, en particular la ausencia de esquemas claros de remuneración para servicios auxiliares”, advirtió Fonseca.

Monetización pendiente y lecciones desde la región

En la actualidad, el costo nivelado del almacenamiento (LCOE) en México ronda los 120 dólares por MWh, dependiendo de la duración, configuración y servicios prestados por el sistema. Según representantes del sector, esta cifra acentúa la necesidad de contar con mecanismos de ingresos estables para garantizar la viabilidad económica de las inversiones.

La monetización de los servicios auxiliares sigue siendo una tarea pendiente. Fonseca sostuvo que “la evolución natural será pasar de esquemas implícitos a mecanismos de pago por desempeño, donde se reconozca la rapidez y precisión con que los sistemas de almacenamiento pueden responder en frecuencia, tensión o arranque en negro”. Para ello, será clave que las autoridades definan productos específicos, metodologías de medición claras y reglas operativas adaptadas a las capacidades de los SAE.

“Se necesitan reglas transparentes para seguir la energía cargada desde la red y garantizar que los ingresos estén bien calculados”, planteó el ingeniero, y advirtió que, sin ingresos predecibles y bancables, el almacenamiento no podrá consolidarse como actor estratégico en la operación del sistema.

En ese sentido Fonseca destacó las experiencias de Chile y Brasil como lecciones claras. “En el mercado chileno los proyectos escalaron cuando se crearon productos específicos como la capacidad firme o el desplazamiento solar, con ingresos explícitos y señales claras de mercado. En el caso de Brasil, el marco normativo favoreció la flexibilidad para que usuarios residenciales, comerciales e industriales integraran baterías en esquemas de generación distribuida y microrredes”, apuntó.

Gigafactorías, litio y T-MEC: una oportunidad industrial para México

Más allá de la dimensión técnica y de mercado, México cuenta con una oportunidad industrial clave en el contexto de la transición energética global. Fonseca considera que el país podría jugar un rol relevante en la cadena de valor de las baterías si articula algunos frentes como el acceso a minerales estratégicos como el litio en Sonora, su capacidad industrial y manufacturera consolidada y su posición geopolítica favorable bajo el T-MEC.

“El aprovechamiento del litio dependerá de resolver retos legales, tecnológicos y de financiamiento. En la parte industrial el país tiene  experiencia en cadenas automotrices y electrónicas que pueden escalar hacia el ensamble de módulos, packs y sistemas BESS. La tercera es la tecnológica y de reciclaje, con potencial para capturar valor en procesos de reutilización y en la integración de nuevas químicas de baterías.

 “Si México logra articular estas tres vertientes con certidumbre regulatoria e incentivos claros, podrá trascender la simple extracción de materias primas y consolidarse como un hub regional de producción y almacenamiento energético en la próxima década”, concluyó.  

La entrada CFE prepara proyectos de almacenamiento mientras privados apuestan por modelos híbridos en busca de señales de mercado se publicó primero en Energía Estratégica.

Las micro y pequeñas empresas (MYPE) de Perú podrán acceder al mercado libre de electricidad para contratar directamente su suministro, reduciendo así sus costos energéticos y mejorando su competitividad. La norma fue aprobada por insistencia en el Congreso, luego de que el Ejecutivo observara su impacto en el sistema eléctrico. La medida establece condiciones claras y un cronograma progresivo para su implementación hasta 2030.

El dictamen de insistencia aprobado en octubre de 2025 reúne cuatro iniciativas legislativas de distintas bancadas y tiene como fin fortalecer la productividad de las MYPE y promover la reactivación económica nacional. La norma dispone que aquellas empresas que cumplan con ciertos requisitos puedan negociar en el mercado libre en lugar de estar sujetas a tarifas reguladas.

“El objeto de esta ley es permitir a las MYPE reducir sus costos energéticos accediendo al mercado libre de electricidad, contribuyendo a su productividad y competitividad”, plantea la autógrafa aprobada por el Congreso. Esta decisión parte del reconocimiento de que el costo de la energía representa una carga estructural crítica para este segmento empresarial, que representa más del 99% de las unidades productivas del país y genera la mayor parte del empleo.

Para acceder al mercado libre, las empresas deben estar inscritas en el Registro Nacional de la Micro y Pequeña Empresa (REMYPE) y contar con una demanda anual mínima, que se irá reduciendo de forma progresiva. Entre 2026 y 2027 se exigirá una demanda mayor a 150 kW, entre 2028 y 2029 bajará a 100 kW, y desde 2030 será suficiente con superar los 50 kW, sin sobrepasar los 2500 kW.

“Esta transición gradual ofrece previsibilidad a los actores del mercado y asegura una adaptación ordenada del sistema eléctrico”, sostiene el dictamen del Congreso, que subraya que la medida se alinea con el marco normativo de la Ley 28832, orientada a garantizar un suministro eficiente.

La norma también define parámetros técnicos como la “máxima demanda anual” y la “máxima demanda mensual”, en base a los cuales se calcula la elegibilidad para ingresar al mercado libre. “El promedio de los valores más altos de demanda de los últimos doce meses será el criterio de acceso”, establece el artículo 3 de la ley.

Un punto central de la norma es la asociatividad entre MYPE, a través de consorcios o agrupaciones que compartan el mismo circuito eléctrico y que puedan sumar una demanda conjunta superior a los 2500 kW. Esta figura permitirá que empresas que por sí solas no alcanzarían el umbral puedan ingresar al mercado libre.

“El Estado promoverá la asociatividad entre MYPE para consolidar su demanda y facilitar su acceso al mercado libre, priorizando aquellas ubicadas en la misma zona o circuito eléctrico”, indica la ley. Estas asociaciones, si están legalmente constituidas, serán reconocidas como sujetos habilitados para contratar energía de forma conjunta.

Frente a la preocupación del Ejecutivo por los posibles riesgos financieros de esta figura, el Congreso subraya que la asociatividad ya está contemplada en la legislación nacional como una herramienta válida para mejorar la competitividad empresarial. Además, advierte que el reglamento podrá definir garantías y mecanismos de pago compartido para mitigar riesgos.

Otro componente clave de la norma es la capacitación. El Ministerio de la Producción y el Ministerio de Energía y Minas estarán encargados de diseñar programas formativos para explicar a las MYPE cómo funciona el mercado libre, cuáles son sus beneficios y qué requisitos deben cumplir.

“Las capacitaciones tendrán enfoque territorial y deberán ser técnicas pero accesibles, para que las empresas puedan tomar decisiones informadas”, señala el artículo 5 de la norma. Las acciones se realizarán en coordinación con gobiernos regionales, locales y entidades privadas, con el objetivo de asegurar una implementación efectiva.

La autógrafa también recibió observaciones del Poder Ejecutivo, que expresó preocupación por los efectos regulatorios y contractuales que podría generar la migración masiva de usuarios al mercado libre. Señaló posibles impactos en la cadena de pago, riesgos de sobrecontratación en las empresas distribuidoras y falta de justificación técnica.

“El nuevo umbral podría ser visto como discriminatorio hacia los usuarios con demanda menor a 50 kW”, advertía el Ejecutivo en el Oficio 176-2025-PR. También señaló que la reforma podría vulnerar la predictibilidad del sistema eléctrico.

Sin embargo, la Comisión de Energía y Minas rechazó estas observaciones y defendió la constitucionalidad y viabilidad de la medida. “La progresividad del cronograma garantiza seguridad jurídica, y existen mecanismos regulatorios ya vigentes para afrontar riesgos como la sobrecontratación”, argumenta el dictamen aprobado.

La insistencia fue respaldada por una mayoría del Congreso, incluyendo a los congresistas Wilson Soto Palacios, Ilich Fredy López Ureña, Hernando Guerra García Campos y Jorge Luis Flores Ancachi, autores de los proyectos legislativos que dieron origen a esta norma.

“Negar esta posibilidad bajo el argumento de riesgo perpetúa la desigualdad frente a los grandes consumidores que ya pueden negociar directamente sus tarifas”, manifiestan los impulsores de la ley.

Desde el Congreso se destacó además que la medida responde a experiencias regionales, como las promovidas por la CEPAL y la OCDE, que impulsan el acceso a servicios energéticos competitivos como estrategia de desarrollo productivo. El caso de Uruguay fue citado como referencia positiva.

Con esta decisión, el Perú avanza en una reforma que apunta a democratizar el mercado eléctrico, generar condiciones de competencia y fortalecer la base productiva de sus MYPE, en línea con los principios constitucionales de equidad, eficiencia y sostenibilidad.

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La entrada Perú habilita a las MYPEs a negociar electricidad en el mercado libre para bajar costos y aumentar su productividad se publicó primero en Energía Estratégica.

Los precios de la energía renovable en Perú se ubican entre los más competitivos de la región, con márgenes que van de 25 a 40 dólares por MWh, según expuso Guillermo Grande, CEO de EDF Perú, durante el Future Energy Summit (FES) Perú realizado el pasado 29 de septiembre en Lima.

El ejecutivo explicó que estos precios se sustentan en condiciones técnicas y geográficas privilegiadas. “La solar tiene centrales que tienen un factor de carga de 32%, eólicas 50-55% e hidroeléctricas 65-70%”, detalló.

 A esto se suman otros elementos que hacen viable el modelo. “Tienes buen sol, buen viento, buena cantidad de agua. Matemáticamente, a una buena tasa de financiamiento y con un buen CAPEX, los precios son competitivos”, sostuvo Grande.

Sin embargo, advirtió que este nivel de competitividad no se podrá sostener sin reformas regulatorias, de modo que se espera que en los próximos meses se publique el reglamento y sirva de «efecto exponenciador” que permita la entrada de nuevos actores en condiciones más libres.

“Estamos esperando ese cambio regulatorio para que ya explote la implementación de proyectos por desarrolladores independientes, que no necesiten salir a contratar con un incumbente para poder materializarse”, explicó.

“Tenemos una política energética nacional que creo que necesita una actualización, que merece una actualización. Perú no se puede dar el lujo de utilizar cinco años de vida y crecimiento del país para buscar un resultado”, agregó.

Y apuntó que el país debe consolidar un entorno normativo que garantice continuidad, competitividad y dinamismo.

EDF Perú ya opera y proyecta grandes inversiones para acompañar esta visión. Actualmente desarrolla dos proyectos renovables de 200 MW cada uno, en tecnologías solar y eólica. Además, lidera el despliegue de Amazonas Energía Solar, que instala plantas solares con almacenamiento en 10 ciudades de la Amazonia.

Entre los proyectos más relevantes se encuentra uno ubicado en Iquitos, que apunta a abastecer una ciudad de aproximadamente 100.000 personas. Y en generación firme, la compañía culminó la ejecución de la hidroeléctrica Huanchorro que hoy se encuentra en operación.

“El país tiene un buen potencial solar  y eólico, pero energía a las 24 horas renovable creemos que todavía es más consciente desde la hidroeléctrica”, planteó Grande. Para la compañía, una matriz equilibrada requiere respaldo firme que complemente lo intermitente.

En ese contexto, el almacenamiento adquiere una relevancia estratégica, especialmente en zonas donde el acceso es limitado. “Más de dos millones de peruanos viven en lugares donde no hay energía confiable. Entonces el almacenamiento ayuda a tener energía confiable, segura y asequible”, indicó.

Pero esta tecnología también necesita reglas claras que la hagan viable a gran escala en sistemas de almacenamiento. La expectativa es que se habilite un marco que permita combinar distintas fuentes de ingresos, tal como ocurre en otros mercados desarrollados.

Finalmente, el CEO de EDF Perú llamó a actuar con urgencia. “Una vez que tienes un precio de gas subsidiado, eso también tiene un efecto muy fuerte en el precio al cual tienes que referenciar”, planteó subrayando la oportunidad de consolidar un mercado competitivo existe, pero que requiere una regulación alineada con los desafíos actuales y futuros.

La entrada EDF Perú destaca precios de 25 a 40 USD/MWh y pide reglas que consoliden su competitividad se publicó primero en Energía Estratégica.

AES Colombia confirmó que el megaproyecto eólico Jemeiwaa Kai, desarrollado junto a Ecopetrol en La Guajira, iniciará su construcción en 2026. La iniciativa contempla cuatro parques eólicos con una potencia total de 549 MW en su primera etapa, conectados a través de la línea Colectora del Grupo Energía Bogotá, y se posiciona como una de las inversiones más ambiciosas del sector renovable colombiano.

Pero detrás del anuncio hay una visión más amplia: la apuesta de AES por una matriz híbrida y regionalmente integrada.

Durante el Future Energy Summit (FES) Colombia, el gerente comercial y de regulación de AES Colombia, Jhon Alberto Castillo Villamil, explicó que los grandes generadores están llamados a liderar la transición energética sin comprometer la fiabilidad o la confiabilidad del sistema.

“Es necesario tener portafolios diversificados, con energías de respaldo. Yo necesito hacer una combinación de fuentes de energía para incluso poder formar un concepto de complementariedad y de baterías naturales”, sostuvo el ejecutivo.

A partir de ese concepto, considera que es tarea de los grandes generadores, «por su capacidad de inversión», asumir los costos de innovación para el escalamiento tecnológico, iniciando la próxima etapa de la transición con una articulación efectiva entre generación, almacenamiento y redes.

Colombia se encuentra en un punto de inflexión: con una demanda en crecimiento, zonas interconectadas de forma desigual y una dependencia hídrica que exige diversificación urgente. En ese marco, AES busca consolidar un portafolio híbrido —eólico, solar, hidráulico y de almacenamiento— capaz de sostener la expansión industrial y regional del país.

El enfoque, insistió Castillo, no se limita a la eficiencia técnica. Requiere integrar desde el inicio criterios de sostenibilidad social y ambiental que refuercen la aceptación local de los proyectos.

“El desarrollo energético debe concebirse con una visión de territorio, de largo plazo y de confianza, no sólo desde la visión del cumplimiento de objetivos ambientales, sino que esto realmente se materialice en la generación de valor hacia las comunidades”, puntualizó.

Desde esa mirada, AES Colombia busca proyectar los futuros megaproyectos —como Jemeiwaa Kai— no solo como fuentes de nueva capacidad, sino como modelos de transición ordenada, donde la innovación tecnológica y la participación comunitaria convivan bajo un mismo objetivo: garantizar seguridad energética con impacto positivo en los territorios.

El desarrollo en La Guajira plantea desafíos estructurales que AES deberá sortear para concretar su visión. Además de las limitaciones en infraestructura eléctrica y vial, se da una compleja trama de relacionamiento social que exige estrategias de diálogo sostenido con las comunidades étnicas.

Estos factores han ralentizado el avance de los proyectos eólicos, pese al recurso de viento de clase mundial que caracteriza la zona y los proyectos aprobados superan los 2 GW de capacidad.

La entrada AES Colombia confirma el avance del megaproyecto eólico junto a Ecopetrol y refuerza su estrategia de diversificación energética se publicó primero en Energía Estratégica.

Alberto Cuter, vicepresidente para Latinoamérica e Italia de Jinko Solar, compartió su recorrido profesional y su visión actual del mercado fotovoltaico global en el marco de una entrevista exclusiva durante Future Energy Summit (FES) Perú.

Formado como ingeniero electrónico en el Politécnico de Milán, su primer trabajo fue en la Sociedad de Telecomunicación Italiana. Con tan solo 28 años lideraba un equipo de 300 técnicos, pero su vocación iba más allá de lo técnico. “Desde que era pequeño, yo quería hacer algo. A los 18 años organicé una reforestación en la ciudad donde nací y una noche, junto a 500 vecinos, plantamos 300 árboles ”, rememoró. 

Tras una etapa como empresario en el auge de las dotcom, su salto al mundo de las energías renovables no fue casual. “La telecomunicación empezó a ser muy aburrida, era solo control de coste. Así que empecé de cero”, explicó. Primero trabajó en una pequeña firma italiana, luego en Phoenix Solar y, finalmente, llegó a Jinko Solar, empresa que marcaría un punto de inflexión en su carrera.

Mire la entrevista completa con Alberto Cuter de Jinko Solar: https://www.youtube.com/watch?v=Qes53ionOLk

En 2010 ingresó como Sales Manager, y a los seis meses tomó el cargo de Country Manager. A los dos años, dirigía las ventas de Italia, Medio Oriente, África y América Latina. Pero las responsabilidades lo llevaron a replantear su rol. 

“Después de algunos años levanté la mano y dije: necesito estar cerca del mercado, ver lo que está pasando”, comentó. Así fue como en 2012 decidió concentrarse exclusivamente en América Latina e Italia, regiones que continúa liderando hasta hoy. 

El mercado fotovoltaico al límite: sobreoferta, recortes y el rol del almacenamiento

Con una visión crítica sobre la coyuntura actual del sector, Cuter advirtió que la industria fotovoltaica atraviesa una situación límite: “Todos los fabricantes de paneles están vendiendo abajo del coste desde hace casi un año. No se puede seguir así”. 

Y detalló que Jinko Solar redujo su plantilla de 50000 a 30000 empleados, principalmente en el área de producción. “En mi equipo no corté nada porque es el mínimo necesario. Pero la realidad es que la oferta es mucho mayor que la demanda”, remarcó.

Aunque Jinko tiene la espalda financiera para sostenerse, Cuter advirtió que muchas empresas medianas ya enfrentan dificultades. “La industria está creciendo, pero no podemos seguir mientras toda la supply chain pierde dinero”, agregó.

Para el ejecutivo, el modelo de negocio ya no se sostiene solo con módulos. “Una planta solar sin batería va a perder dinero. Lo vimos también en Chile, Brasil y España. En algún momento del día hay mucha más oferta que demanda, y si no podés almacenar, el modelo de negocio no funciona”, insistió. Por eso considera que en el mediano plazo las baterías y los paneles tendrán un peso equivalente en la estructura empresarial.

En ese sentido, seañló lo ocurrido en Italia como un ejemplo claro del desequilibrio actual. “En un fin de semana de mayo, la producción de renovables fue más alta que la demanda. Tuvieron que cortar la conexión de forma remota para proteger la red”, explicó Cuter.

A pesar del contexto adverso, la compañía continúa invirtiendo en innovación. “Jinko es el fabricante con más patentes: tenemos más de 5.000”, destacó Cuter. 

 El desarrollo más reciente de Jinko Solar es el panel Tiger 3.0, que alcanza una eficiencia del 24,8%. Además, trabajan con una celda tándem basada en perovskita que logra 34% de eficiencia, la cual ya se encuentra en laboratorio.  “Cuando entré a esta industria, estábamos en 10%”, comparó el ejecutivo.

Además de la innovación tecnológica, Cuter resaltó una decisión estratégica clave en el crecimiento de Jinko Solar: el enfoque en talento local. “Cuando entré, el presidente me dijo que quería ser el primer fabricante del mundo en cuatro años. Lo logramos en cinco”, recordó.

Y atribuyó ese éxito al liderazgo de Artur Herrero, quien impulsó una expansión internacional distinta. “Convenció a la empresa de contratar personas locales en cada país. No podés manejar un mercado desde China si no lo entendés”, detalló. 

Después de más de cuatro décadas de carrera, Cuter sostuvo que su motivación sigue siendo la misma que lo movía a los 18 años. “Yo siempre quise hacer algo bueno, algo que dejara huella. A veces parece que el mundo va en otra dirección, pero sigo intentando”, concluyó.

La entrada De fundar una dotcom a liderar Jinko Solar: la trayectoria de Alberto Cuter en la industria renovable se publicó primero en Energía Estratégica.

Costa Rica avanza con una nueva etapa en la modernización de su sistema eléctrico con una inversión total de US$315 millones, de los cuales US$200 millones son financiados por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

El proyecto, aprobado a fines de octubre, apunta a consolidar un suministro más confiable, eficiente y alineado con los objetivos de descarbonización del país.

“Esta operación beneficiará directamente a millones de personas y refuerza los pilares de América en el Centro: productividad, integración económica y resiliencia climática”, expresó Tomás Serebrisky, Manager de Infraestructura y Energía del BID.

La iniciativa se centra en tres intervenciones clave: la rehabilitación de la Planta Hidroeléctrica Ventanas-Garita (PHVG), mejoras en la red nacional de transmisión y la sustitución de luminarias urbanas por tecnología LED. Cada componente fue diseñado para incrementar la eficiencia del sistema, disminuir costos operativos y reducir el uso de generación térmica.

“La rehabilitación de la PHVG permitirá restablecer su capacidad de generación y reducir el uso de generación térmica, más costosa y emisora de carbono”, destacó Serebrisky.

La PHVG, con una capacidad de 100 MW, es una planta estratégica del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE). Su actualización permitirá extender su vida útil por 30 años, disminuir en 40% las interrupciones forzadas y bajar en 35% los costos operativos. Además, contará con sistemas digitales para el monitoreo y control remoto de sus operaciones.

El programa incluye también la sustitución de 40.000 luminarias públicas por tecnología LED en 41 cantones. Esta acción permitirá ahorrar un 35% en consumo energético anual, equivalente a 7.700 MWh o el consumo promedio de 3.150 hogares. La vida útil de las luminarias se duplicará y se reducirán en al menos 25% los costos de mantenimiento. La mejora impactará en zonas rurales y periurbanas, beneficiando a unas 350.000 personas.

“El programa impulsa la transformación digital del sector eléctrico en tres frentes: generación, transmisión y alumbrado público”, precisó Serebrisky.

En paralelo, el BID financiará la incorporación de mujeres rurales a las obras del proyecto mediante capacitaciones y empleo técnico. El objetivo es incorporar al menos 20 mujeres en tareas operativas de la PHVG y promover su participación en un sector históricamente masculinizado.

“Promover el empleo femenino en zonas rurales es clave para generar ingresos directos y fortalecer las redes productivas locales”, subrayó Serebrisky.

En cuanto a la red de transmisión, se prevé la instalación de transformadores de potencia con capacidades de diagnóstico remoto, lo que reducirá en 9% la duración de interrupciones y en 15% la tasa de fallas del sistema.

Toda la operación está alineada con la Contribución Nacionalmente Determinada (NDC) de Costa Rica y su Plan Nacional de Descarbonización 2018–2050. También fortalece la integración regional del país en el Mercado Eléctrico Regional (MER), consolidando su liderazgo en energía limpia.

“Este proyecto demuestra cómo la colaboración público-privada puede acelerar la transformación del sector energético en América Latina”, concluyó Serebrisky.

La entrada Costa Rica modernizará su infraestructura eléctrica con un préstamo de US$200 millones del BID se publicó primero en Energía Estratégica.

El desarrollo del almacenamiento energético en Colombia requiere una mirada técnica adaptada al contexto nacional y no la simple copia de modelos extranjeros. Así lo expresó Tomás Fuentealba, Application Engineer de Sungrow, durante el panel “Escalamiento de almacenamiento energético con renovables en Colombia”, en el marco de Future Energy Summit (FES) Colombia.

El especialista explicó que las condiciones operativas, normativas y de red en cada país son diferentes, y que aplicar sin modificaciones experiencias como la chilena puede resultar ineficiente. “No pensemos que un proyecto porque funcionó en Chile va a poder instalarse tal cual en Colombia. Ese no es el mensaje”, sostuvo.

Y fue enfático: “Un proyecto instalado aquí no va a ser igual a uno en Chile en cuanto a su operación ni a lo que requiere”.

Advirtió también que la tecnología está evolucionando más rápido que la regulación, por lo que recomendó no esperar definiciones normativas para actuar. “A veces la regulación llega tarde respecto a los avances que estamos haciendo desde el punto de vista de la tecnología”, indicó. Frente a este desajuste, propuso anticiparse e instalar pronto lo que será requerido en los próximos años.

Sungrow ya superó los 10 GWh contratados en almacenamiento en Latinoamérica, al igual que ha acumulado 25 GW de pedidos de inversores fotovoltaicos en la región. Adicionalmente, en 2025 reportó un crecimiento de más del 25% respecto al año previo en dicha región. Estos datos respaldan la afirmación del ejecutivo de que la tecnología ya está madura y lista para desplegarse.

“Quiero quedarme con la visión de esos proyectos. Desde su concepción tuvieron claro lo que iba a requerir el sistema en los próximos años”, explicó Fuentealba.

Según el especialista, Colombia aún cuenta con buena inercia gracias a su matriz hidroeléctrica, pero los fenómenos climáticos podrían cambiar esa condición. Ya ocurrió en Chile, donde eventos como El Niño obligaron a rediseñar parte del sistema.

Además de servir como respaldo energético, las baterías pueden prestar servicios esenciales para el sistema eléctrico, como regulación de frecuencia y voltaje, o incluso formar red. Subrayó que estos conceptos técnicos deben ser bien comprendidos y usados con precisión.

“Se habla de grid forming como si fuera cualquier servicio de regulación, pero no es así. Eso lo puede hacer un PCS sin capacidad de formar red”, explicó.

Para el ejecutivo, es clave que reguladores, tecnólogos y desarrolladores trabajen en conjunto para alinear capacidades técnicas con necesidades reales del sistema. Y reafirmó: “Ya tenemos las soluciones tecnológicas para responder a lo que nos pide la red colombiana y nuestros clientes”, aseguró. Invitó a trabajar coordinadamente con todos los actores del sector: “Queremos desarrollar proyectos en conjunto que sean viables financieramente y que también fortalezcan la operación del sistema eléctrico nacional”, concluyó.

Reviva el día 1 de FES Colombia aquí: https://www.youtube.com/watch?v=j47zIf2RzT8

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La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) presentó su Propuesta Programática 2026–2030: “Electrificación profunda con energías renovables y almacenamiento para el desarrollo de Chile” durante una reunión con el comando presidencial de Evelyn Matthei, representado por el encargado estratégico, Juan Sutil y el encargado programático, Juan Luis Ossa.

La propuesta plantea una hoja de ruta para fortalecer la competitividad del país y avanzar hacia una matriz segura y resiliente, basada renovables y almacenamiento, a través de cinco ejes: electrificación de los consumos, modernización regulatoria, impulso al almacenamiento, fortalecimiento de la transmisión y simplificación de permisos.

Durante la presentación, ACERA destacó la importancia de que Chile adopte una estrategia-país basada en energías limpias, que promueva inversión, innovación y desarrollo industrial. Asimismo, enfatizó la necesidad de que la electrificación se consolide como una política de Estado, con visión de largo plazo y estabilidad regulatoria.

El equipo de energía del comando de Evelyn Matthei liderado por Carlos Barria, presentó los lineamientos del programa que la candidata desea impulsar en la materia. 

El programa energético propone que el Estado recupere la conducción del sector con visión de largo plazo y rigor técnico. Sus ejes son: (1) seguridad y resiliencia eléctrica; (2) eficiencia en gestión y procesos tarifarios; (3) simplificación de permisos y fortalecimiento institucional; y (4) electrificación de la economía mediante electromovilidad, hidrógeno verde e industrias limpias. 

Con ello apunta a crecer con inversión y estabilidad tributaria, reduciendo a la mitad las emisiones al 2035 y alcanzando la carbono neutralidad al 2050.

“Existe un alto consenso en las materias que un programa de energía debiera contener y así lo constatamos al comparar la propuesta de ACERA con la de la candidata presidencial Matthei, pero creemos sumamente importante concentrarnos en la capacidad de ejecución que las instituciones y sus dotaciones puedan efectivamente realizar, dado el plazo acotado de cuatro años, que tiene un gobierno para la implementación de cualquier política pública y regulación que se pretenda impulsar”, señaló Ana Lia Rojas, directora ejecutiva del ACERA. 

Por lo mismo, se relevó la importancia de “una definición de agenda de trabajo priorizada y consensuada con el Poder Ejecutivo y el Parlamento, y avanzar en el fortalecimiento de la institucionalidad del sector”.

¿Qué propone el documento impulsado por ACERA?

El documento destaca que, pese a los 1,9 GW de almacenamiento ya instalados y un objetivo de 5 GW para 2026, persisten barreras regulatorias y de planificación territorial que frenan su expansión. ACERA pide avanzar en un marco de remuneración adecuado e incentivos que fortalezcan al almacenamiento como eje de la transición.

También plantea dos reformas estructurales: una reforma al mercado mayorista eléctrico, que actualice los mecanismos de precios y despacho ante la alta penetración de renovables variables, incluyendo la incorporación de esquemas de ofertas y despacho “day-ahead”, una herramienta que permitiría anticipar precios y optimizar la coordinación entre generadores, transmisores y operadores del sistema.

Mientras que la segunda normativa regulatoria clave está vinculada con la distribución eléctrica, que ya lleva cuatro décadas sin una reforma estructural. Por lo que el documento plantea que las distribuidoras deben evolucionar hacia “plataformas de servicios energéticos”, capaces de gestionar redes inteligentes, almacenamiento local y generación distribuida, fomentando además el rol activo del consumidor y la digitalización del sistema.

En materia tarifaria, la asociación valora el subsidio a familias vulnerables, pero propone que su financiamiento sea público y que, a largo plazo, se reduzcan los costos mediante contratos regulados con mayor presencia renovable e infraestructura moderna.

El documento subraya además la urgencia de resolver los cuellos de transmisión que han provocado más de 6,2 TWh de energía limpia vertida en 2024, impulsando proyectos clave como Kimal–Lo Aguirre y Entre Ríos–Lo Aguirre.

Finalmente, ACERA convoca a construir una “Estrategia País 2026–2030”, que combine liderazgo político, certezas regulatorias y visión de largo plazo.

El gremio urge a finalizar reglamentos pendientes, como los de Coordinación y Operación (DS 125/2017) y Generación Distribuida (DS 88/2019 y DS 57/2019), así como a actualizar normas técnicas de programación, despacho y calidad de servicio.

La modernización de la distribución —añade— debe basarse en estudios técnicos actualizados, con foco en digitalización, participación de la demanda y despliegue de redes inteligentes.

Con abundantes recursos renovables, experiencia técnica y una industria sólida, Chile puede liderar la transición energética latinoamericana, señala ACERA, promoviendo una matriz eficiente, soberana y competitiva que reduzca emisiones, asegure independencia energética y ofrezca precios más justos a los consumidores.

La entrada ACERA propone hoja de ruta 2026–2030 para electrificar Chile con renovables y almacenamiento se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco de la Semana Internacional de la Electrificación y la Descarbonización, que se celebrará del 18 al 20 de noviembre de 2025 en IFEMA MADRID, las ferias GENERA y MATELEC han dado a conocer los proyectos seleccionados en la Galería de Innovación, un espacio que distingue los avances tecnológicos más destacados en eficiencia energética, energías renovables e instalación eléctrica.

Esta iniciativa, ya consolidada como una referencia en el impulso a la innovación del sector energético, ha reconocido un total de 31 proyectos de empresas expositoras y organismos que apuestan por la sostenibilidad, la digitalización y la eficiencia.

El comité de expertos, compuesto por IDAE, FENIE, AFME, ANFALUM, A3E, AEE, ANESE, ASIT, CIDE, COGEN y UNEF, ha sido el encargado de la evaluación de estos proyectos, teniendo en cuenta su innovación tecnológica, la aplicabilidad de los proyectos, su impacto en la transición energética y su contribución a los objetivos de descarbonización.

Proyectos seleccionados Galería de Innovación 2025

 Energía renovable y fotovoltaica.

• BauWatch Solar de BauWatch.
• ASTERIx-CAESar de CENER.
• Chargevite OASIS de CHARGEVITE NERGY.
• FuelGae de ANALISIS-DSC.
• Sistemas solares flotantes de EMICA SOLAR.
• Genergy Power Products de GENERGY POWER PRODUCTS.
• Nylofix Gama Ecoline de INTERFLEX.
• SURICATOKEN de LINC-EVOLUTION.
• Investigación de un nuevo modelo agrovoltaico de METAL FRAME RENOVABLES.
• Tubo FlexiUV de AISCAN.
• VERISAFE de PANDUIT EUROPE.

Digitalización y control de energía.

• COMBI PRO MAX de TOSCANO LÍNEA ELECTRÓNICA.
• ELEC CALC: El Motor Inteligente de TRACE SOFTWARE INTERNATIONAL.
• ARCBOX de VIRIDIAN SOLAR. Serie SMART NB2 de CHINTELECTRICS.
• Medidor de Energía Multicanal UMG 800 de CYDESA.
• EnerPilot – Sistema de Optimización Eléctrica de ISTA METERING SERVICES ESPAÑA.
• WEOZ de LEGRAND.
• CAE Claro de LSF Energía Iberia.

 Movilidad eléctrica y soluciones industriales.

• TERA NOMAD 3R de TERA BATTERIES.
• Zaptec GO2 de ZAPTEC. Ventosa Electrónica Grabo XR 18V de DEWALT (Stanley Black & Decker).
• Sistema OGVGRIP de FACOM (Stanley Black & Decker).
• Elevah E5 ES Move de FARAONE IBÉRICA.
• G&S Diesel de GREEN&SAFE PRODUCT.
• Vegetation Management de NORFARMING.
• CTM SMART de ORBIS TECNOLOGIA ELÉCTRICA.
• VIARIS CITY+ PRO de ORBIS TECNOLOGIA ELÉCTRICA.
• PV4Plants de R2M Solution Spain.
• Fly Fibra de SVELT.
• TriShot® KV de WISKA SYSTEMS IBERICA.

 Accede a todos los proyectos en detalle:  GALERÍA DE INNOVACIÓN GENERA Y MATELEC

 Innovación en la Semana Internacional de la Electrificación y Descarbonización

Con esta iniciativa, MATELEC y GENERA refuerzan su compromiso con la innovación tecnológica, la eficiencia energética y el impulso a la transición ecológica, convirtiéndose en el punto de encuentro esencial para los profesionales que lideran el futuro sostenible del sector.

La entrada La Galería de Innovación de GENERA y MATELEC destaca 31 proyectos en electrificación, eficiencia energética y energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

Honduras tendrá elecciones presidenciales a fin de noviembre y el sector energético observa con atención —y preocupación— la falta de definiciones concretas por parte de los principales candidatos. En un contexto regional donde la inversión en renovables crece a ritmo acelerado, la ausencia de señales claras sobre el rumbo energético hondureño podría dejar al país rezagado frente a sus vecinos.

Uno de los puntos más sensibles es la indefinición sobre la estructura institucional clave del sector, por lo que la falta de respuestas sobre estos organismos genera incertidumbre en el mercado y dificulta la planificación de proyectos a largo plazo.

“Ninguno de los candidatos ha definido aún cómo se conformará el Ministerio de Energía, la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), la CREE o el CND”, señalaron fuentes cercanas a Energía Estratégica.

El panorama electoral muestra a Nasry Asfura (Partido Nacional), Salvador Nasralla (Partido Liberal) y Rixi Moncada (Partido Libre) como los tres principales contendientes para gobernar durante el período 2026-2030. Si bien las encuestas son poco confiables —por su sesgo según el partido que las encarga—, hay un dato consistente: en los estudios internos de los partidos Liberal y Libre, el Partido Nacional aparece en segundo lugar. Esto refleja un escenario abierto y polarizado.

A pesar de sus diferencias ideológicas, hay un punto común: todos los candidatos coinciden en la necesidad de recuperar la confianza de los sectores productivos y atraer inversión. La energía aparece en sus discursos como una pieza estratégica para ese objetivo, aunque con matices significativos en la forma de abordarlo.

Por un lado, Salvador Nasralla propone un modelo de Estado competitivo, con apertura de mercados, mejor acceso al crédito y colaboración público-privada. Su planteo busca eliminar barreras para el crecimiento y modernizar la infraestructura energética. Si se concreta en políticas reales, podría generar condiciones propicias para acelerar la incorporación de tecnologías limpias.

Nasry Asfura, en cambio, enfoca su propuesta en la estabilidad institucional, descentralización y generación de empleo. Su mensaje de “menos discursos y más acción” apunta a generar confianza y previsibilidad, factores clave para inversiones de largo plazo. En el ámbito energético, su visión se alinea con continuidad regulatoria, expansión de redes y asociaciones con el sector privado para ejecutar proyectos renovables.

Finalmente, Rixi Moncada, por su parte, representa una línea más estatista, con foco en la transparencia y el control del gasto público. Si bien su postura genera dudas en el sector privado, desde el entorno técnico se reconoce que, con claridad normativa, apertura al diálogo e incentivos, podría reforzar la institucionalidad del sector y facilitar una transición energética bajo liderazgo estatal.

En paralelo al debate electoral, el gobierno de Xiomara Castro mantiene abierta una licitación clave de 1500 MW para proyectos de generación renovable, que incluye desarrollos solares, eólicos y de biomasa. Este proceso busca diversificar la matriz energética y reducir la dependencia de fuentes térmicas. La continuidad de esta iniciativa será una prueba para el nuevo gobierno y una señal importante para los inversores.

Para el sector, la preocupación va más allá de los nombres propios. “Lo fundamental es que Honduras consolide principios clave como el libre mercado, la seguridad jurídica y la estabilidad regulatoria”, remarcan desde fuentes cercanas a Energía Estratégica. El consenso en torno a esos pilares permitiría convertir las energías renovables —hidráulica, solar, eólica, biomasa o almacenamiento— en la base de una economía más competitiva y resiliente.

La elección de 2025, entonces, no solo definirá al próximo presidente, sino el modelo de desarrollo que seguirá el país en la próxima década. Si el nuevo gobierno logra construir una política energética de largo plazo, con reglas claras, instituciones fortalecidas y compromiso con la transición, Honduras podría convertirse en un polo de atracción para la inversión verde en Centroamérica.

Lo que está en juego no es solo quién gobierna, sino cómo se gobierna. Para que las oportunidades se conviertan en realidades, será clave que la voluntad política esté a la altura de los desafíos que plantea el nuevo paradigma energético.

La entrada Honduras frente a las urnas: tres modelos políticos con efectos clave para el sector energético se publicó primero en Energía Estratégica.

Las energías renovables atraviesan un momento de transición en Colombia. El país ya cuenta con 85 parques de mediana y gran escala operativos que suman 2300 MW de potencia, lo que representa el 12% de la capacidad instalada nacional, frente al exiguo 2% de hace apenas dos años. 

Además, el segmento de autogeneración también muestra un crecimiento exponencial, al pasar de 9.000 a más de 21.000 proyectos identificados en menos de un año. Esto implica más de 1 GW instalado, con ahorros de entre el 30% y el 90% en el costo de la energía para las empresas.

Sin embargo, el avance de las renovables enfrenta un obstáculo estructural: la dificultad para asegurar financiamiento. A pesar de contar con aprobación de conexión, más de 6500 MW aún no logran cerrar financieramente debido a trabas regulatorias y de permisología. 

En este contexto, Daniel Arango, director de Energía y Recursos Naturales de Bancolombia, impulsa una mirada más amplia sobre los instrumentos disponibles.

Todavía falta diversificar un poco más y salirnos de los productos tradicionales. Porque hay espacio para innovar en temas de deuda, los subordinados o en financiamiento mezzanine, temas no muy avanzados en Colombia”, indicó durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Colombia. 

En su análisis, el sector financiero ha demostrado capacidad de respuesta: en Colombia y la región ya se han financiado 1.5 GW a través del modelo project finance. Sin embargo, considera que es momento de explorar nuevos caminos. 

“En temas de aportes de capital hay que hacer un esfuerzo por vincular, juntar más puntas, ya que los inversionistas internacionales se pueden beneficiar mucho de socios locales y con los grandes capitales que hay en Colombia”, subrayó. 

“Es decir que más allá de lo tradicional del Project Finance o del financiamiento corporativo, hay espacio para más herramientas. Tenemos leasing, tenemos renta y uso, modelos en donde Bancolombia es dueña de los activos y el cliente simplemente paga un canon”, añadió. 

En paralelo al desafío financiero, Arango advierte sobre la necesidad de no limitar la mirada únicamente al desarrollo de proyectos solares, por más que estos sean los de más rápida ejecución, y por ende no perder de vista la visión de portafolio y la diversificación. 

Desde su perspectiva, es positivo que resurja el interés por proyectos hidroeléctricos y también se debe seguir haciendo fuerza para que se concreten parques eólicos que permitan mayor complementariedad en el sistema eléctrico. 

“Además, tenemos mucho interés en sistemas BESS. Hay dos clientes de Bancolombia que ya tienen unos pequeños proyectos con baterías. Sin embargo no los han financiado, razón por la cual no tuvimos oportunidad de mirarlo de cara a una aprobación, pero estamos pues abiertos a que los clientes traigan esos modelos de negocio y desde Bancolombia los analizamos”, manifestó. 

“Invitamos a los clientes e inversionistas que nos busquen y que empecemos de manera conjunta a hacer la evaluación para financiar ese tipo de proyectos BESS”, aseguró. 

Subastas y planificación: claves hacia 2026

Uno de los puntos críticos para dinamizar el cierre financiero de proyectos renovables es, según Arango, la organización de subastas públicas. 

“Es fundamental las subastas para el desarrollo rápido, porque hay incentivos claros para la entrada de proyectos”, explica el directivo de Bancolombia. A su entender, los procesos de subasta permiten incorporar bloques significativos de capacidad en menor tiempo, mientras que en los intervalos entre subastas predominan las negociaciones bilaterales, que si bien son válidas, tienden a demorar la estructuración de nuevos proyectos.

Para el ejecutivo, el 2026 aparece como un año bisagra. “Seguramente el año que viene será un año de mucha planeación de mediano y largo plazo, que tiene que evitar que la brecha entre oferta y demanda se siga cortando”, afirma. 

También destaca la importancia de contar con una regulación estable y ágil en materia de permisos, que dé seguridad a los inversionistas. 

“Está claro que actualmente lo más fácil y rápido de construir son proyectos solares. Es muy importante que el Gobierno apoye con incentivos, con una regulación estable que permita a los inversionistas estar tranquilos, porque serán los que abastecerán la demanda en el corto plazo”, sostiene.

En definitiva, Bancolombia apuesta a jugar un rol activo en esta nueva etapa del sector energético, combinando una visión financiera más innovadora con una apuesta tecnológica más diversificada. Como resume Arango, “hay espacio para hacer más cosas y el momento para innovar es ahora”.

La entrada Bancolombia: “Hay espacio para innovar más allá del project finance tradicional” se publicó primero en Energía Estratégica.

Panamá puede transformar su sistema energético a partir de una matriz limpia y hacerlo de forma rentable. Un nuevo informe del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) sostiene que un escenario de transición energética acelerada permitiría alcanzar un 88% de participación de energías renovables en la generación eléctrica para 2050, reduciendo además las emisiones del sistema energético en un 74% respecto al año 2020.

El documento, titulado “Análisis de costo-beneficio de escenarios de transición energética para la descarbonización del sector energía y transporte a 2050 en Panamá”, fue elaborado por Miguel Jaramillo, Tania Miranda, Rocío Medina, Paula Araiza y Diego Villalobos.

Allí se comparan tres trayectorias posibles: un escenario Tendencial, uno Intermedio y uno Acelerado. Este último combina una alta penetración de fuentes limpias, políticas de eficiencia energética y una electrificación profunda de la demanda, especialmente en el sector transporte.

“El escenario Acelerado resulta en la matriz energética más limpia, con una intensidad de emisiones que se reduce a 0,065 tCO₂/MWh en 2050”, indica el documento. En contraste, el escenario Tendencial, sin grandes transformaciones, se mantiene en 0,243 tCO₂/MWh para ese mismo año.

El ahorro neto acumulado para el sistema energético en el escenario Acelerado sería de USD 7.314 millones al 2050 respecto al escenario Tendencial. Este resultado considera los costos totales de inversión, operación, mantenimiento, combustible, externalidades por emisiones y beneficios derivados del ahorro en subsidios.

El estudio también detalla que, en el escenario más ambicioso, “la participación de las fuentes renovables en la generación eléctrica sería de 88% en 2050”, frente al 71% del escenario Intermedio y el 60% del Tendencial. La matriz estaría dominada por energía solar fotovoltaica, eólica e hidroeléctrica, acompañadas por sistemas de almacenamiento.

En relación con la rentabilidad, el informe sostiene que “la tecnología solar fotovoltaica se convierte en la más económica en el largo plazo, seguida por la eólica terrestre y la hidroeléctrica de pasada”.

Además, destaca que la electrificación de la demanda, especialmente del transporte, es viable si se basa en una matriz baja en emisiones: “La descarbonización del transporte requiere una matriz eléctrica baja en emisiones; de lo contrario, solo se trasladan las emisiones a otro sector”.

En cuanto a inversión, se estima que el escenario Acelerado requerirá USD 17.204 millones acumulados al 2050 en el sistema energético panameño. A pesar del mayor esfuerzo inicial, representa el escenario de menor costo total al considerar todas las variables del sistema.

El documento fue producido en el marco de la Iniciativa de Descarbonización de América Latina y el Caribe del BID, y busca servir de insumo técnico para la planificación energética de Panamá, incluyendo su hoja de ruta hacia las metas de cero emisiones netas.

“La inversión en un sistema de transporte electrificado y eficiente en conjunto con una matriz energética más limpia resulta en menores costos totales para el país que continuar con la trayectoria actual”, concluye el reporte.

La entrada Panamá puede ahorrar USD 7000 millones si acelera su transición con renovables según el BID se publicó primero en Energía Estratégica.

El 26 y 27 de noviembre, el Hotel Intercontinental de Santiago será sede de la cuarta edición de Future Energy Summit (FES) Chile, el evento más importante de energías renovables que convoca a los principales referentes del sector para debatir el rumbo energético del país y la región. 

Con una audiencia esperada de cientos de tomadores de decisión, el encuentro será transmitido en vivo a través del canal oficial de YouTube de FES, y las entradas ya se encuentran disponibles en este enlace.

La agenda de esta edición está centrada en temas de alta prioridad para el sistema energético chileno, incluyendo la planificación energética nacional, el desarrollo de nuevas líneas de transmisión, los próximos procesos de licitación pública de energía, el avance de los sistemas de almacenamiento BESS, la promoción del hidrógeno verde y la generación distribuida, en un escenario que también requiere adecuaciones regulatorias para sostener el ritmo de las inversiones de largo plazo.

Entre los speakers confirmados destacan altos ejecutivos del sector como Juan Villavicencio (CEO – ENGIE Chile), Gianluca Palumbo (CEO – Enel Chile), Jaime Toledo (CEO Sudamérica – Acciona Energía), José Ignacio Escobar (CEO – Colbún), así como líderes regionales y expertos técnicos como Felipe Gallardo (Director de Estudios – ACERA), Daniela González (Socia Directora – Domo Legal) y Vicente Walker (Head of Trina Storage LAC – Trina Storage).

La participación institucional también estará representada por figuras de primer nivel, como Luis Felipe Ramos Barrera (Subsecretario de Energía de Chile), Mauricio Bejarano (Viceministro de Minas y Energía – Paraguay) y Andrés Rebolledo (Secretario Ejecutivo – OLADE), además de los ex ministros Claudio Huepe y Juan Carlos Jobet, quienes aportarán su visión sobre los desafíos de gobernanza energética en un ciclo político decisivo para el país.

El evento cuenta con el respaldo de empresas estratégicas del sector como Sungrow, JA Solar, Nextracker, Trina Solar, Canadian Solar, Yingli Solar, ZNShine Solar, Nordex Acciona, Black and Veatch, Diprem, Solar Steel, Suncast, CATL, Great Power, BLC Power Generation, Alurack y Clou Ess, junto a sus Strategic Partners: Polux, ACESOL, GPM y OLADE.

La realización de FES Chile coincide con un momento de alto dinamismo en el desarrollo de sistemas de almacenamiento con baterías. El país se encamina a superar los 2 GW operativos en BESS para enero de 2026, anticipando en cuatro años la meta fijada oficialmente para 2030. Y si se considera la cartera de proyectos en construcción, la capacidad instalada podría alcanzar los 8,6 GW en 2027, superando con creces el objetivo de 6 GW al 2050. 

En paralelo, desde el gobierno se ha destacado que la incorporación de baterías ya permitió reducir en casi USD 100/MWh el costo marginal solar en ciertas subestaciones, un dato que reconfigura las perspectivas de ingresos para los desarrolladores.

También están en curso dos licitaciones clave para el suministro eléctrico a clientes regulados. La primera, con 1680 GWh a subastar, prevé comenzar el suministro en 2027 y extenderse hasta 2030. 

La segunda, denominada Suministro 2025/02, ofrecerá 1470 GWh anuales y se lanzará en los primeros días de diciembre. Ambos procesos serán centrales en las conversaciones de FES, dado su impacto directo en los modelos de negocio y la viabilidad financiera de los proyectos renovables.

En ese marco, el proceso de transición presidencial también suma elementos al debate. Diversas candidaturas ya han hecho públicas sus propuestas sobre el modelo energético del futuro, lo que posiciona al Future Energy Summit como un espacio estratégico para entender cómo convergen las prioridades del sector privado, los organismos públicos y la política energética nacional.

Por lo que FES Chile se consolida como un espacio único de networking ejecutivo, donde convergen representantes de las empresas más relevantes del sector con actores institucionales y organismos multilaterales. En este entorno se definen alianzas, contratos y estrategias comerciales que dan forma a la transición energética del país y la región.

En un contexto donde Chile avanza a ritmo acelerado en almacenamiento, licitaciones y descarbonización, FES se presenta como el foro ideal para alinear perspectivas, compartir soluciones y debatir el futuro energético con una mirada integral.

La entrada FES Chile reunirá CEOs, reguladores y empresas para debatir las claves del nuevo ciclo energético del país se publicó primero en Energía Estratégica.

El crecimiento de las energías renovables en Perú enfrenta un cuello de botella: la infraestructura de transmisión eléctrica avanza a un ritmo mucho más lento que la generación, advirtió Cristian Remolina, Gerente General de ISA Energía, durante su participación en Future Energy Summit (FES) Perú. Según el ejecutivo, la clave para una transición energética efectiva radica en redes más resilientes, confiables y adaptadas a los nuevos desafíos del sistema.

“Nuestra proyección es promover una red resiliente, confiable, disponible y segura, que permita que todos los usuarios accedan a la energía que esté disponible”, manifestó Remolina durante su participación en el panel 2 de FES Perú. Bajo esa visión, la compañía –de origen colombiano y con presencia en 21 de los 24 departamentos peruanos– está ejecutando un ambicioso plan de expansión.

Actualmente, ISA Energía opera 12.000 kilómetros de líneas de transmisión en Perú, y tiene en desarrollo proyectos por más de 1.100 kilómetros adicionales, con una inversión estimada de $1300 millones de dólares. Sin embargo, esos proyectos están programados para entrar en operación recién en 2028.

“Mientras tanto, ¿qué vamos a hacer?”, cuestionó el directivo, quien adviertió que el país es “supremamente atractivo para la inversión”, pero que la falta de sincronización entre los tiempos regulatorios, técnicos y sociales podría frenar el avance renovable.

Mientras un parque solar o eólico puede desarrollarse en menos de dos años, una línea de transmisión puede tardar más de seis años en construirse. Remolina explicó que los desafíos sociales, prediales y geográficos hacen compleja la ejecución de este tipo de infraestructuras, especialmente en un país como Perú, con condiciones territoriales desafiantes.

En ese sentido, el ejecutivó reclama un rol más activo del Estado para facilitar este proceso. “El Gobierno tiene que movilizarse a tratar de acelerar no solamente los marcos que permitan habilitar todas estas energías, sino también los servicios complementarios”, sostuvo.

Uno de los puntos clave en la agenda regulatoria es la publicación del reglamento de servicios complementarios, prevista para enero próximo, que incluiría medidas relacionadas con almacenamiento energético y otras tecnologías de soporte al sistema. Esta normativa, según Remolina, podría ser fundamental para mejorar la confiabilidad del sistema y habilitar la entrada de nuevas fuentes de generación renovable.

No obstante, aclaró que el desarrollo de estas soluciones no puede quedar limitado a una sola tecnología. “Cuando hablamos de servicios complementarios, la conversación solo cae en baterías. Pero tecnológicamente no es la única solución”, advirtió. En su visión, la red debe modernizarse con tecnologías de punta, pero también debe adaptarse al cambio climático, cuya evidencia ya comienza a impactar las condiciones operativas del sistema eléctrico.

“Ya están cayendo rayos en zonas donde antes no caían, y eso también es parte de la adaptación de la red al cambio climático”, comentó. Por ello, ISA Energía sostiene que la infraestructura futura debe incorporar inteligencia, flexibilidad y diseño proactivo, que anticipe fenómenos extremos o no habituales.

Otro aspecto central para enfrentar los desafíos del sistema es el capital humano. “Hay una altísima demanda por ingenieros con ciertas especialidades y capacidades”, señaló. A nivel regional, el crecimiento de los proyectos renovables en países como Argentina, Brasil, Chile, Colombia y Perú ha generado una presión sobre el talento disponible.

Para Remolina, esta situación configura un momento de triple dimensión para el país y para el sector energético: “un momento de crecimiento, un momento de responsabilidad y un momento de compromiso”. El crecimiento se refleja en la necesidad de sumar al menos 3000 MW de capacidad para 2028, una meta que requiere la acción conjunta de todos los actores del ecosistema.

La responsabilidad, sostuvo, recae tanto en las empresas como en el Estado. “Tenemos que hacerlo de forma responsable. Los inversionistas deben cumplir con las obras, y el Estado debe avanzar rápidamente con los marcos regulatorios que den señales claras para la inversión”, remarcó.

Además, aseguró que, como transmisores, desde ISA Energía están enfocados en mantener la confiabilidad, fortalecer sus capacidades técnicas y seguir siendo un socio estratégico tanto para el Gobierno como para el sector privado.

“Los tres pilares que considero fundamentales para lograr una transición energética efectiva en Perú son: servicios complementarios, estabilidad jurídica y permiso al desarrollo”, concluyó el ejecutivo.

La entrada ISA Energía advierte sobre las brechas de transmisión en Perú y pide al Gobierno acelerar la regulación se publicó primero en Energía Estratégica.

La evolución tecnológica del almacenamiento energético se encuentra en un punto de inflexión y promete redefinir la competitividad del mercado solar colombiano.

Así lo sostuvo Luciano Silva, Product Manager LATAM de Trina Storage, quien destacó, durante el Future Energy Summit (FES) Colombia, que los avances recientes en la química de litio ferrofosfato (LFP) y en la gestión térmica y de control han permitido superar el histórico talón de Aquiles del almacenamiento: la costo-eficiencia.

«El salto en la vida útil y confiabilidad de las baterías ha permitido ampliar las garantías comerciales de los fabricantes y, con ello, destrabar los financiamientos de gran escala», describió.

En apenas tres años, la industria pasó de ofrecer garantías de 15 años a alcanzar los 20 y 25 años, con degradaciones proyectadas por debajo del 30 % al final del ciclo.

De acuerdo con el ejecutivo, esta evolución fue determinante para el auge de los proyectos a gran escala en Chile y está comenzando a replicarse en mercados como Argentina y Colombia, donde los inversores ya observan la madurez técnica y financiera de los sistemas BESS.

En este marco, Trina Storage lanzará a partir del próximo año una nueva generación de celdas LFP propietarias capaces de entregar hasta un 4% más de energía al año, un rendimiento que eleva la rentabilidad y reduce el riesgo de inversión.

Silva señaló que esta combinación de durabilidad y previsibilidad de rendimiento “es el verdadero gatillo que está impulsando el salto del almacenamiento a la escala utility”, al permitir que los financistas confíen en la estabilidad de los flujos energéticos y en la recuperación de la inversión.

Asimismo, manifestó optimismo respecto al desarrollo del almacenamiento en Colombia, un mercado que “cuenta con un enorme potencial para adoptar soluciones híbridas y aprovechar su matriz renovable”. A su juicio, el país se encuentra en el momento ideal para integrar baterías a la generación solar y construir modelos de negocio flexibles, con respaldo tecnológico y financiero probado.

Aún la situación es incipiente, con proyectos piloto en operación y otros en desarrollo vinculados a plantas solares y a iniciativas de respaldo de red. Sin embargo, ya las normas regulatorias para definir su participación comercial y técnica están en proceso de revisión por parte del Gobierno y la CREG, mientras los actores del sector anticipan que 2026 será el punto de partida para su despliegue masivo, conforme se consoliden los mecanismos de remuneración y de acceso al mercado eléctrico.

La estrategia de Trina Storage

La unidad especializada en almacenamiento de Trina Solar, impulsa una estrategia global basada en la verticalización completa de su cadena de valor, desde el silicio hasta el módulo y los sistemas integrados.

Silva subrayó que esta capacidad de diseño y fabricación “permite trasladar al mercado latinoamericano la experiencia y la escala industrial de China, líder mundial en tecnología fotovoltaica y baterías.”

La compañía promueve activamente su portafolio de soluciones en paneles TopCon, sistemas de seguimiento y baterías LFP, orientadas a maximizar la eficiencia energética y la flexibilidad operativa de los proyectos solares.

Actualmente, Trina Storage cuenta con más de 85 profesionales en Latinoamérica y un alto nivel de autonomía técnica respecto de su casa matriz, lo que “tiene consecuencias prácticas muy importantes a la hora de adaptar las soluciones a cada mercado y acompañar los procesos locales de regulación y financiamiento”.

Con una curva de aprendizaje acelerada, fabricantes de la talla de Trina Storage visualizan un escenario donde el almacenamiento deja de ser un componente accesorio y se convierte en pieza estructural de la transición energética regional. “No ha habido mejor momento en la historia para desarrollar proyectos solares con baterías que el actual”, concluyó Silva.

La entrada Trina Storage proyecta un boom de almacenamiento solar en Colombia tras el salto en eficiencia y vida útil de las baterías se publicó primero en Energía Estratégica.

La Subasta de Transmisión N°4/2025 de Brasil marcó un nuevo hito en la expansión de la infraestructura energética del país con un volumen de inversión superior a R$ 5670 millones. 

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) adjudicó la totalidad de los lotes a siete grandes ganadoras que ofrecieron, en promedio, un descuento del 47,9% sobre el Ingreso Anual Permitido (RAP), el cual representa el ingreso que recibirán por operar las nuevas instalaciones de transmisión eléctrica.

El Lote 1 fue otorgado a Shalom Fip Multiestratégia RL, que presentó una oferta de R$ 27,2 millones, con un descuento del 57,51% sobre el RAP máximo de R$ 64 millones. La inversión estimada asciende a R$ 352,3 millones y comprende una línea subterránea de 345 kV entre Miguel Reale y Centro CTR, en Guarulhos y São Paulo, con una extensión de 5,72 km. 

Las obras, que tendrán una duración de 60 meses, crearán 704 empleos y reforzarán el suministro eléctrico en toda la región metropolitana de São Paulo.

El segundo lote fue adjudicado a Rialma Administração e Participações SA, que ofreció R$ 85,9 millones, un 36,73% menos que el RAP inicial de R$ 135,8 millones. 

El paquete incluye 336 km de líneas de transmisión y una subestación, distribuidas en Maranhão, Paraíba, Pernambuco y Piauí, con una inversión de R$ 788,6 millones. Además, se estima que las obras finalizarán en 54 meses, generando 1752 empleos, y permitirán evacuar la energía generada en la zona oriental del Nordeste.

La empresa CPFL Transmissão SA se quedó con el Lote 3 tras presentar una oferta de R$ 81,2 millones, que representa un descuento del 53,93% respecto al RAP de R$ 176,2 millones. 

El proyecto, con una inversión de R$ 1070 millones, contempla nuevas líneas y subestaciones en Paraná y Rio Grande do Sul, incluyendo más de 100 km de tendido y cuatro subestaciones. Se prevé la creación de 2672 empleos durante 48 meses de obras, para fortalecer la red en el sur del país.

El Lote 4 fue adjudicado a FIP Warehouse, que presentó una oferta de R$ 116,2 millones, equivalente a un descuento del 47,30% respecto al RAP base de R$ 220,5 millones. Con una inversión de R$ 1200 millones, se desarrollarán líneas de hasta 500 kV y más de 344 km de extensión, además de la subestación Vilhena 3, en los estados de Mato Grosso y Rondônia. 

El objetivo es ampliar la capacidad del subsistema Acre-Rondônia para conectar nuevos proyectos verdes. En tanto que el cronograma prevé 60 meses de construcción y la creación de 2491 empleos.

En el Lote 5, EDP Transmissão Goiás se impuso con una oferta de R$ 38,1 millones, con un descuento del 49,18% sobre los R$ 74,9 millones establecidos por la Agencia. 

La inversión proyectada es de R$ 441,5 millones, destinados a construir 285 km de líneas de transmisión y una subestación en Itapaci, Firminópolis y Matrinchã, dentro del estado de Goiás. Las obras tomarán 48 meses y permitirán la generación de 1.103 empleos directos.

Axia Energia, anteriormente Eletrobras CGT Eletrosul, se consolidó como uno de los principales ganadores al quedarse con dos lotes. En el Lote 6, la compañía presentó ofertas separadas para los sublotes A y B: R$ 43,1 millones (descuento del 51,17%) para el primero y R$ 23,7 millones (descuento del 48,43%) para el segundo. 

Las inversiones respectivas son de R$ 542,5 millones y R$ 282,8 millones, con obras centradas en compensación síncrona y subestaciones en Minas Gerais, que se completarán en 42 meses con 2.357 empleos previstos. La opción de adjudicar los sublotes por separado, según explicó ANEEL, resultó más económica que entregar el lote completo a un solo postor.

En el Lote 7, también dividido en sublotes, Axia volvió a imponerse. El sublote 7A fue adjudicado por R$ 48,2 millones (descuento del 44,81%) y el 7B por R$ 23,7 millones (descuento del 45,79%), con inversiones de R$ 536,5 millones y R$ 268,5 millones, respectivamente. Los proyectos incluyen dos subestaciones de 500 kV con compensación síncrona en el estado de Rio Grande do Norte, con una duración de obra de 42 meses y 2.299 empleos generados.

La entrada Siete empresas se repartieron la mayor subasta de transmisión del año en Brasil se publicó primero en Energía Estratégica.

Yingli Solar consolida su presencia en Perú con una estrategia enfocada en el desarrollo de grandes proyectos fotovoltaicos, un portafolio tecnológico adaptado a condiciones geográficas extremas y un claro objetivo de expansión en Latinoamérica.

La firma china, una de las pioneras globales en el sector solar, acumula más de una década de experiencia en el país andino.

“Tenemos experiencia y sistemas operando desde 2013, por lo que conocemos el mercado peruano y su topografía y climatología, que tiene un poco de todo”, sostuvo Luis Contreras, Managing Director en Yingli Solar, en entrevista exclusiva con Energía Estratégica durante el Future Energy Summit (FES) Perú.

Vea la entrevista completa: https://www.youtube.com/watch?v=8r0qh0lM6U0

Perú representa un punto estratégico para la compañía, no solo por su potencial técnico, sino también por las condiciones naturales del territorio.

“El país reúne todos los ingredientes. Tiene la demanda energética, tiene el recurso solar, tiene la visión de la administración y de la industria que acompaña”, subrayó el ejecutivo.

Con el objetivo de responder a ese contexto, Yingli despliega en el país soluciones diseñadas para enfrentar entornos exigentes.

“Nuestra solución, sin lugar a dudas, es el N-Type TOPCon, que se comporta muy bien a alta temperatura, tiene mayor eficiencia, menor degradación inducida por luz y además responde bien a baja irradiancia en topografías montañosas”, detalló Contreras.

Los módulos Panda 3.0 Plus y Panda 3.0 Pro, pensados especialmente para proyectos utility scale, ofrecen mayor eficiencia de conversión, mejor rendimiento en climas cálidos y resistencia superior frente a la corrosión por niebla salina, amoníaco y arena. “Nuestras tecnologías en los distintos tamaños de módulo se adaptan perfectamente tanto a generación distribuida como a gran proyecto”, enfatizó.

Desde Yingli también destacan que la estrategia en Perú contempla una expansión dual: grandes plantas solares y generación distribuida. “Vamos tras el gran proyecto Utility, donde tenemos experiencia en Perú. Pero sin lugar a dudas, nos interesa mucho el mercado de generación distribuida, porque creemos que complementa muy bien las necesidades estratégicas de un país”, afirmó el directivo.

En ese sentido, la compañía impulsa alianzas locales con instaladores, integradores, distribuidores y empresas EPC, con el fin de fomentar un ecosistema solar descentralizado que responda a la demanda nacional. La generación distribuida no solo permite diversificar la oferta, sino también facilitar el acceso a energía renovable en distintas regiones.

Sin embargo, Contreras advierte que el desarrollo del mercado solar peruano aún enfrenta desafíos estructurales. “Es necesario mejorar la infraestructura eléctrica y brindar mayor seguridad jurídica a los proyectos”, señaló. En especial, menciona que los cuellos de botella en transmisión y la incertidumbre regulatoria siguen siendo obstáculos para atraer inversiones de gran escala. “Perú debe superar estos puntos para consolidarse como un polo regional en energías limpias”, resume.

Con más de 23 años de trayectoria internacional, Yingli Solar se mantiene entre los principales fabricantes de módulos fotovoltaicos a nivel global. Su presencia en mercados como Colombia, Chile y México demuestra una estrategia regional consolidada, que encuentra en Perú uno de sus pilares clave. “Estamos aquí porque ya tenemos una historia y una presencia sólida”, concluyó Contreras, reafirmando que el futuro de la energía solar en el país dependerá tanto del entorno tecnológico como del marco institucional que lo acompañe.

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ContourGlobal anunció el cierre exitoso de su primer financiamiento de proyecto de energía renovable en Estados Unidos, marcando un hito clave en el crecimiento y diversificación continuos de la compañía. La transacción, valorada en más de 350 millones de USD, también representa la primera inversión de Tax Equity de ContourGlobal.

La financiación respalda el proyecto fotovoltaico Black Hollow Sun (BHS) de 324 MWp de ContourGlobal, ubicado en Colorado. La Fase I del proyecto solar, con una capacidad total de 185 MWp, ya está en operación comercial y suministra electricidad a Platte River Power Authority, una compañía de servicios públicos comunitaria que presta servicio a Fort Collins, Loveland, Estes Park y Longmont.

La Fase II, que añadirá otros 139 MWp, se prevé que esté completada para finales de 2026, lo que convertirá a Black Hollow Sun en la mayor instalación fotovoltaica del norte de Colorado, capaz de generar suficiente electricidad limpia para abastecer a más de 73,000 hogares al año.

«Al cerrar con éxito nuestra primera inversión de tax equity y financiamiento de proyecto para un activo renovable en Estados Unidos, demostramos la calidad y la bancabilidad de nuestros proyectos, que continúan atrayendo a instituciones financieras de primer nivel,» comentó Antonio Cammisecra, presidente y CEO de ContourGlobal.

«Este logro representa otro hito significativo en nuestro compromiso de 20 años con la energía en Estados Unidos y refleja la experiencia y capacidad de ejecución de nuestro equipo directivo —desde el desarrollo de negocios hasta la construcción, pasando por finanzas y operaciones. Este éxito en la financiación también resalta la calidad de nuestro offtaker, Platte River Power Authority, un socio clave para alcanzar este resultado», agregó. 

La transacción incluye dos componentes principales: una inversión de Tax Equity y un paquete de financiamiento mediante deuda.

La inversión de Tax Equity fue proporcionada por Tyr Energy, Inc. (“Tyr Energy”), una empresa activa en el desarrollo, adquisición y financiamiento de activos eléctricos, que además ofrece servicios integrales de gestión y supervisión a compañías de generación y distribución de energía. Tyr Energy constituye la piedra angular norteamericana de la estrategia global de energía eléctrica de ITOCHU Corporation y se enfoca en generación limpia y renovable, así como ensoluciones tecnológicas.

«Tyr Energy ha completado más de diez inversiones de tax equity, lo que subraya nuestro historial comprobado y nuestro compromiso a largo plazo con el avance del mercado de energía renovable en Estados Unidos,» dijo Garrick Venteicher, presidente y CEO de Tyr Energy.

«De cara al futuro, continuaremos buscando nuevas oportunidades de inversión para apoyar la siguiente fase de la transformación energética impulsada por el crecimiento de la demanda derivado del desarrollo de infraestructura para centros de datos de IA y la electrificación de la industria estadounidense», añadió.

El financiamiento mediante deuda fue organizado con un grupo de prestamistas internacionales, incluyendo Crédit Agricole CIB, ING Capital LLC, Intesa Sanpaolo, Mizuho y MUFG.

ContourGlobal contó con el apoyo de CRC-IB como asesor financiero, Norton Rose Fulbright US LLP como asesor legal en Nueva York y Davis Graham & Stubbs LLP como asesor legal en Colorado. Tyr también fue asesorado por CRC-IB como asesor financiero. Milbank LLP actuó como asesor legal en Nueva York y Husch Blackwell LLP como asesor legal en Colorado para la inversión de Tax Equity y el financiamiento mediante deuda.

La estructura de financiamiento destaca las sólidas alianzas de ContourGlobal con las principales instituciones financieras globales y refleja su enfoque disciplinado para desarrollar y financiar su transición hacia un productor independiente de energía (IPP) predominantemente renovable.

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Grupo INFRA, empresa mexicana de la industria de gases y soluciones para la salud, da un paso decisivo hacia la transición energética con la puesta en marcha de su planta de hidrógeno verde en Querétaro, una inversión de 100 millones de pesos realizada en colaboración con su aliado Gerresheimer. La inauguración contó con la presencia del gobernador de Querétaro, Mauricio Kuri, quien reconoció la relevancia del proyecto para fortalecer la innovación y la competitividad industrial del estado.

La nueva planta produce hidrógeno verde, a través de un proceso de electrólisis del agua, que separa el hidrógeno del oxígeno utilizando electricidad generada por fuentes renovables como la solar o eólica. A diferencia del hidrógeno convencional, este proceso no emite dióxido de carbono ni otros gases de efecto invernadero, lo que lo convierte en una de las soluciones más prometedoras para reducir la huella ambiental de sectores industriales intensivos en energía.

Esta tecnología representa un avance concreto hacia la descarbonización industrial, ofreciendo una alternativa segura, escalable y confiable frente a los combustibles fósiles tradicionales.

Como parte de su estrategia nacional, Grupo INFRA también cuenta con una planta de hidrógeno limpio en San Luis Potosí, fortaleciendo su liderazgo como pionero en el desarrollo de soluciones de energía limpia en México. En conjunto, ambas plantas permitirán una reducción de hasta 150 toneladas de CO₂ anuales frente a la producción de hidrógeno convencional, contribuyendo a un futuro más limpio y sostenible.

Además, Grupo INFRA ha integrado medidas de uso responsable del agua, al emplear agua de proceso tratada en lugar de agua potable, asegurando una gestión eficiente de los recursos hídricos.

“Con estas inversiones, Grupo INFRA consolida su liderazgo como aliado estratégico para la transición energética en México, ofreciendo soluciones que permiten reducir emisiones y avanzar hacia una economía más sustentable”, señaló Dieter Femfert, director comercial de CRYOINFRA.

De manera complementaria, la compañía continúa invirtiendo en tecnologías que priorizan el medio ambiente, como la instalación de celdas solares en varios de sus centros de manufactura, en alineación con los Objetivos de Desarrollo Sostenible de la Agenda 2030.

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Tongwei Solar apuesta por sus módulos G12R-66 y G12-66 para mejorar el rendimiento energético y disminuir el costo nivelado de la energía (LCOE) en proyectos solares de gran escala.Se trata de dos modelos bifaciales tipo N de media celda que alcanzan potencias entre 650 y 750 Wp. 

Ambos productos son presentados en el PVBook 2025, elaborado por Energía Estratégica, y pertenecen a la serie TNC 2.0, que incorpora innovaciones como la Tecnología 908 (0BB), TPE, Poly Tech e impresión por esténcil. 

Estas mejoras impulsan la eficiencia y la bifacialidad —más del 88%—, haciendo de estos módulos una alternativa sólida para proyectos donde la optimización de recursos es clave. “Más luz. Más potencia. Más beneficios”, resume la compañía en su presentación.

La firma respalda su propuesta con simulaciones concretas en un proyecto de 100 MW en Río de Janeiro, donde el modelo G12R-66 logró un rendimiento energético superior del 0,63 %, con una producción de 42,94 millones de kWh en 30 años. Por su parte, el G12-66 alcanzó un 0,71 % adicional, generando 48,08 millones de kWh en el mismo periodo.

En el aspecto económico, los resultados son igualmente significativos. El G12R-66 redujo el CAPEX en un 1,40 % y el LCOE en un 1,67 %, además de mejorar la eficiencia del uso del suelo en un 4,62 %. El G12-66, por su parte, mostró una reducción del CAPEX del 1,19 %, una caída del 1,59 % en el LCOE y una mejora del 4 % en uso de la tierra. “Un módulo, el doble de ingresos”, sintetizan desde Tongwei Solar.

Estas cifras responden también al diseño físico optimizado de los módulos, con dimensiones de 2384 x 1303 mm (G12-66) y 2382 x 1134 mm (G12R-66). Ambos productos ofrecen 30 años de garantía de potencia, lo que garantiza su operación a largo plazo y estabilidad en entornos exigentes, una condición crítica para desarrolladores en la región.

Al emplear tecnología TOPCon tipo N, la firma consigue mayores tasas de bifacialidad y eficiencia, especialmente en condiciones de baja irradiancia y altas temperaturas, frecuentes en diversas zonas de América Latina. 

Esto convierte a los modelos G12R-66 y G12-66 en herramientas estratégicas para proyectos solares en países como Brasil, México, Chile o Colombia, donde los desarrolladores buscan maximizar generación y retorno.

La orientación clara al segmento utility scale se refleja en la propuesta de valor de la empresa: “Diseñados para centrales eléctricas de gran escala, combinando una alta densidad de potencia con un valor de sistema superior”, aseguran desde Tongwei. 

Reconocimiento global en confiabilidad

En paralelo al despliegue de sus nuevos modelos, Tongwei ha logrado un hito clave en 2025 al ser reconocida por Kiwa PVEL como la empresa de mayor rendimiento del año, gracias a sus resultados sobresalientes en pruebas de confiabilidad. Es una de las dos únicas empresas del top 10 global que recibió las calificaciones más altas en todos los ensayos de estrés acelerado.

En particular, los módulos de la serie TNC demostraron un rendimiento superior a los estándares internacionales incluso bajo condiciones ambientales extremas, como alta humedad, temperaturas elevadas y ciclos térmicos prolongados.

Este reconocimiento se alinea con la estrategia de Tongwei de consolidarse como un proveedor confiable para proyectos a largo plazo, con foco en durabilidad, potencia sostenida y soporte técnico, sumado a la combinación de eficiencia energética, ahorro económico, confiabilidad comprobada e innovación constante.

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