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Iberdrola Renovables, EDP Renewables, Zelestra y Saeta Yield confirmaron su participación en Future Energy Summit (FES) Iberia 2025, se prepara para reunir a los principales actores del mercado energético en su próxima edición.

El evento tendrá lugar en Madrid el próximo 12 de febrero en Colegio Caminos, Auditorio Betancourt, y será una plataforma clave para discutir tecnologías críticas como el almacenamiento con baterías (BESS), los PPAs híbridos y la evolución regulatoria del sector.

Las entradas ya se encuentran disponibles a través de la página oficial del evento.

Julio Castro, CEO de Iberdrola Renovables, y Rocío Sicre, Directora General de EDP Renovables en España, participarán del Panel 2 de CEOs, que abrirá el bloque privado con una visión estratégica sobre el contexto actual de mercado. Allí se anticipa un fuerte enfoque en escalabilidad de proyectos, desafíos económicos y regulaciones pendientes.

Por su parte, Álvaro Pérez de Lema, CEO de Saeta Yield, estará presente en el Panel 6, orientado a las nuevas oportunidades del sur de Europa, donde compartirá escenario con otros líderes empresariales para abordar las perspectivas de hibridación, repotenciación de activos y acceso a financiación competitiva. En tanto, Enrique de Ramón, Global Head of Business Origination & BESS de Zelestra, participará en el panel especializado en almacenamiento energético, centrado en rentabilidad, modelos de negocio y bancabilidad de BESS.

EDP Renovables llega al evento tras lanzar su primer proyecto híbrido hidroeléctrico-solar en España y consolidarse como referente en hibridación con más de 140 MW renovables integrados. La compañía posee 4.586 MW de capacidad instalada, con más de 11 TWh comercializados al año y presencia destacada en redes y comercialización. Su cuarta planta híbrida solar-eólica refuerza esta posición.

Cabe recordar que durante la edición de FES Iberia 2025, Rocío Sicre anunció que el almacenamiento ocupa un lugar central en el plan inversor de EDP, junto con proyectos híbridos de nueva generación. “Estamos ya desarrollando el primer proyecto con tres tecnologías, que combina eólica, solar y almacenamiento. Pensamos que con este tipo de iniciativas aportaremos firmeza y estabilidad al sistema”, indicó la ejecutiva durante el encuentro.

Zelestra, con más de 6,4 GW en proyectos libres de carbono y operaciones avanzadas en control digital, será protagonista gracias al primer PPA solar + baterías a gran escala firmado en España, junto a EDP. El proyecto en Trujillo, con 170 MWdc de solar y 400 MWh de almacenamiento, generará 300 GWh anuales y evitará más de 40.000 toneladas de CO₂ al año, ofreciendo flexibilidad en horas pico.

Iberdrola Renovables, además de sus avances tecnológicos, ha cerrado dos nuevos PPAs con Microsoft por 150 MW para los parques Iglesias (Burgos) y El Escudo (Cantabria), mientras avanza con una inversión superior a 250 millones de euros en Ayora 1 y Cofrentes I, sumando 360 MW en la Comunidad Valenciana. La compañía también lidera en digitalización con el uso de IA, Azure y Copilot para optimizar operaciones.

Saeta Yield, con 728 MW en operación distribuidos entre España y Portugal, ha cerrado una refinanciación de 340 millones de euros que incluye la primera hibridación de activos solares por 110 MW, una apuesta que marcará su hoja de ruta de crecimiento sostenible y modernización de cartera.

Entre los temas que marcarán la agenda del evento destacan el auge de las soluciones de almacenamiento a gran escala, los PPAs, la gestión de la demanda energética y la necesaria adecuación regulatoria para garantizar la viabilidad de estos nuevos modelos. El almacenamiento, en particular, se posiciona como una pieza estratégica en el nuevo mix energético, no solo para dar flexibilidad al sistema, sino también para habilitar esquemas más eficientes de comercialización.

El sector sigue a la espera del desarrollo del mercado de capacidad en España y de una regulación clara que permita monetizar los servicios de respaldo, estabilidad y diferimiento de carga que ofrecen las baterías. Este contexto será abordado en profundidad en los paneles más técnicos de FES Iberia 2025, donde se espera que los líderes empresariales y autoridades públicas articulen propuestas concretas para dinamizar las inversiones.

Además del sector privado, FES Iberia 2025 contará con la participación confirmada de autoridades del MITECO, IDAE y gobiernos autonómicos, que abordarán el rumbo regulatorio y territorial de la transición energética. Carmen López Ocón, directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico del IDAEA, y Fátima García Señán, subdirectora general de Almacenamiento y Flexibilidad del MITECO, forman parte del panel de autoridades confirmadas, además de los referentes de Comunidades Autónomas. La agenda del evento promete mesas de debate de alto nivel técnico, con foco en almacenamiento, planificación regional, y el futuro de la inversión renovable.

En este contexto, los máximos ejecutivos del sector privado expondrán sus estrategias en proyectos híbridos, digitalización de operaciones y despliegue de almacenamiento, lo cual será central en las conversaciones que definirán el próximo gran salto del mercado ibérico.

Revive la edición FES Iberia 2025:

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El desarrollo eólico en Perú se acelera con fuerza, de modo que cuenta con 49 proyectos eólicos en trámite que totalizan 10754 MW de potencia instalada, de acuerdo con el compendio oficial publicado por OSINERGMIN.

La ola de proyectos incluye desde iniciativas en etapa de solicitud de conexión hasta estudios de preoperatividad aprobados por el COES y la información consolidada por el regulador muestra un crecimiento sin precedentes en generación eólica, superando incluso a la solar fotovoltaica en potencia proyectada.

Esta expansión se concentra principalmente en los departamentos de Lambayeque, Ica, Piura y Arequipa, zonas donde el recurso eólico es más constante y predecible.

Aunque del total, solo cinco cuentan con concesión definitiva que en conjunto suman 988,2 MW con concesión otorgada, lo que representa menos del 10 % del total en tramitación: Se trata de los parques Guarango (330 MW) promovido por SL Energy, Emma (72 MW) de GR Bayóvar, Mórope (224 MW) impulsado por Orygen Perú, Muyú (142,6 MW), también de Orygen, y Caravelí (218,3 MW), promovido por IberEólica. 

Orygen Perú se posiciona como el principal desarrollador del país, con siete proyectos que en conjunto superan los 1000 MW de capacidad instalada. Sus iniciativas se concentran principalmente en la región de Ica, aunque también tiene presencia en Lambayeque, Piura y Arequipa. Los parques impulsados por esta empresa son: IKA Sur (241,8 MW), IKA Norte (148,8 MW), Salinar Sur (148,8 MW), Salinar Norte (117,8 MW), Taita (61,6 MW), Mórope (224 MW) y Muyú (142,6 MW).

Kallpa Generación también avanza con fuerza, con cuatro proyectos: Algarrobo (180,6 MW), Cherrepe (142,5 MW), Los Vientos (364,8 MW) y Pacífico (306 MW). Le sigue Engie Energía Perú, que impulsa centrales como Twister (129,6 MW), Urani (122,4 MW), Sariri (122,4 MW) y la ampliación de Punta Lomitas (192,2 MW), en la región Ica. 

Por su parte, Engie Energía Perú promueve cuatro proyectos en la región de Ica. Se trata de Ampliación Punta Lomitas (192,2 MW), Twister (129,6 MW), Urani (122,4 MW) y Sariri (122,4 MW), que totalizan más de 560 MW.

Fenix Power, con presencia en Piura, Lambayeque e Ica, también destaca entre los líderes del sector. Su portafolio incluye el parque Bayóvar (250,8 MW), Naylamp (237,6 MW) y Piletas (250 MW), todos en fases avanzadas de tramitación ante el COES. Por su parte, Statkraft Perú participa con un proyecto de 217 MW, denominado Flug, ubicado en Lambayeque, que está en proceso de tramitación ante el COES. 

En cuanto a tamaño de proyectos, los cinco parques con mayor potencia instalada proyectada son: La Espinoza (474,6 MW, Sechín Generación Eléctrica), Quercus (452 MW, Quercus S.A.C.), Violeta Eólica (452 MW, Violeta S.A.C.), Cerro Chocán (422,4 MW, NORWIND S.A.C.) y Rosa (404 MW, Rosa S.A.C.), todos en fase de tramitación sin concesión aún confirmada. Estos proyectos destacan por su escala y por estar ubicados principalmente en las regiones de Lambayeque y Piura.

Otros desarrolladores relevantes que contribuyen al nuevo mapa eólico nacional incluyen a Cordillera Solar, Shougang Generación Eléctrica, Oryx Power, Bow Power y Norwind, entre otros. Muchos de estos actores tienen operaciones regionales o alianzas con grupos internacionales, lo que refuerza el carácter global del interés inversor en el viento peruano.

La mayoría de los proyectos tiene como fecha estimada de puesta en operación comercial (POC) los años 2026 a 2028, dependiendo del avance regulatorio y ambiental. Sin embargo, solo una parte ha logrado obtener la concesión definitiva, lo que implica que el grueso del portafolio se encuentra aún sujeto a procesos administrativos clave ante el Ministerio de Energía y Minas.

Este auge eólico se da en un contexto normativo desafiante. La aprobación de la Ley 32249, en enero de 2025, introdujo una modernización del mercado eléctrico peruano, pero su reglamentación aún no ha sido publicada. Esto genera incertidumbre entre los desarrolladores, que reclaman mayor claridad para planificar inversiones y estructurar contratos de compraventa de energía.

Durante la consulta pública del reglamento, el sector renovable envió más de 1000 observaciones, sin que hasta ahora se haya presentado una versión actualizada del texto normativo. Uno de los aspectos más críticos para los promotores de energía eólica es la definición de los bloques horarios de contratación, necesarios para ofrecer competitividad a tecnologías intermitentes como la eólica.

“Es importante que el proceso sea claro y que las observaciones del sector puedan ser consideradas en un marco de diálogo institucional”, manifiestan desde el sector privado, en relación con el proceso liderado por el Ministerio de Energía y Minas.

Mientras tanto, el pipeline eólico sigue creciendo, y con él, las expectativas de una transformación profunda en la matriz eléctrica nacional. La suma de 10,7 GW en tramitación supera en diez veces la capacidad eólica actualmente en operación en el país, que alcanza 1021,3 MW. Según Osinergmin, esta potencia se distribuye en diez centrales ya integradas al sistema interconectado nacional.

Con condiciones naturales favorables, apetito inversor y un mercado con alto potencial de expansión, el Perú tiene todos los elementos para consolidar su liderazgo eólico en la región. Pero para que eso ocurra, será necesario que el Estado defina con rapidez y previsibilidad las reglas de juego que permitirán transformar esta proyección en infraestructura concreta.

Proyectos_Eolicos_OSINERGMIN

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La última ronda de adjudicación de energía eólica marina (AR7) del Reino Unido adjudicó 8,2 GW de energía eólica marina fija y casi 200 MW de energía eólica marina flotante, lo que la convierte en la mayor subasta de energía eólica marina de Europa hasta la fecha.

Un récord de 19 proyectos con una capacidad potencial total de 24 GW fueron elegibles para presentar ofertas. Esta competencia activa resultó en precios de ejercicio para proyectos de fondo fijo de 91,20 £/MWh en Inglaterra y Gales, y de 89,49 £/MWh en Escocia. Y la capacidad adjudicada abastecerá el equivalente a casi 10 millones de hogares y la convocatoria 

Los precios del AR7 son aproximadamente un 40 % inferiores a los de la construcción y operación de nuevas plantas de gas en el Reino Unido (147 £/MWh) y casi un 30 % inferiores a los de la construcción y operación de nuevas plantas nucleares en el Reino Unido (124 £/MWh).

La energía generada por los 8,4 GW de los nuevos parques eólicos marinos ahorrará a los consumidores casi 1700 millones de £ al año en comparación con el coste alternativo del gas. Mientras que lo adjudicado abastecerá el equivalente a casi 10 millones de hogares y la convocatoria 

Un momento crucial para la estabilidad y la planificación a largo plazo

El Reino Unido sufrió una ronda de subasta fallida en 2023 (AR5), lo que generó incertidumbre y retrasos. La siguiente ronda de subasta (AR6) resultó en un precio de ejercicio más realista, pero no aportó suficiente capacidad nueva. El AR7 marca ahora un punto de inflexión con una fuerte competencia y una amplia cartera de proyectos listos para construir.

Esto se debe en gran parte al diseño de las subastas del Reino Unido, que ofrece Contratos por Diferencia (CfD) bilaterales. Estos CfD ayudan a reducir el riesgo de los proyectos eólicos marinos y ofrecen visibilidad a largo plazo sobre los ingresos. Con un presupuesto de 1.790 millones de libras, el Gobierno del Reino Unido ha superado el presupuesto inicial de 1.100 millones de libras, asegurando capacidad adicional para impulsar la seguridad energética y la resiliencia económica.

El año pasado, la industria eólica europea propuso un Nuevo Acuerdo sobre Energía Eólica Marina para acelerar y minimizar los riesgos de desarrollo de energía eólica marina local y competitiva. Exige a los gobiernos europeos coordinar un desarrollo anual de 15 GW entre 2031 y 2040, con 10 GW anuales resultantes de subastas de contratos por diferencia (CfD). A cambio, la industria se comprometió a realizar importantes inversiones privadas y a reducir aún más los costes.

La próxima Cumbre de los Mares del Norte en Hamburgo es una oportunidad única para consolidar los compromisos del Gobierno, la industria y los GRT para avanzar en este aspecto, basándose en el éxito del AR 7 en el Reino Unido.

Los detalles ganadores del AR7

AR7 adjudicó 6 proyectos eólicos marinos y 2 proyectos eólicos flotantes.

Los 192 MW adjudicados hoy a proyectos eólicos flotantes representan un paso más hacia el despliegue de energía eólica flotante limpia a escala comercial. Para mantener este impulso y aprovechar al máximo su potencial, la industria necesita planes de apoyo a medida, un compromiso claro con un cronograma de subastas específicas para proyectos flotantes y una sólida inversión en infraestructura portuaria.

A continuación, la descripción general de todos los bits ganadores:

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Centroamérica y el Caribe ingresaron a una etapa clave para la integración del almacenamiento en la matriz energética. Guatemala, Panamá, República Dominicana y Honduras tienen en marcha licitaciones que, en conjunto, suman más de 4000 MW y que ya incluyen al BESS como un componente exigido o estratégicamente valorado. La tendencia es clara: se espera que las nuevas plantas no solo generen, sino también gestionen la energía.

Sin embargo, Leonardo David, consultor especializado en mercados eléctricos, advierte que el modelo de contrato que prevalece en la región sigue siendo insuficiente para atraer inversiones en esta tecnología.

En su análisis plantea que “los PPA tradicionales con enfoque ‘race to the bottom’ y el arbitraje de energía en mercado spot no suelen generar suficiente ingreso para justificar una batería por sí solos”, como la gestión de potencia, el respaldo al sistema o la respuesta rápida a la demanda. Bajo esas condiciones, sostiene que no es posible justificar financieramente el despliegue de almacenamiento, incluso si los pliegos lo exigen.

El caso hondureño es ilustrativo. En noviembre pasado, el nuevo gobierno reactivó una licitación por 1500 MW, que contempla una exigencia técnica de 20 % de capacidad en almacenamiento por proyecto. La licitación ha sido vista como una señal positiva para el mercado, pero también ha despertado inquietudes entre desarrolladores. David considera que el problema no está en la obligación de incorporar BESS, sino en que los contratos no reflejan el valor que estos sistemas aportan al sistema eléctrico.

Este fenómeno no es exclusivo de Honduras. En República Dominicana, Guatemala y Panamá también se están convocando licitaciones que permiten o promueven la incorporación de almacenamiento, en parte como respuesta a la necesidad de flexibilizar sistemas con alta penetración renovable. Sin embargo, en la mayoría de los casos no existen mecanismos contractuales o mercados específicos que remuneren la disponibilidad, la capacidad o los servicios auxiliares.

Desde el punto de vista del financiamiento, esta falta de ingresos diversificados compromete la bancabilidad. David explica que las baterías requieren una estructura de ingresos más compleja que la energía solar o eólica: dependen de flujos por energía, capacidad, servicios técnicos y participación activa en la red. Cuando los contratos solo reconocen uno de esos elementos, el modelo de negocio queda incompleto y el proyecto, en muchos casos, inviable.

Ante este escenario, el especialista sugiere avanzar hacia esquemas que permitan capturar el valor real del almacenamiento, como contratos por diferencia, mercados de capacidad o pagos por servicios de red. Además, destaca que la apertura del mercado es clave para destrabar nuevas inversiones, sobre todo en países donde la compraventa de energía sigue concentrada en empresas estatales.

En su propuesta, David señala que Honduras podría beneficiarse de una segmentación del mercado, donde la estatal ENEE se enfoque en consumidores regulados, transmisión y distribución, mientras se habilita la competencia entre generadores y grandes consumidores. “Crear una categoría de consumidores calificados, como ya existe en Panamá o Guatemala, sería un paso decisivo”, expresó. En ambos países, este segmento se aplica para consumos pico mensuales superiores a 100 kW, aunque en el caso hondureño sería necesario estudiar cuál es el umbral adecuado.

También considera viable permitir líneas privadas de transmisión, de forma que la situación financiera de la ENEE no frene la ejecución de contratos. A su juicio, una privatización total de la estatal sería caótica, pero sí se puede avanzar hacia un esquema donde conviva con operadores privados, como sucede con el INDE en Guatemala.

Aunque el contexto regulatorio todavía presenta barreras, el interés del sector privado se mantiene firme. Los procesos en marcha en Guatemala y República Dominicana, con plazos definidos y respaldo institucional, están generando movimiento entre desarrolladores y bancos multilaterales. Pero el interrogante de fondo persiste: ¿cómo cerrar el financiamiento de proyectos con BESS si los contratos no reflejan su verdadero valor técnico?

La respuesta, según David, pasa por alinear exigencias técnicas con estructuras contractuales modernas y flexibles. El almacenamiento ya dejó de ser una opción y pasó a ser una condición. Ahora, el desafío es convertirlo también en una inversión viable.

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La provincia de Buenos Aires aprobó el nuevo reglamento de generación distribuida comunitaria, lo que representa un punto de inflexión en el avance de las energías renovables descentralizadas en Argentina. 

La norma habilita por primera vez que múltiples usuarios de la provincia con puntos de suministro independientes se asocien para producir energía renovable de manera conjunta, compartir los beneficios del autoconsumo y monetizar los excedentes que inyecten a la red.

El nuevo marco normativo establece reglas técnicas, contractuales y económicas claras para el desarrollo de proyectos de más de 10 kW. Está especialmente orientado a pymes, cooperativas, municipios, parques industriales y comunidades urbanas y rurales, y deja atrás el carácter experimental o piloto que caracterizaba a muchas iniciativas anteriores.

“No se trata de experiencias piloto, sino de un marco pensado para instalaciones de escala media, con reglas técnicas, contractuales y económicas definidas, lo que habilita un flujo real de proyectos para empresas de ingeniería, EPC, integradores tecnológicos y proveedores de equipamiento”, aseguró el experto en transición energética Dr.-Ing. Alejandro J. Gesino

La asociación entre usuarios podrá constituirse mediante un acuerdo privado o mediante una persona jurídica, y cada integrante recibirá créditos monetarios en su factura por su participación en los excedentes energéticos inyectados. 

“Un aspecto central es la claridad en la monetización de la energía excedente (…) Esta previsibilidad mejora sustancialmente los modelos financieros, reduce el riesgo regulatorio y fortalece la bancabilidad de los proyectos, permitiendo estructurar esquemas de autoconsumo colectivo con retornos medibles y sostenibles”, manifestó Gesino. 

Además, los proyectos que se registren en el RUGER —registro obligatorio para acceder al régimen— tendrán acceso a exenciones fiscales previstas en la Ley 15.325, incluyendo la comunicación directa con ARBA, lo que impacta directamente en la mejora del retorno de inversión y la rentabilidad de los proyectos. 

Y cabe recordar que, actualmente, Buenos Aires es la segunda jurisdicción con mayor participación en la generación distribuida nacional bajo la Ley N° 27424, con 917 usuarios-generadores que suman 22,61 MW de capacidad instalada. 

Esta cifra representa más del 18% de los 119,24 MW operativos a nivel nacional; sumado a que la provincia bonaerense también posee 278 trámites en curso que podrían agregar 5,14 MW adicionales.

Subtítulo: Nuevos modelos de negocio y perspectivas tecnológicas

El nuevo reglamento habilita una evolución tecnológica progresiva, al dejar preparado el terreno para incorporar soluciones de almacenamiento, sistemas de gestión inteligente de la demanda y desarrollos vinculados a la electromovilidad, con reglas regulatorias ya establecidas.

“En términos estratégicos, este marco normativo habilita nuevos modelos de negocio: comunidades solares, autoconsumo industrial compartido, esquemas de “energía como servicio”, cooperativas energéticas y proyectos municipales con fuerte impacto local”, analizó el especialista 

“Si bien no crea un mercado mayorista ni habilita la venta libre de energía, consolida una infraestructura de transición energética distribuida, regulada y económicamente viable, con alto potencial de escalamiento e integración futura con almacenamiento, gestión de demanda y electromovilidad”, añadió.

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La licitación pública LPI ETESA 01-25, convocada por la Secretaría Nacional de Energía de Panamá, fue reprogramada para el 3 de marzo de 2026. Esta decisión vino acompañada de modificaciones al pliego técnico, a raíz de observaciones de actores del sector privado, principalmente en lo relacionado con la estructura de los contratos propuestos.

Inicialmente, el proceso contemplaba exclusivamente un contrato por diferencia de curva de demanda, un esquema que presentó limitaciones para ciertas tecnologías renovables como la eólica, caracterizadas por una generación variable. Ante esto, se incorporó una segunda opción: el contrato por diferencia de curva de generación, lo que permitió ampliar el abanico de posibilidades para los desarrolladores y adaptarse mejor a las características técnicas de cada proyecto.

En este contexto, desde el World Energy Council Panamá, su presidente, Héctor M. Cotes, remarcó la importancia de establecer procesos planificados que brinden claridad al mercado. En diálogo con este medio, expresó:

“Un cronograma de licitaciones, como el que se ha planteado, es beneficioso para los inversionistas actuales y potenciales porque genera previsibilidad y fomenta la participación de más empresas, lo que estimula la competencia y al final debe poder verse reflejado en mejores precios”.

La experiencia acumulada en procesos anteriores demuestra que, cuando se presentan reglas claras y se otorgan tiempos razonables para la preparación de ofertas, el resultado es una mayor participación y competencia. Estos factores no solo influyen en los precios, sino también en la calidad técnica de los proyectos adjudicados y en la seguridad jurídica que requiere la inversión de largo plazo.

Desde la perspectiva institucional, el cronograma de la licitación también se alinea con los objetivos del Plan Energético Nacional 2050, que establece como una de sus metas estratégicas el crecimiento sostenido de las energías renovables en la matriz nacional. El llamado actual forma parte de esa hoja de ruta, con contratos a 20 años que buscarán incorporar potencia firme y renovable al sistema panameño.

El diseño de contratos a largo plazo bajo esquemas estables permite a los inversionistas estructurar financiamiento a condiciones competitivas, con una menor percepción de riesgo regulatorio.

Este tipo de planificación es visto como un elemento clave por los actores que deben decidir entre múltiples mercados posibles para destinar sus capitales.

La previsibilidad, además, permite que empresas locales e internacionales puedan anticipar movimientos estratégicos, formar alianzas y desarrollar portafolios más robustos. Sin estos elementos, las convocatorias pueden terminar con baja participación o con condiciones que no reflejan la realidad tecnológica y financiera del sector.

Panamá busca consolidarse como un destino atractivo para la inversión en renovables, y eso requiere no solo voluntad política, sino también marcos normativos y procesos licitatorios que reflejen las necesidades reales del mercado.

En ese sentido, para organizaciones como WEC Panamá, resulta indispensable que los próximos llamados mantengan el enfoque actual y continúen perfeccionándose en base al diálogo técnico entre el sector público y privado.

La convocatoria LPI ETESA 01-25 será una referencia para los procesos futuros. De su resultado dependerá en gran medida la señal que reciba el mercado sobre la dirección que tomará el país en materia de transición energética. La expectativa está puesta en que, a partir de este rediseño, el país logre adjudicar contratos competitivos que amplíen su capacidad instalada con tecnologías limpias y sostenibles.

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España avanza en un total de 2155,8 MW en nuevos proyectos renovables en tramitación ambiental durante los meses de diciembre de 2025 y lo que va de enero del corriente año, de acuerdo a un relevamiento realizado por Energía Estratégica en base a datos publicados en el Boletín Oficial del Estado (BOE) del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO).

Se identifican 35 iniciativas que corresponden exclusivamente a energía solar fotovoltaica y eólica, lo que refleja el dinamismo sostenido del pipeline renovable español, con una fuerte presencia de grandes desarrolladores y un alto grado de concentración territorial y tecnológica.

• 26 parques fotovoltaicos por 1698,5 MW de capacidad
• 9 parques eólicos que suman 457,3 MW

De esta manera, la fotovoltaica representa el 79% de la nueva potencia renovable gestionada en este período, un dato que reafirma su papel dominante dentro de la planificación energética nacional.

Los proyectos solares tienden a ser más grandes en potencia individual, superando en varios casos los 150 MW; mientras que la eólica muestra una distribución geográfica más amplia, aunque con un promedio de potencia algo inferior.

En cuanto a los promotores más activos del periodo, el relevamiento evidencia una participación creciente de grupos internacionales y grandes utilities. Sobresale el caso de EDP, que figura con múltiples iniciativas fotovoltaicas que suman 244,3 MW. También aparecen Forestalia con 99 MW, MASDAR con 156,5 MW eólicos, Naturgy con un parque solar de 29 MW, Jinko Power con 139,5 MW y X-Elio con 29 MW solares. 

En el segmento eólico, Capital Energy suma dos proyectos eólicos de más de 225, 4 MW: Canales Sur, en Palencia, y Florín, en Zaragoza.

Además, destacan Khons Sun Power, responsable del proyecto más grande del periodo —Tagus 2, una planta solar de 224,5 MW en Toledo—, y Ququima Energy, que impulsa una instalación de 219,5 MW en Granada. 

Por el lado de la distribución territorial, la Comunidad de Madrid lidera el ranking con 579,5 MW, seguida por Castilla y León (569,3 MW) y Andalucía (410 MW). Estas tres regiones concentran más del 70% de la potencia tramitada en el período. Le siguen Cantabria, Extremadura y Aragón, todas con más de 150 MW.

El resto de los proyectos se dispersa entre la Comunidad Valenciana, Castilla-La Mancha y Cataluña. Si bien la geografía es diversa, los datos revelan una fuerte concentración en zonas con disponibilidad de suelo, buena irradiación o recurso eólico, y experiencia institucional en materia de renovables.

Las iniciativas se encuentran en distintas fases del proceso administrativo. Algunas ya cuentan con Declaración de Impacto Ambiental (DIA) favorable, otras han recibido la Autorización Administrativa Previa (AAP) y la Autorización de Construcción (AAC), y varias más fueron recientemente sometidas a información pública o solicitudes de utilidad pública.

Este avance regulatorio ocurre en paralelo al balance de un 2025 que cerró con cifras récord. Según datos de Red Eléctrica de España (REE), durante ese año se incorporaron 8.852,7 MW de nueva capacidad renovable, con 7.896,3 MW solares y 956,4 MW eólicos.

Sin embargo, el sector renovable se mantiene expectante ante regulaciones clave que podrían marcar el rumbo en 2026, como la aprobación del mecanismo de capacidad, una nueva subasta, y la definición pendiente del reglamento contra los apagones. Todo ello en un contexto de precios volátiles y redes eléctricas cada vez más saturadas.

En este contexto de crecimiento sostenido, el sector se prepara para un evento clave: el próximo 12 de febrero, Madrid acogerá el Future Energy Summit (FES) Iberia – Renewables & Storage 2026, donde se debatirá el futuro del almacenamiento, la integración renovable y el despliegue de infraestructura crítica. Participarán referentes del IDAE, del MITECO, autoridades de comunidades autónomas y CEOs de empresas como Saeta Yield, Iberdrola, EDP Renovables y otros actores estratégicos.

BOE actualizado españa – Hoja 1

La entrada España tramita más de 2 GW renovables en los últimos dos meses: ¿Quiénes son los promotores y cómo son los proyectos? se publicó primero en Energía Estratégica.

Mobility Portal da un paso decisivo en su evolución digital con el lanzamiento de su nueva web, una plataforma que integra en un único espacio a Mobility Portal Latinoamérica y Mobility Portal Europa, manteniendo la cobertura por países y ampliando su alcance global.

Desde ahora, toda la información clave del ecosistema eMobility —noticias, tendencias, mercados, empresas y tecnología— convive en un mismo entorno, diseñado para profesionales que necesitan velocidad, precisión y análisis en un sector en plena transformación.

La nueva plataforma incorpora una interfaz ultrarrápida, pensada para que los usuarios encuentren lo que buscan en segundos y optimicen su tiempo de lectura y análisis. A esto se suma una experiencia mobile first, fluida y eficiente, que permite acceder al contenido desde cualquier dispositivo sin perder funcionalidad.

Entre las principales novedades, Mobility Portal permite crear una cuenta personalizada, desde la cual cada usuario puede guardar artículos y notas de interés, definir sus preferencias de lectura y recibir notificaciones vinculadas a los temas que realmente importan.

El portal está disponible en español e inglés, reforzando su posicionamiento como medio de referencia a nivel internacional y facilitando el acceso a audiencias profesionales de distintos mercados.

La experiencia de consumo de contenidos también evoluciona: ahora es posible escuchar la lectura de los artículos, una funcionalidad pensada para mantenerse informado mientras se realizan otras actividades. Además, compartir contenidos en redes sociales resulta más simple e inmediato.

La nueva web incorpora también una sección de productos destacados, donde los lectores pueden conocer soluciones, tecnologías y propuestas relevantes del mercado, así como un espacio dedicado a eventos y transmisiones en vivo, que centraliza webinars, foros y coberturas especiales.

Con este lanzamiento, Mobility Portal consolida su rol como hub global de información estratégica sobre movilidad eléctrica, conectando regiones, mercados y actores clave en una sola plataforma, pensada para acompañar el ritmo de transformación que hoy define al sector a nivel global.

La entrada Mobility Portal presenta su nueva web: una plataforma global para seguir la eMobility en tiempo real se publicó primero en Energía Estratégica.

Guatemala dio un paso clave en su transición energética con la presentación del Plan de Expansión Indicativo de Generación (PEIG) y el Plan de Expansión del Sistema de Transporte Eléctrico (PET) 2026–2050.

Ambos documentos plantean una transformación de fondo en la matriz del país: al cierre del período, el 81,5% de la generación provendrá de fuentes renovables, con fuerte protagonismo de la energía solar, la geotermia y el almacenamiento.

La estrategia incluye una expansión acelerada de la infraestructura eléctrica, necesaria para acompañar una demanda en constante crecimiento, ya que prácticamente se cuadriplicó en el presente siglo y se espera que se duplique en las próximas dos décadas.

Incluso, en el escenario base, que optimiza costos y expansión mínima, se alcanzará una capacidad instalada proyectada de 9147 MW y donde la participación de renovables sobrepasa el 80%.

El portafolio de proyectos candidatos identificado por el MEM refleja con claridad la dirección renovable que tomará la expansión. El 84% de los 8797 MW considerados como potenciales provienen de fuentes limpias, lo que equivale a 7420 MW de capacidad.

En primer lugar, la hidroelectricidad sigue siendo la principal fuente de gran escala, con más de 2700 MW proyectados, aunque con desafíos relacionados con la variabilidad hídrica. Le sigue la solar fotovoltaica, que se consolida como la fuente renovable variable más relevante del sistema con más de 2400 MW, y que será clave en la estrategia de expansión descentralizada.

La geotermia aportará firmeza al sistema con hasta 617 MW, destacándose como una de las tecnologías estratégicas para dar estabilidad a la red. En forma complementaria, se prevé entre 415 y 545 MW eólicos, cuya generación nocturna y en época seca actúa como contraparte ideal de la solar.

También se incluyen tecnologías de bioenergía, con 342 MW de cogeneración y 250 MW de biogás, aprovechando residuos y excedentes industriales, especialmente durante la zafra azucarera.

En paralelo al crecimiento de la gran escala, la generación distribuida renovable (GDR) muestra una expansión sostenida. La capacidad pasó de 7,5 MW en 2009 a más de 160 MW en 2024, y se proyecta que alcance los 1200 MW para 2050, compuesta por 810 MW solares, 250 MW de biogás y 140 MW hidroeléctricos.

Actualmente existen más de 14 000 usuarios autoproductores con excedentes de energía (UAEE), quienes además de cubrir su propio consumo, inyectan energía a la red, mejorando la eficiencia del sistema y reduciendo pérdidas.

El documento también reconoce el papel central que jugará el almacenamiento con baterías (BESS) en los escenarios de transición. Para garantizar flexibilidad operativa y confiabilidad en un contexto de alta penetración de renovables, se establece que todos los proyectos solares mayores a 50 MW deberán contar con baterías equivalentes al 30% de su capacidad instalada.

Para 2050, se estima que habrá al menos 370 MW de sistemas BESS acoplados a plantas fotovoltaicas. Estas unidades permitirán optimizar los flujos de potencia, sustituir generación forzada y aportar compensación reactiva, funciones esenciales para mantener la estabilidad del sistema.

En paralelo al PEIG, el PET 2026–2050 traza el crecimiento del sistema de transporte eléctrico, con un enfoque en confiabilidad, cobertura y eficiencia. El plan prevé la construcción de 5687 km de nuevas líneas de transmisión y la incorporación de 172 subestaciones. Esta expansión permitirá conectar nuevos proyectos, mejorar el servicio en áreas rurales y sostener el crecimiento de la demanda a nivel nacional.

En el contexto operativo de expansión de la red, el último intento por avanzar en la infraestructura enfrentó un tropiezo: la licitación pública PET‑3 para obras de transmisión fue declarada desierta tras la falta de documentación técnica completa por parte del único oferente, lo que impidió adjudicar los proyectos previstos y dejó momentáneamente sin ejecución más de 230 km de líneas consideradas críticas para aliviar cuellos de botella y conectar nueva generación renovable al sistema.

Esta situación, confirmada por fuentes del sector energético, expone la necesidad de perfeccionar las condiciones de los procesos de contratación pública para atraer mayor participación privada, y se esperaba que el Ministerio de Energía y Minas definiera si ratificar o ajustar lo resuelto para relanzar la convocatoria bajo bases más competitivas.

Posteriormente, autoridades del MEM informaron a Energía Estratégica que están trabajando en replantear y relanzar la convocatoria bajo condiciones más competitivas, explorando mecanismos alternativos de contratación y segmentación de obras para asegurar el avance de la transmisión en 2026 y mitigar riesgos de retraso en la materialización de la expansión eléctrica prevista en los planes al 2050.

La ampliación de la red también habilita mayor integración regional y más oportunidades de intercambio de energía con los países vecinos, en línea con los objetivos del SIEPAC.

Según el director de Energía, Luis Manuel Pérez, “la red eléctrica debe crecer al ritmo del país y estar lista para integrar nuevas tecnologías y fuentes de generación”.

El desarrollo de estos planes contó con el respaldo técnico y financiero de socios estratégicos como la Unión Europea, GIZ, GetTransform y CEPAL. El involucramiento de la cooperación internacional no solo aportó solidez técnica, sino que también reforzó la legitimidad institucional del proceso.

Desde la Delegación de la Unión Europea en Guatemala, María González Mata destacó que “apoyar esta transición energética justa y sostenible es una prioridad que compartimos con el país”.

Los planes lanzados por el MEM configuran una hoja de ruta con metas claras, apertura a la inversión y visión de largo plazo. A partir de ahora, el desafío será pasar del papel a los proyectos concretos, con mecanismos que aseguren la ejecución y el seguimiento efectivo de la transformación energética que Guatemala ya puso en marcha.

01-2026 PLANES PET Y PIEG

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La elección de José Antonio Kast como presidente de Chile ha reconfigurado el escenario para el sector, de modo que comienzan a definirse los cuadros técnicos y políticos que ocuparán los cargos clave del nuevo gobierno, siendo uno de los focos de mayor expectativa el Ministerio de Energía.

Según pudo averiguar Energía Estratégica, cuatro personas concentran el abanico de nombres de quienes evalúan la gobernanza futura del sistema eléctrico chileno: José Venegas, Rodrigo Álvarez, Francisco López y José Luis Daza.

Perfiles que, en caso de asumir deberán conducir una transición compleja marcada por mayor penetración renovable y alta participación de sistemas de almacenamiento, la modernización del sistema y las reformas regulatorias.

¿Quién es quién de los candidatos a ocupar la silla central del Ministerio de Economía? 

José Venegas fue secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) entre 2018 y 2022, y cuenta con tres décadas de experiencia en generación, transmisión y distribución, con pasado en empresas de renombre como Colbún y Endesa, entre otras.

Durante el último tiempo ocupó el estatus de referente energético de la candidatura presidencial de Kast, a tal punto que reveló las propuestas del líder del Partido Republicano, entre las que se destacan una agenda centrada en la libertad del consumidor, la eliminación de trabas burocráticas, el ordenamiento de las PMGD y modernización técnica sin subsidios.

También figura Rodrigo Álvarez, quien fuera ministro de Energía entre 2011 y 2012, además de expresidente de la Cámara de Diputados y exvicepresidente de la Convención Constitucional.

Aunque se reconoce su cercanía con el presidente electo, fuentes cercanas indican que su participación se inclinaría a un rol más técnico que ministerial o cargos de primera línea, dado su perfil estratégico y su trayectoria parlamentaria.

Otro nombre que toma fuerza es Francisco Javier López, exsubsecretario de Energía entre 2019 y 2022 (en reemplazo de Ricardo Irarrázabal), abogado de la Universidad Católica y actual socio del estudio Jara Del Favero. 

Durante su mandato como subsecretario de Energía, brindó una entrevista para Energía Estratégica (ver nota) en la que abordó las prioridades necesarias para continuar con la diversificación de la matriz y el impulso de las renovables, como también los cambios necesarios en aquel entonces.

Y según fuentes cercanas a Energía Estratégica, su etapa durante el durante el segundo gobierno de Sebastián Piñera lo posiciona como una opción sólida, tanto para Energía como para otras carteras vinculadas al desarrollo productivo.

Finalmente, aunque con menor probabilidad, se ha mencionado que el nuevo presidente del país andino llamaría a José Luis Daza, actual viceministro de Economía en Argentina, de nacionalidad chileno-argentina y vinculado históricamente al mundo financiero. 

En el ámbito público, fue representante del Banco Central de Chile en Asia, con base en Tokio. Su nombre fue asesor y sonó como candidato a ocupar el ministerio de Economía durante la campaña electoral de 2021 en caso de que hubiese ganado el candidato de ultraderecha José Antonio Kast,

Mientras que años atrás, casi desde el comienzo de la presidencia de Javier Milei, Daza colaboró con el equipo económico debido a su nacionalidad, identificación política y varias amistades personales que posee en su país natal, entre ellas Luis Caputo hace más de 30 años, a quien conoció por haber trabajado juntos en JP Morgan.

Si bien recibió una oferta para dejar el viceministro de Economía en Argentina sumarse al gabinete chileno, su inclusión pierde fuerza tras la confirmación de Jorge Quiroz como nuevo ministro de Hacienda.

Un diseño político bajo presión: el triministerio en suspenso

Durante las primeras conversaciones sobre el gabinete, se barajó la posibilidad de crear un triministerio que agrupe Energía, Economía y Minería, lo que permitiría concentrar poder de decisión estratégica en una sola figura. 

Sin embargo, la propuesta comenzó a debilitarse tras las advertencias de distintos actores del sector, que plantearon la necesidad de mantener autonomía en cada una de esas áreas, dada la complejidad técnica y los desafíos particulares que enfrentan.

Al mismo tiempo, el modelo de triministro también habría sido cuestionado dentro del propio oficialismo, ya que podría reducir el margen para integrar a distintos referentes políticos. En ese marco, la opción de mantener la cartera de Energía con un liderazgo propio se consolida como la alternativa probable, permitiendo además dar señales claras a los actores del sector sobre la hoja de ruta que tomará el nuevo gobierno.

A la espera de definiciones oficiales, el mercado energético sigue de cerca cada movimiento. Lo que sí se sabe es que para el nuevo gobierno, el futuro es renovable, ya que se espera la construcción de más de 10 GW en los próximos años, de los cuales el 95% son proyectos renovables; sumado a que, de acuerdo con las proyecciones del equipo de Kast, Chile alcanzará en 2027 los 9 GW de sistemas de baterías y 14 GW en 2030.

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Red Eléctrica España (REE) ha puesto en evidencia 78 nudos de la red de transporte donde se activará el procedimiento de concurso de capacidad de acceso de demanda. De estos puntos críticos, 46 pertenecen a redes de 220 kV y 32 a redes de 400 kV, en función de su tensión nominal. 

El análisis regional permite identificar a Andalucía como la comunidad con mayor concentración, con 19 nudos afectados. Le siguen Castilla y León (11), Aragón (10) y Castilla-La Mancha (9), mientras que la Comunidad de Madrid y Extremadura presentan 7 nudos cada una. También aparecen en el listado Cataluña (5), Galicia (4), y en menor medida País Vasco, Comunidad Valenciana y Murcia, con 2 nudos cada una.

La publicación, fechada el 15 de diciembre de 2025, se realiza en aplicación de los artículos 20 bis y 20 quater del Real Decreto 1183/2020, que regula el acceso y conexión a las redes eléctricas de transporte y distribución en España.

Según lo dispuesto, cuando en un mismo nudo concurren múltiples solicitudes de acceso sin capacidad técnica suficiente para atenderlas de forma simultánea, se debe activar un concurso competitivo para adjudicar la capacidad disponible de forma objetiva y transparente. En tanto que la identificación pública de estos nudos marca un paso en la organización técnica y regulatoria del sistema eléctrico ante la creciente presión de nuevas solicitudes de consumo intensivo.

La medida no solo identifica los puntos donde la red está más comprometida, sino que lanza una señal directa a promotores industriales, operadores logísticos y desarrolladores de proyectos de electromovilidad, hidrógeno verde o almacenamiento, sobre dónde deben prepararse para competir por capacidad.

Esta publicación ocurre en un contexto de alta tensión estructural en la red, especialmente en el sistema de distribución, donde los mapas de capacidad publicados por las distribuidoras bajo la Circular 1/2024 de la CNMC muestran que el 83,4 % de los nudos ya se encuentran saturados, es decir, sin margen técnico para admitir nueva demanda sin inversiones adicionales.

Según informó Energía Estratégica, esto ha generado inquietud entre actores del mercado renovable y de la electrificación industrial. Expertos consultados reclaman medidas urgentes para flexibilizar accesos y acelerar la inversión en redes eléctricas que permitan incorporar nuevos consumos y tecnologías innovadoras.

En este contexto, Abelrado Reinoso, destacó la necesidad de habilitar posiciones disponibles en subestaciones, permitir el uso compartido entre demanda y generación, flexibilizar los criterios de acceso, y priorizar proyectos con mayor madurez técnica y financiera. También apuntó que figuras como el acceso flexible, recientemente introducido en la Circular 1/2024, pueden aportar soluciones si se aplican correctamente: “Lo importante es que se entienda que no toda la potencia se necesita 24/7, y que el sistema pueda valorarlo”, explicó.

El documento publicado por REE especifica que “se muestran los nudos de la red de transporte en los que el Operador del Sistema ha informado de que concurren las circunstancias para celebrar un concurso de acceso de demanda”, y detalla con precisión la fecha de comunicación, tensión del nudo y ubicación geográfica.

Para el sector energético, este nuevo mapa no es solo una declaración técnica, sino que puede funcionar como una guía estratégica para tomar decisiones sobre ubicación de plantas, inversiones en eficiencia eléctrica y desarrollo de proyectos industriales. A su vez, permite prever la competencia regulatoria por el acceso a una red limitada, lo cual tiene impacto en los calendarios de puesta en marcha y viabilidad de nuevas iniciativas.

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El Gobierno mexicano anunció que en enero lanzará la segunda convocatoria pública para proyectos de generación limpia y almacenamiento. En ese contexto, actores del sector valoran positivamente los resultados de la primera ronda, en la que se adjudicaron 3300 MW de capacidad renovable y 1200 MW en almacenamiento.

Uno de los aspectos más destacados fue la celeridad inédita del proceso, posible gracias a que los proyectos seleccionados fueron declarados estratégicos, lo que habilita cronogramas definidos para permisos y construcción.

“El proceso de permisos e interconexión que antes tomaba dos años, lo comprimieron en dos meses. Eso da muchísima certeza a quien financia, a quien construye y a quien compra la energía”, señaló Alejandro Robles, director de MRS Sustentables, en diálogo con Energía Estratégica.

Con este precedente, anticipa que habrá un mayor interés del sector privado en la nueva etapa. “Va a ser muy interesante esta segunda vuelta. Hay jugadores fuertes que quisieron ver cómo se daba la cosa, y ahora se van a animar. Y si se incorporan mejoras, puede ser aún más potente”, planteó.

No obstante, Robles apuntó que para consolidar este esquema y ampliar su impacto será clave introducir mayor flexibilidad en aspectos técnicos, económicos y regulatorios.

“Sería deseable tener una mayor flexibilidad en las convocatorias, en especial en lo que respecta a dónde interconectarte. Que, por ejemplo, te digan: ‘necesito energía en la zona Occidental’, y que además te anticipen el costo de los refuerzos macro, aunque sea aproximado. Así podés ver cómo optimizar tu proyecto para sacarlo adelante”, sostuvo. A su juicio, la falta de esa información limita la planificación eficiente y restringe la participación de nuevos actores.

“Esto es un proceso dinámico, es una nueva ley, un nuevo sector. Creo que todos vamos a ir aprendiendo con el tiempo. Y para eso, los instrumentos regulatorios también tienen que empezar a incorporar cierta flexibilidad”, remarcó. También sugiere que se permita postular tecnologías distintas a las previstas para ciertas regiones, siempre que estén técnica y económicamente justificadas.

Lejos de plantear una baja en los estándares, Robles aclaró que este pedido apunta a mejorar el alcance del esquema sin afectar su rigor. Por el contrario, destaca que la primera convocatoria sirvió como un filtro que elevó la calidad del mercado. “Solo entran los proyectos serios. Necesitás tener terrenos arrendados, estudios de interconexión avanzados, la manifestación de impacto ambiental y social presentada… y además, poder asumir refuerzos que cuestan cientos de millones de pesos”, puntualizó.

Otro eje relevante fue la incorporación obligatoria de almacenamiento. Todos los proyectos debieron integrar baterías equivalentes al 30% de su capacidad nominal, con tres horas de respaldo para solar y cuatro para eólica. Como resultado, se prevé la instalación de entre 3 y 4 GWh. “El almacenamiento ya no es opcional. Llegó, se va a instalar y será parte de la estructura del sistema eléctrico en México”, afirmó.

Más allá de los proyectos adjudicados, Robles observa una reactivación transversal en el ecosistema energético. Aumentaron las solicitudes de generación distribuida por parte de industrias, especialmente para instalaciones menores a 20 MW.

Además, proveedores de equipos, firmas de ingeniería, consultores financieros y operadores O&M ya comenzaron a movilizarse. “Esto está activando el ecosistema. Va a haber empleos bien remunerados, actividad para proveedores, técnicos y reclutadores”, indicó.

Por último, señala que aún resta completar aspectos normativos clave. Si bien la Ley del Sector Eléctrico se publicó en marzo y en octubre se presentó el nuevo reglamento, todavía falta actualizar manuales de interconexión, reglas de mercado y disposiciones técnicas.

“Falta que todos tengan muy claro cuál es la película. Pero las señales han sido muy positivas”, concluyó.

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El almacenamiento se consolida como una palanca clave para mejorar la rentabilidad de los proyectos solares en España. Según estimaciones de AleaSoft, la integración de baterías puede aumentar los ingresos hasta en un 40%, al permitir a las plantas operar de forma más estratégica, maximizando valor en un mercado cada vez más volátil.

“Al integrar baterías, la planta pasa a una estrategia mucho más activa, basada en arbitraje, gestión del riesgo y captura de volatilidad. El perfil de ingresos cambia radicalmente: menos dependencia de las horas solares canibalizadas, mayor exposición a precios altos en horas punta y una combinación de ingresos más diversificada y estable en el tiempo», aseguró Antonio Delgado Rigal, CEO de Aleasoft. 

«En la práctica, el almacenamiento convierte a la planta solar en un activo gestionable, con más resiliencia frente a cambios de mercado y mayor bancabilidad”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.

Este nuevo enfoque no responde solo a una mejora operativa y económica, sino a un cambio estructural en el funcionamiento del mercado mayorista español. Si bien el precio medio ha registrado niveles contenidos en los últimos meses, el comportamiento real del mercado está marcado por una volatilidad horaria e interdiaria creciente, producto del avance renovable, la débil evolución de la demanda y unas interconexiones aún limitadas en España.

“El mercado ha entrado en una fase en la que el precio medio ya no es el principal mensaje; lo relevante es la dispersión de precios por horas y días”, subrayó Delgado Rigal.

 En este escenario, las horas centrales del día concentran una sobreoferta fotovoltaica que hunde los precios, mientras que los momentos sin sol ni viento siguen dominados por los ciclos combinados de gas, empujando los precios al alza.

Consultado sobre qué indicadores deben mirar con más atención los desarrolladores para anticiparse a los cambios de mercado, Delgado Rigal apuntó que ya no basta con observar el precio medio del pool. En su lugar, recomienda enfocarse en la forma del precio horario y su volatilidad, elementos que definen el verdadero valor de un proyecto.

“Ahí es donde se genera, o se destruye, valor”, sostuvo el CEO de AleaSoft, quien subrayó la relevancia de analizar los spreads horarios y estacionales, la correlación entre precios y producción renovable, así como la evolución de las horas en que casan las centrales de gas, por ser estas las que determinan los picos de precio.

Para poder operar en un entorno con tanta dispersión horaria y dependencia de condiciones variables, Delgado Rigal insiste en que no alcanza con tener una visión estática o puntual del mercado. Es indispensable contar con previsiones horarias y cuartohorarias a largo plazo, con probabilidades asociadas, que permitan evaluar diferentes escenarios, anticipar riesgos y definir estrategias realistas.

Esta necesidad se vuelve especialmente crítica en proyectos de hibridación y almacenamiento, donde el valor económico depende del encaje preciso entre generación, precios y flexibilidad.

“En un mercado cada vez más complejo, estas métricas y previsiones avanzadas son las que permiten anticiparse a los cambios y diseñar proyectos realmente viables en el tiempo”, enfatizó.

Delgado Rigal destaca que los sistemas de almacenamiento no solo ayudan a suavizar los precios horarios, sino que también “aportan servicios de ajuste y control, de modo que se necesitarán menos ciclos combinados funcionando solo para garantizar el control de tensión y la estabilidad de la red”. 

No obstante, enfatiza en que para que el almacenamiento sea verdaderamente rentable se necesitan marcos regulatorios que remuneran explícitamente la flexibilidad y los servicios al sistema, más allá del mercado de energía. 

“Se necesita una retribución explícita por la flexibilidad y los servicios al sistema: capacidad, regulación de frecuencia, control de tensión, servicios locales de red”, afirmó el CEO de AleaSoft, destacando que sin señales claras de regulación a largo plazo, gran parte del valor potencial de estos activos puede quedar sin capturar.

En un mercado cada vez más impredecible, AleaSoft se posiciona como un facilitador estratégico clave para utilities, comercializadoras, fondos de inversión y desarrolladores. A través de escenarios de precios, demanda y producción renovable, la empresa proporciona herramientas que permiten estructurar PPAs, evaluar riesgos, optimizar carteras y mejorar la bancabilidad de los proyectos. 

“Nuestro papel no es decir qué decisión tomar, sino poner números, probabilidades y coherencia de mercado a cada alternativa, de forma que cada agente pueda decidir con mayor visibilidad y confianza en el largo plazo”, explicó el ejecutivo.

Para ello, la compañía utiliza AleaModel, un sistema de previsión propio diseñado específicamente para el sector energético. El modelo combina una estructura estadística tipo SARIMA de Box-Jenkins con redes neuronales artificiales, lo que le permite capturar la estacionalidad, la dinámica temporal y las relaciones entre variables del mercado. 

“El modelo ajusta de manera dinámica los parámetros, lo que convierte a AleaModel en un sistema adaptativo capaz de reaccionar rápidamente a cambios de tendencia y contexto”, resalta el CEO. 

En ese contexto, el Future Energy Summit (FES) Iberia – Renewables & Storage 2026 aparece como uno de los espacios más relevantes para debatir estas cuestiones de almacenamiento y precios de energía. El encuentro, que se realizará el 12 de febrero de 2026 en Madrid, reunirá a reguladores, decisores empresariales y líderes tecnológicos para abordar desafíos y oportunidades en torno al almacenamiento, la integración renovable, los nuevos modelos de negocio y la evolución de los mercados energéticos en la Península Ibérica.

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La participación de fuentes renovables en la capacidad instalada eléctrica de América Latina y el Caribe alcanza ya el 65 %, una cifra histórica.

Sin embargo, eso no significa que las renovables generen esa misma proporción de energía en tiempo real. La diferencia entre capacidad instalada y generación efectiva sigue siendo una de las brechas técnicas más relevantes del sistema eléctrico regional.

Según el informe de monitoreo del mercado eléctrico regional, en junio de 2025 la generación renovable llegó al 71 % del total, con la hidroeléctrica aportando el 51 %. Pero en julio —en temporada seca— ese índice cayó al 65 % o menos.

Esta variación estacional revela que, en ciertos momentos del año, el sistema necesita seguir recurriendo a tecnologías fósiles como el gas o el fuel oil para garantizar el suministro.

Para Antonio S.R. López, CEO de A&M TECHNOLOGY, esa diferencia entre instalación y generación es estructural.

“No siempre es lineal el dato de capacidad instalada con el de generación aportada al sistema”, explicó, y subrayó que las brechas más urgentes están en la falta de almacenamiento, la escasa flexibilidad operativa y la necesidad de contar con pronósticos de recursos más precisos.

También advirtió que la infraestructura de transmisión actual necesita ser reforzada para sostener altos niveles de generación renovable en todas las condiciones climáticas.

La exposición a los combustibles fósiles tampoco se ha superado en términos económicos. El precio spot de la electricidad continúa anclado a las tecnologías térmicas, especialmente en momentos de baja generación renovable, congestiones regionales o picos de demanda. Si bien las renovables ayudan a amortiguar la volatilidad, aún no logran desacoplar completamente el precio eléctrico del gas y el fuel oil.

Según se detalla en el informe regional, para lograr un verdadero desacoplamiento se requiere más capacidad de almacenamiento, una red más flexible, mejoras en la transmisión regional y mercados de servicios complementarios que valoren adecuadamente los atributos técnicos de las renovables.

2026: año de inflexión para la operación del sistema

Las proyecciones de demanda hacia 2026 plantean un nuevo desafío para el sistema eléctrico regional. Aunque se espera que el crecimiento de la generación provenga mayoritariamente de renovables, la falta de soluciones estructurales como el almacenamiento y la flexibilidad puede convertir este escenario en un cuello de botella operativo.

Así lo advirtió López: “El impulso principal será la expansión renovable, pero sin almacenamiento ni flexibilidad, la operación no podrá sostenerse”.

La integración regional, a través del Mercado Eléctrico Regional (MER), podría ser una herramienta clave para enfrentar estos retos. El MER ya permite optimizar el despacho, reducir costos y reforzar la seguridad energética mediante el intercambio entre países. Sin embargo, su arquitectura actual no está diseñada para gestionar la variabilidad de fuentes intermitentes.

A nivel operativo, aún se necesitan ajustes normativos que permitan incorporar servicios auxiliares, mejorar los mecanismos de despacho y abrir la participación a recursos distribuidos. Las renovables han ampliado el potencial de integración energética regional, pero la capacidad limitada de la red de transmisión es hoy un freno para absorber grandes flujos variables.

El ejecutivo fue enfático al respecto: el diseño del mercado necesita adaptarse para que los recursos renovables puedan ser plenamente integrados, no solo a nivel técnico sino también comercial y económico. De lo contrario, los logros en capacidad instalada podrían verse comprometidos por restricciones estructurales no resueltas.

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Las nuevas operadoras toman posesión de las hidroeléctricas del Comahue en Argentina, asumiendo la gestión sin interrupciones en la operación, el despacho y la comercialización de energía dentro del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), garantizando la continuidad plena del servicio mientras se completan los procedimientos administrativos definitivos, conforme el régimen transitorio establecido por la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación.

Las empresas adjudicatarias que asumieron la posesión son:

• Edison Inversiones S.A.U. (Alicurá y Cerros Colorados),
• BML Inversora S.A.U. (El Chocón),
• Central Puerto S.A. (Piedra del Águila).

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) inició de manera simultánea las adecuaciones necesarias en programación, despacho, liquidaciones, registración y garantías, asegurando una transición ordenada y sin impactos sobre la operación del sistema eléctrico nacional.

Además de la oferta económica ya abonada al Estado Nacional, los adjudicatarios deberán realizar un rebumping integral de las centrales: un conjunto de obras de modernización, renovación y actualización tecnológica estimado en alrededor de USD 400 millones, destinado a extender la vida útil de los equipos, mejorar la eficiencia y elevar los estándares de seguridad operativa de los complejos hidroeléctricos. Estas inversiones forman parte de las obligaciones contractuales que deberán ejecutar en los próximos años.

Las nuevas concesionarias cuentan con 30 días corridos desde la toma de posesión para completar la documentación final requerida.

La toma de posesión marca un hito decisivo en la reorganización y modernización del sistema hidroeléctrico del Comahue, ya que asumen el compromiso de garantizar una operación segura, eficiente y sostenible, fortaleciendo la seguridad energética del país y consolidando un esquema de gestión basado en reglas claras, previsibilidad e inversión de largo plazo.

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El Gobierno de España asumió la Vicepresidencia de la 16ª Asamblea de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), que se celebra del 10 al 12 de enero en Masdar, Abu Dabi (Emiratos Árabes Unidos).

España, representada por la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen, y encabezada en terreno por el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, ocupará un rol estratégico durante todo el año 2026 dentro de esta entidad internacional dedicada a impulsar la transición energética global.

“El liderazgo de España en IRENA refleja nuestro compromiso con el multilateralismo, las energías renovables y la cooperación internacional como herramientas para garantizar un desarrollo justo, sostenible y con impacto socioeconómico positivo”, señaló Aagesen.

El anuncio coincide con la noticia de la retirada de Estados Unidos de varios foros multilaterales, incluida IRENA, decisión que el Gobierno español lamentó y calificó como un retroceso en los esfuerzos globales contra el cambio climático y por la seguridad energética.

Compromisos estratégicos y programa de trabajo 2026–2027

Durante la Asamblea, España financiará el programa de trabajo 2026–2027 de la Asociación para el Avance de las Energías Renovables en América Latina (PARLA), un plan que busca fortalecer capacidades técnicas y políticas, impulsar la expansión de infraestructuras y promover la bioenergía sostenible, entre otros objetivos clave.

El país aportará 250.000 dólares anuales para hacer viable este programa, que incluye foros regionales de formación y apoyo técnico a gobiernos y actores locales.

Además, en su intervención, Groizard reafirmará la necesidad de acelerar la transición energética como respuesta directa a la crisis climática y motor de crecimiento económico global.

España llega a esta Asamblea en un momento de liderazgo energético tangible: en 2025, las energías renovables cubrieron el 57% de la demanda eléctrica nacional, reforzando la seguridad energética y la autonomía del país frente a crisis geopolíticas o volatilidad de mercados.

El enfoque estratégico de IRENA para esta edición —que bajo el lema “Powering Humanity: Renewable Energy for Shared Prosperity” reunirá a líderes globales en Masdar— subraya la urgencia de acelerar soluciones renovables a escala mundial para promover prosperidad compartida, equidad energética y resiliencia climática

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España lanzó una serie de convocatorias que movilizan €1369 millones en ayudas para proyectos estratégicos que responden a un enfoque multisectorial en almacenamiento, infraestructura portuaria para eólica marina, transición energética industrial y eficiencia energética.

Se trata de seis líneas de ayudas actualmente activas: PORT-EOLMAR (€212 millones), Redes de calor y frío renovables (€50 millones), Sustitución de combustibles fósiles en cogeneración y residuos (€50 millones), RENOVAL II (€355 millones), Eficiencia energética y renovables en industria y servicios (€500 millones) y la segunda convocatoria del Programa de Incentivos a Proyectos Innovadores de Energías Renovables y Almacenamiento (€202,5 millones), lanzada por el IDAE a finales de diciembre.

A continuación, el detalle de cada línea activa, sus fondos asignados, requisitos y estado de tramitación.

La línea PORT-EOLMAR destina €212 millones a proyectos de inversión para adaptar infraestructuras portuarias al despliegue de energías renovables marinas, en especial eólica marina flotante. La distribución regional de fondos contempla €100 millones para el Golfo de Vizcaya y costas ibéricas, €82 millones para el mar Mediterráneo y  €30 millones para Canarias (Atlántico Macaronésico).

Las ayudas están dirigidas exclusivamente a Autoridades Portuarias del sistema estatal, individualmente o agrupadas, y los proyectos deberán ejecutarse en un plazo máximo de 48 meses, sin superar el 31 de diciembre de 2030. Mientras que el plazo de solicitud se extiende entre el 28 de enero y el 3 de marzo.

Esta convocatoria cobra relevancia en un contexto donde España cuenta con más de una docena de preproyectos se encuentran paralizados a la espera de subastas y de la definición de regulaciones. Por su parte, APPA Marina reclama al Ejecutivo mayor claridad regulatoria y medidas urgentes para evitar que España quede rezagada frente a competidores europeos.

Por el lado del programa RENOVAL II moviliza €355 millones para fortalecer la industria nacional vinculada a la transición energética y apoyar la fabricación de componentes y tecnologías limpias, reduciendo la dependencia exterior y generando empleo verde dentro del país.

Podrán acceder empresas manufactureras, grandes industrias y PYMES proveedoras de soluciones en energías renovables, almacenamiento, eficiencia energética, hidrógeno renovable y redes inteligentes. Las solicitudes pueden presentarse desde el 22 de enero hasta el 25 de febrero.

Almacenamiento energético con bombeo reversible

Con una dotación de €90 millones, esta línea tiene como foco el almacenamiento hidroeléctrico mediante bombeo reversible, considerado estratégico para dotar de estabilidad y flexibilidad al sistema eléctrico. Las solicitudes pueden presentarse desde el 27 de enero al 26 de febrero.

Está dirigida a empresas energéticas, consorcios tecnológicos y operadores del sistema. Los proyectos deberán tener un componente de innovación tecnológica y estar alineados con la planificación energética nacional. Se priorizarán aquellos que permitan integrar más energías renovables variables (como solar y eólica) y contribuyan al equilibrio de la red en escenarios de alta penetración renovable.

Eficiencia energética y renovables en industria y servicios

La Conferencia Sectorial de Energía aprobó en diciembre de 2025 el reparto de €500 millones entre comunidades autónomas para impulsar la eficiencia energética y el uso de renovables en sectores industriales y de servicios.

Cada región abrirá sus propias convocatorias para ejecutar los fondos, priorizando proyectos que combinen mejoras en la gestión energética con integración de tecnologías limpias, incluyendo sistemas de autoconsumo, redes térmicas renovables y electrificación de procesos.

Las actuaciones elegibles abarcan: Optimización de procesos industriales, climatización eficiente y con energías renovable, automatización y digitalización energética y reducción del consumo eléctrico convencional

Podrán acceder empresas industriales, establecimientos del sector servicios (como hoteles, hospitales, centros comerciales), así como infraestructuras logísticas. El reparto regional ya fue aprobado y se espera que las comunidades comiencen a abrir sus líneas específicas durante el primer semestre de 2026.

Redes de calor y frío alimentadas por renovables 

Otra convocatoria con €50 millones de presupuesto está orientada a la creación o ampliación de redes térmicas alimentadas con fuentes como biomasa, geotermia o solar térmica. Las solicitudes pueden presentarse entre el 21 de enero y el 27 de febrero

Se aceptan proyectos promovidos por entidades públicas, privadas o mixtas, y se subvenciona la totalidad de la cadena: generación térmica renovable, distribución, almacenamiento y puntos de intercambio. Se priorizarán proyectos que suministren calor a varios edificios o instalaciones públicas.

A esos llamados se debe añadir uno centrado en la sustitución de combustibles fósiles en instalaciones de cogeneración y plantas de tratamiento de residuos por tecnologías renovables. Las ayudas cuentan con €50 millones disponibles y pueden solicitarse desde el 26 de enero hasta el 2 de marzo.

Los beneficiarios pueden ser empresas públicas o privadas titulares de instalaciones térmicas que operen bajo cogeneración de alta eficiencia o tratamientos energéticos de residuos. Las tecnologías elegibles incluyen bombas de calor, redes térmicas renovables, electrificación directa y autoconsumo. 

Proyectos innovadores de renovables y almacenamiento (segunda convocatoria)

Cabe recordar que a finales de diciembre el IDAE lanzó oficialmente la segunda convocatoria del Programa de Incentivos a Proyectos Innovadores de Energías Renovables y Almacenamiento, con un presupuesto total de €202.500.000. 

La línea financia soluciones vinculadas a almacenamiento, integración sectorial, agrivoltaica, generación renovable distribuida y otras tecnologías con bajo nivel de implantación comercial. El plazo para presentar solicitudes comenzará el 14 de enero y finalizará el 19 de febrero.

Todas las convocatorias activas funcionan bajo el principio de concurrencia competitiva y se otorgan como subvención a fondo perdido, con intensidades que pueden alcanzar el 100% en algunos casos, especialmente para proyectos públicos o estratégicos.

 El desafío será ahora ejecutar estos recursos de manera ágil y coordinada, resolviendo las barreras normativas pendientes y garantizando el impacto real de estas inversiones.

El sector energético privado, por su parte, espera definiciones clave, especialmente en áreas como eólica marina y almacenamiento para acompañar este impulso con proyectos viables y escalables.

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La Secretaría Nacional de Energía de Panamá postergó la licitación pública LPI ETESA 01-25, orientada a nuevos proyectos de generación eólica e hidroeléctrica, fijando el 3 de marzo de 2026 como nueva fecha para la recepción de ofertas.

La medida, publicada mediante la Resolución N.° MIPRE-2026-0000072, responde a solicitudes del sector que advertían limitaciones en el diseño contractual original.

La modificación del calendario se acompaña de ajustes técnicos en el esquema de contratación. Hasta ahora, las propuestas solo podían presentarse bajo la modalidad de contrato con diferencia de curva de demanda, una estructura que, según advirtió ETESA, dificultaba la viabilidad financiera de proyectos con generación variable, como los eólicos.

En respuesta, la Secretaría resolvió permitir una alternativa adicional: diferencia de curva de generación, que habilita a los desarrolladores a presentar ofertas más alineadas con su perfil técnico y operativo, especialmente en el caso de tecnologías no gestionables.

Por lo que la resolución mencionada instruyó a ETESA a adaptar el pliego de cargos en función de estas modificaciones y a presentar el documento actualizado ante la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) antes del 8 de enero.

Condiciones revisadas y expectativas del mercado

La subasta LPI ETESA 01-25 forma parte del proceso de contratación de potencia firme y energía a largo plazo para centrales nuevas, exclusivamente de tipo eólico e hidroeléctrico., que se enmarca dentro de la estrategia nacional de transición energética, con foco en la reducción de emisiones y la diversificación de la matriz.

El esquema original había generado preocupación en el sector privado por su impacto sobre la competitividad de ciertos proyectos. Al obligar a los proponentes a ajustarse a una curva de demanda rígida, el diseño excluía propuestas que no podían garantizar producción constante, incluso si aportaban energía limpia y complementaria al sistema.

Con el nuevo plazo, las empresas interesadas tendrán más margen para evaluar las condiciones, rediseñar sus ofertas y presentarse en igualdad de condiciones. Desde el mercado, la expectativa es que esta apertura técnica contribuya a ampliar la participación y mejorar las condiciones económicas del proceso.

Fuentes del sector advirtieron que esperan que la adjudicación no sufra nuevas demoras. Según indicaron, una buena política energética es aquella que «vela por el bienestar y la salud de la población a precios accesibles”.

«Se espera que su adjudicación garantice continuar con la descarbonización de la matriz energética panameña», agregaron en diálogo con Energía Estratégica.

De respetarse el nuevo cronograma, la adjudicación podría concretarse en el primer semestre del año. El avance del proceso es clave para habilitar la construcción de nuevos parques eólicos y centrales hidroeléctricas que permitan cubrir la demanda futura con recursos renovables y mejorar la resiliencia del sistema.

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La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) de Argentina abrió una nueva ronda del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) correspondiente al cuarto trimestre de 2025, pero el escenario presenta serias limitaciones: sólo 50 MW cuentan con disponibilidad plena para evacuación de energía sin restricciones.

Dicha capacidad está circunscripta exclusivamente al corredor conformado por Misiones, NEA y Litoral, según el Anexo III publicado en la web oficial de CAMMESA. Mientras que el resto de la capacidad se encuentra bajo la modalidad Referencial A, lo que implica la posibilidad de hasta un 8% de curtailment en la generación hasta que se habiliten las obras de transmisión necesarias.

Bajo dicha modalidad con restricciones, CAMMESA detalla tres corredores con capacidad de transporte adjudicable: 

• Patagonia – Provincia de Buenos Aires: 190 MW disponibles y un adicional de 200 MW si los proyectos son solares
• Centro – Cuyo – NOA: Apenas 32 MW exclusivamente para solicitudes eólicas
• Misiones – NEA – Litoral: Hasta 475 MW.

La convocatoria establece como fecha límite para la presentación de solicitudes el viernes 16 de enero de 2026. En caso de que exista más demanda que capacidad disponible, CAMMESA publicará el 3 de febrero qué proyectos deben entrar en un mecanismo de desempate, mientras que los ganadores se conocerán el viernes 13 de febrero.

Un punto crítico del llamado es que los proyectos que se presenten bajo capacidad restringida no podrán hacer uso efectivo de la prioridad de despacho si las obras eléctricas correspondientes no están habilitadas. 

CAMMESA señala que, en esos casos, “la prioridad de despacho otorgada no podrá hacerse efectiva hasta la habilitación comercial correspondiente”, y remarca que es responsabilidad exclusiva del proyecto afrontar los riesgos de evacuación o problemas de habilitación comercial.

Entre las infraestructuras clave consideradas, se listan la ET Ampajango 220/132/33kV, la Nueva San Juan Sur, el Segundo Transformador San Juan 500/132 kV, las líneas Chamical – Rioja Sur, Nonogasta Solar – Malligasta 2, Santiago Sur – Bandera, la LAT Maranzana II – Promaiz, Villa Mercedes Sur – Parque Industrial San Luis, y la DT Solar Ullum – Costanera San Juan, entre otras.

Impacto histórico del MATER y operatividad real

El último reporte de CAMMESA sobre el estado del MATER revela un crecimiento sostenido en solicitudes adjudicadas, pero también un nivel de restricciones operativas significativo. 

En total, se contabilizan 136 proyectos adjudicados con prioridad de despacho por 6019,7 MW, de los cuales 96 pertenecen al MATER Pleno (3726,5 MW) y 40 a Referencial A (2293,2 MW). Sin embargo, sólo 85 proyectos están en operación efectiva, lo que implica una capacidad real de 3646,5 MW.

Además, existen 3015 MW adicionales adjudicados a través de proyectos con obras de transmisión asociadas o incremento de demanda conforme a la Resolución SE 360/23, metodología que ha crecido de manera escalonada mientras el sector aguarda las licitaciones para concesión privada de las obras de transporte eléctrico. 

Y cabe recordar que la Secretaría de Energía de Argentina definió que AMBA I, la línea Río Diamante – Charlone – O’Higgins, y la línea Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, serán las primeras tres obras de transmisión que serán concesionadas al sector privado bajo un modelo de licitación nacional e internacional para empresas con capacidad técnica y financiera para llevar adelante los proyectos.

Tettamanti estima la licitación de transmisión de AMBA I para el primer cuatrimestre de 2026

El lado negativo del informe de CAMMESA es que se han dado de baja 3357,4 MW de capacidad adjudicada, ya que han desistido de la asignación desde la aplicación del esquema de pagos para el mantenimiento de la prioridad asignada. 

Este dato revela una alta presión financiera y técnica para los proyectos, en un contexto donde la disponibilidad de capacidad libre y no condicionada es cada vez más limitada.

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Clou ESS, empresa de origen chino con una extensa trayectoria en el desarrollo de soluciones de almacenamiento energético, avanza en una estrategia de expansión sostenida en Sudamérica, apoyada en proyectos en operación, participación en licitaciones y el lanzamiento de nuevas tecnologías BESS.

Con un proyecto de 105 MW / 420 MWh en la región de Copiapó,  en el marco de la Granja Solar del Grupo COPEC, desarrollada por Transelec, y se prepara para nuevas instalaciones previstas para 2026, Chile se ha consolidado como el principal mercado operativo de Clou ESS en Sudamérica. 

“Los proyectos que tenemos en Chile son muy buenos, pero queremos crecer aún más”, expresó Alejandro Mc Donough, CEO para Latinoamérica de la empresa, durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Chile. 

Además, en la región de Copiapó, desarrolla un proyecto PV+BESS que prevé una expansión de almacenamiento desde 210 MWh hasta 310 MWh para enero de 2026.

Mientras que en Argentina, la empresa apunta a suministrar a proyectos adjudicados en la licitación AlmaGBA (713 MW asignados a instalarse en el Área Metropolitana de Buenos Aires), tras haber ejecutado un sistema PV+BESS de 63 MWh en Catamarca. 

“La licitación AlmaGBA nos ocupó e interesó bastante, ya que es una muy buena oportunidad y puede ser la apertura a futuras convocatorias en el país. Estamos muy pendientes, primero para obtener algún contrato y luego ampliarnos a otras áreas”, reconoció Mc Donough. 

Reviva la entrevista completa con Alejandro Mc Donough: https://www.youtube.com/watch?v=AGTpERf0ZF4

Por su parte, en Brasil, Clou ESS sigue de cerca la primera subasta dedicada exclusivamente a sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS), denominada “LRCAP 2026 – Almacenamiento”, puesta en consulta pública en noviembre del año pasado y prevista a realizarse en abril 2026. 

“Brasil puede despertar este año y eso es lo que vamos a buscar”, anticipó el CEO regional, que también menciona conversaciones en Colombia, México y Costa Rica, como parte del objetivo de consolidar una presencia regional.

Cabe recordar que Clou ESS es una compañía china con más de dos décadas de trayectoria en almacenamiento energético, y combina su experiencia en tecnologías grid-forming y control de red con una estrategia regional centrada en la adaptación tecnológica y soluciones de última generación.

Por lo que una de las claves de la expansión de Clou ESS está en su capacidad de adaptar sus soluciones a diferentes modelos de negocio. 

“Hoy un negocio parte como arbitraje y mañana puede ser un negocio de servicio complementario perfectamente. Y desde la compañía contamos con tecnología que permite hacer cualquiera de estas aplicaciones”, afirmó Mc Donough. 

Nuevas soluciones y hoja de ruta tecnológica

El despliegue regional de Clou ESS está acompañado por una renovación de su portafolio tecnológico, que incluye los modelos Aqua C 1.0, 2.5 y 3.0, orientados a proyectos industriales, PMGD y utility-scale.

El Aqua C 3.0, recientemente lanzado, incluye versiones de 3,2 MWh y 3,8 MWh con baterías de entre 584 y 614 Ah, refrigeración líquida, active balancing, arquitectura optimizada y mayor integración digital. “

“Ya lanzamos al mercado la solución Aqua C 3.0 y a principios del 2026 comenzaremos a hacer el delivery de esos sistemas”, adelantó el CEO para LATAM durante la entrevista destacada de FES Chile. 

“También estamos trabajando la versión en corriente continua (DC), en la que los contenedores son enviados preconfigurados desde China, en tanto que la instalación y la puesta en servicio en terreno es mucho más sencilla, se disminuye fuertemente el cableado y baja los costos del proyecto”, concluyó. 

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La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil revocó 509 permisos para plantas de energía solar y eólica, con un total aproximado de 22 GW, durante el 2025.

¿A qué se debe la situación? La mayoría de las revocaciones corresponde a pedidos iniciados por los propios desarrolladores, que decidieron desistir de los proyectos tras constatar su falta de factibilidad técnica o financiera en el contexto actual del sector. Dentro de ese universo, 348 solicitudes se vinculan con la Ley 15.269/2025, surgida a partir de la conversión de la MP 1.304/2025.

Cabe destacar que la Ley N.° 15.269 de 2025 (Ley de Conversión de la Medida Provisional N.° 1.304 de 2025) abrió la posibilidad de revocar, sin penalizaciones, 348 proyectos de generación eléctrica que tenían una prórroga del plazo para acceder al descuento en las tarifas de uso de la red y que no firmaron el contrato de uso del sistema. 

La fecha límite para presentar estas solicitudes fue el 26 de diciembre de 2025. En total, 158 proyectos presentaron solicitudes de renovación, totalizando aproximadamente R$ 1,04 mil millones en garantías asociadas a los proyectos.

Y entre los 190 proyectos de energía solar y eólica que no solicitaron renovación dentro del plazo, el valor de las garantías involucradas totalizó aproximadamente R$ 1,41 mil millones, según datos del organismo regulador.

Estos datos evidencian una depuración relevante del portafolio nacional de iniciativas renovables y describen a un sector que avanza con mayor prudencia, condicionado por limitaciones en la infraestructura, modificaciones normativas y criterios más estrictos para validar la viabilidad efectiva de los proyectos.

La siguiente tabla detalla el número de permisos, potencia generada y valor de la garantía de los proyectos que solicitaron la revocación dentro del plazo establecido por la ley y de aquellos que no la solicitaron.

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Solis, líder global en tecnología de inversores solares, anuncia el lanzamiento de su Encuesta de Satisfacción de Fin de Año. Esta encuesta brinda a clientes, socios y partes interesadas la oportunidad de compartir sus comentarios sobre su experiencia con los productos y servicios de Solis a lo largo del último año.

Las opiniones son fundamentales para dar forma a futuras funcionalidades de producto, mejoras en el servicio y a la experiencia general del cliente. Como agradecimiento, todos los participantes de la encuesta participarán en un sorteo con la oportunidad de ganar atractivos premios.

Los temas de la encuesta incluyen:

• ¿Qué tan satisfecho estás con el desempeño de tu sistema Solis?
• ¿Cómo calificarías tu experiencia con el servicio y soporte al cliente de Solis?
• ¿Qué funciones o mejoras te gustaría ver en futuros productos?

Detalles de la encuesta:

• Disponible del: 9 al 15 de enero de 2026
• Tiempo de respuesta: solo unos minutos
• No se requiere compra
• Se requiere información de contacto válida para participar en el sorteo
• Participa aquí: https://forms.gle/iSskpUZ4GCVp9mS67

Acerca de Solis

Fundada en 2005, Solis (Ginlong Technologies) es un líder global en el diseño y la fabricación de inversores fotovoltaicos de cadena y soluciones de almacenamiento de energía. Con un enfoque en tecnologías híbridas y de almacenamiento, Solis ofrece soluciones confiables y de alto desempeño tanto para aplicaciones interconectadas a la red como fuera de ella, ayudando a maximizar el uso de energía renovable.

Los productos de vanguardia de la compañía están respaldados por investigación y desarrollo de clase mundial, certificaciones internacionales y una sólida cadena de suministro global, diseñados para satisfacer las necesidades específicas de los mercados regionales.

Para más información, visita: Solar Inverters_Energy Storage Inverters – Solis.

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Con el cambio de mando a la vuelta de la esquina en Honduras, Erick Tejada se despide de su gestión como Secretario de Estado en el despacho de Energía, en medio de un proceso de transición que concluirá el próximo 26 de enero con la asunción de Nasry Asfura como presidente.

En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, el funcionario subraya transformaciones profundas en un sector que, según reconoce, recibió en crisis.

Durante su administración, se ejecutaron inversiones por alrededor de 1000 millones de dólares en generación, transmisión y distribución. Este impulso permitió no solo modernizar infraestructura, sino también reducir en casi 4% las pérdidas de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), una meta que no se lograba desde hacía 16 años.

“Encontramos la ENEE en una situación crítica, con una espiral de deuda creciente y pérdidas descontroladas. Hoy dejamos una empresa más ordenada, con resultados concretos”, afirmó.

Al mismo tiempo, se contuvo el crecimiento de la deuda total y se redujo la deuda flotante con generadores, lo que fortaleció la posición financiera del sistema. Tejada sostiene que se trazó una hoja de ruta que proyecta inversiones estratégicas a mediano plazo y consolida una política de reducción de pérdidas como prioridad nacional.

Uno de los hitos técnicos de su gestión es la instalación del sistema de almacenamiento de energía más grande de Centroamérica, actualmente en desarrollo. Esta infraestructura permitirá acumular parte de los 850 MW de capacidad renovable con los que ya cuenta Honduras y utilizarlos durante las noches o en momentos críticos. Con ello, se busca optimizar la integración de fuentes hídricas y eólicas, estabilizando la oferta del sistema eléctrico.

Entre los temas que quedarán en manos de la nueva administración destaca la licitación pública de 1500 MW, que Tejada deja encaminada y con fecha concreta: el 23 de febrero se abrirán las ofertas técnicas.

“No se puede permitir que este proceso se detenga o retroceda; representa una oportunidad clave para el futuro energético del país”, subrayó.

En paralelo, persisten desafíos estructurales que, según el secretario saliente, requieren seguimiento y compromiso político. La expansión de la red de transmisión, la unificación operativa de la distribución y la sostenibilidad de las reducciones de pérdidas técnicas y no técnicas serán tareas clave para la próxima etapa.

Aunque se aleja del gabinete, Tejada no planea retirarse del debate energético. Anticipó que continuará vinculado al sector y a la academia, desde una posición que define como “constructiva pero vigilante”. Su intención, explicó, es seguir aportando ideas y observación crítica al desarrollo de una política energética sostenible, alineada con la transición que exige el contexto internacional.

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