Uruguay lleva algunos años sin licitaciones públicas para la incorporación de nueva capacidad renovable, más allá de lo hecho por la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) con las convocatorias de los parques solares Punta del Tigre (25 MW) y Melo (75 MW), ambos bajo un esquema EPC con financiamiento propio.

Este hecho levantó la voz por parte del sector energético, que advirtió sobre la falta de un plan definido para añadir nueva capacidad ERNC en el país, y que desde la propia UTE no pudieron evadir durante el XI Congreso LATAM Renovables, «EnergIA Inteligente», organizado por AUDER. 

La presidenta de UTE, Andrea Cabrera, reveló que el ente estatal prevé que en 2026 se podrá vislumbrar un ingreso de 100 MW fotovoltaicos al sistema, alineado con las proyecciones históricas del país, y que se evalúan esquemas para futuras convocatorias. 

“Tenemos propios estudios de expansión de la demanda. Si bien aún no se cerró la actualización del informe, el resultado final será cercano a lo ya conocido (100 MW solares por año), por lo que la expansión será con renovables, siendo que la primera tecnología que aparece es la fotovoltaica y es nuestra intención continuar por ese camino”, indicó. 

“Como empresa pública vamos por licitaciones, fuera de lo que podemos hacer con nuestro propio espacio fiscal. Tenemos los mecanismos, incorporaremos lecciones aprendidas de los primeros PPA y buscaremos reconocer todos los servicios que brindan las centrales”, agregó en referencia a los mecanismos de contratación.

El rediseño de los pliegos, además, no será unilateral. “Ya comenzamos a dialogar con la Dirección Nacional de Energía en la materia”, indicó la presidenta del ente, subrayando el trabajo coordinado con las autoridades del Ministerio de Industria, Energía y Minería para establecer reglas claras que aseguren competitividad y previsibilidad a futuro.

Infraestructura y red de transmisión: un pilar indispensable

En paralelo a los anuncios sobre generación, UTE prioriza la expansión de la infraestructura de transmisión eléctrica, que acompañe la potencia renovable a instalarse a lo largo del país. En este sentido, ya se comenzó a trabajar en un nuevo corredor central de 500 kV, que irá desde Chamberlain hasta Pando. 

“La obra responde a las proyecciones de crecimiento de la demanda en Montevideo y la zona metropolitana, y será estratégica para potenciar el sistema y unificarlo, más si se considera que pronto finalizarán las obras del Anillo de Transmisión del Norte, que conectará Tacuarembó y Salto”, mencionó. 

El plan de expansión también incluye inversiones focalizadas en distintas regionales, donde se destinarán fondos para reforzar nodos clave y garantizar una red más robusta de cara a futuras incorporaciones solares. 

Y según detalla Cabrera, “alrededor del 20%” del presupuesto de UTE para el presente quinquenio estará destinado a esas obras de infraestructura tan importantes y determinantes para la incorporación de nueva capacidad renovable.

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Nuevo León busca posicionarse como polo de innovación energética de México, con soluciones orientadas al usuario final como generación solar distribuida, almacenamiento con baterías, eficiencia energética industrial y electrificación de flotas. Sin embargo, estos avances se ven limitados por cuellos de botella regulatorios, saturación de redes eléctricas y escasa injerencia estatal en la infraestructura de transmisión y distribución, advirtió Eleazar Rivera Mata, director general del Clúster Energético del Estado de Nuevo León.

“La generación distribuida sigue siendo muy atractiva para el sector industrial, sobre todo en parques industriales que buscan garantizar competitividad energética”, señaló Rivera Mata, en diálogo con Energía Estratégica, y aseguró que la generación distribuida es el segmento que más inversiones atrae.

El 90% de la población y la actividad económica del estado se concentra en el área metropolitana, generando una alta presión sobre el sistema eléctrico. El crecimiento demográfico y económico acompaña esta tendencia. Rivera Mata destacó que en menos de cinco años, ciudades como Monterrey casi duplicaron su población, lo que incrementa las necesidades energéticas de los sectores residencial, comercial e industrial además del almacenamiento ante los retos de intermitencia y saturación de la red.

No obstante, el despliegue de estas soluciones enfrenta desafíos importantes. “Tenemos generación y tenemos demanda, pero no hemos hablado del otro tema clave: la transmisión y la distribución”, advirtió Rivera Mata. Explica que, aunque el Estado puede impulsar decisiones dentro de sus industrias,el desarrollo de infraestructura eléctrica recae principalmente en el ámbito federal, lo que representa una oportunidad de mejora en la coordinación entre niveles de gobierno.

“Todavía estamos esperando un marco jurídico y regulatorio más claro, que sea predecible y brinde certidumbre a las inversiones”, remarcó. Otro desafío es la lentitud en los permisos de interconexión, especialmente para proyectos solares. “Queremos ser facilitadores de la industria privada, porque capital y necesidad hay. Lo que falta es agilidad”, subrayó el directivo.

A pesar de las trabas, Nuevo León aprovecha su posición estratégica dentro del fenómeno del nearshoring y fortalece su ecosistema mediante alianzas globales. “Visualizamos al Estado como un actor estratégico en la transición energética del país”, sostuvo Rivera Mata. Entre los acuerdos más relevantes, menciona el reciente convenio con la Agencia Danesa de Energía, enfocado en descarbonización y eficiencia energética, así como un proyecto con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) para desplegar una hoja de ruta de talento energético hasta 2030. 

El clúster también trabaja con la Agencia Estatal de Energías Renovables y la Secretaría de Economía en iniciativas como ProSolar y Pymes Verdes, orientadas a capacitar técnicos y pequeñas industrias en generación distribuida y eficiencia energética.

Rivera Mata destacó que el potencial energético de Nuevo León es diversificado. En el norte del Estado se exploran proyectos de biometano, vinculados a la fuerte actividad agrícola y la necesidad de procesos térmicos en la industria alimenticia. También menciona el uso intensivo de HVAC (calefacción y refrigeración) como un vector clave de consumo energético.

En cuanto al futuro, el directivo pone el foco en el desarrollo de capital humano. Junto al BID, lanzaron un proyecto para crear un observatorio de talento energético, con el fin de facilitar la empleabilidad y la reconversión laboral hacia final de la década. “Un ingeniero mecánico puede adaptarse fácilmente al sector energético con microcredenciales. Uno puede especializarse en fluidos, otro en fotovoltaico y otro en eficiencia energética”, ejemplificó, y reconoció que las necesidades del sector son dinámicas y cambiantes: “Un año hablamos de hidrógeno verde, y al siguiente de baterías de litio”.

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Puerto Rico enfrenta un desfase técnico en su planificación energética. Aunque el Plan Integrado de Recursos (PIR) fue aprobado en 2020 por el Negociado de Energía, su proceso de revisión aún no ha culminado. Esta demora, lejos de ser un asunto burocrático, representa un freno estructural para la toma de decisiones estratégicas en el sistema eléctrico de la isla.

“De hecho, existe un PIR aprobado”, explica Luis Avilés, experto del sector energético. “El Negociado de Energía emitió la Resolución Final y Orden en agosto de 2020, aprobando el PIR propuesto por la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE), estableciendo un horizonte de planificación de 20 años”, señala. Sin embargo, ese plan hoy opera con información que ya no refleja las condiciones técnicas, regulatorias ni económicas del sistema actual.

“Aunque el plan existe, está en proceso de revisión, y dicha actualización aún no se ha culminado”, advierte. Esto significa que la planificación y ejecución de infraestructura energética —incluyendo generación, almacenamiento y distribución— se está realizando con un marco de referencia potencialmente obsoleto. “Las decisiones estratégicas siguen operando bajo parámetros que podrían ya estar desfasados o ser objeto de revisión”, puntualiza Avilés.

Este desfase técnico tiene consecuencias prácticas. El PIR aprobado contempla seis rondas de subastas (Tranche 1 a Tranche 6) para proyectos solares a gran escala con almacenamiento. “El Tramo 1 ya se adjudicó, y el Tramo 2 está en proceso”, detalla. Pero en ausencia de un plan actualizado, “se introducen dudas sobre si los requisitos establecidos siguen siendo válidos o si podrían cambiar”, lo que genera un entorno de alta volatilidad regulatoria.

La falta de claridad en los criterios técnicos y regulatorios impacta directamente en el costo y riesgo de los proyectos. “Esto complica la toma de decisiones de los desarrolladores, encarece el financiamiento, y puede incluso provocar que algunos actores se retiren o se abstengan de participar en las rondas futuras”, advierte. En un contexto de transición energética acelerada, la falta de precisión y coherencia en la planificación impone sobrecostos innecesarios.

El retraso estructural también genera tensiones con otras piezas normativas, como la Ley 10 de 2021, que regula el esquema de medición neta. “Una modificación sustancial de la Ley 10 sería percibida como una ruptura del marco de confianza que se ha construido en torno a la generación distribuida”, señala Avilés. La conjunción de un PIR desactualizado y la amenaza a este régimen crea un doble factor de riesgo.

“Si se eliminan o degradan los beneficios actuales —por ejemplo, reduciendo el valor del crédito o imponiendo cargos punitivos— se desincentiva de inmediato la adopción de energía solar”, alerta. Esto contradice las metas de resiliencia y descarbonización, pero además distorsiona las decisiones de política pública, que deberían estar guiadas por información técnica actualizada.

El resultado es un mercado ralentizado por la falta de sincronía normativa. Según Avilés, “muchos consumidores y empresas instaladoras están en una especie de pausa estratégica, esperando claridad antes de asumir nuevos compromisos”. Esta inacción se da en el segmento más dinámico del ecosistema renovable: la energía solar distribuida, clave para aliviar la carga de la red centralizada.

La solución, plantea Avilés, comienza con una reafirmación del compromiso institucional. “Lo que se espera es coherencia y firmeza. Que el Gobierno reafirme públicamente su compromiso con los objetivos establecidos en el PIR vigente”, señala. Asimismo, subraya la necesidad de cerrar el proceso de revisión del PIR “con plena transparencia, participación ciudadana y rigor técnico”.

También destaca el rol del sistema judicial como garante de la estabilidad regulatoria. “Se espera que actúe como garante del Estado de Derecho, interviniendo cuando se intenten violar derechos adquiridos, el debido proceso, o el mandato legal de transición energética”, puntualiza.

En lo que queda del año, el sector espera definiciones concretas: “Se espera que el Negociado de Energía publique el PIR actualizado, integrando las nuevas realidades del sistema eléctrico y del mercado global de energías renovables”, sostiene Avilés. Además, se aguarda la finalización del Tramo 2 y la convocatoria del Tramo 3.

Ya con vista al próximo año, hay perspectivas de avance si se logra resolver este bloqueo estructural. “La expectativa es que comience la construcción efectiva de proyectos a gran escala, tanto en generación como en almacenamiento”, indica. También se anticipa impulso a proyectos de “microredes, resiliencia comunitaria, y eficiencia energética”.

Pero Avilés es claro al trazar el límite: “Todo esto dependerá, claro está, de que no se desmantelen los pilares legales que han hecho posible este avance”, concluye.

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Colombia superó los 2,2 GW solares operativos y se consolida como uno de los países con mayor proyección de crecimiento renovable en América Latina y uno de los más interesantes focos de inversión según las fabricantes de la cadena de valor fotovoltaica.

Los datos provienen de un nuevo relevamiento de XM, operador del Sistema Interconectado Nacional, que registra 405 proyectos de generación actualmente en el mix y cuya capacidad efectiva neta suma más de 21,7 GW.

Aunque el grueso del sistema eléctrico sigue basado en fuentes hidráulicas y térmicas, el crecimiento reciente de la solar fotovoltaica permitió superar el 10%.

El avance de esta tecnología ha sido especialmente acelerado entre 2022 y 2024, período en el que se sumaron 1.800 MW al sistema. Entre estos, 922 MW están en etapas de pruebas. 

Sólo en 2024 se incorporaron 1.393 MW solares y en lo que va de 2025, se registran 289 MW solares conectados hasta agosto en pruebas.

Un aspecto clave del análisis de XM es que el informe sólo incluye proyectos de generación centralizada, generación distribuida y autogeneración a gran escala.

No se contemplan instalaciones de autogeneración de pequeña escala, es decir el universo de instalaciones residenciales, comerciales e industriales que operan fuera del mercado mayorista.

Consultando el sitio web oficial del Plan 6 GW+, que sí las incluye se pueden distinguir 362,97 MW más de potencia instalada. 

Mapa empresarial renovable

El informe de XM muestra que más de una decena de empresas protagonizan el desarrollo solar en Colombia. Enel Colombia es una de las compañías con mayor presencia, con parques solares de gran escala en operación y nuevos desarrollos en curso (692 MW).

Le siguen Celsia Colombia y AES Colombia, que han incorporado centrales solares a su portafolio tradicional y promueven estrategias integradas de generación, almacenamiento y descarbonización.

También destacan firmas como Erco Energía, Greenyellow, Grenergy Renovables, Enerbit, Solarpack, X-Elio, Solecol, Aldesa Solar, Fusión Solar, Solarnet y Solenium, que suman proyectos en múltiples departamentos y operan bajo distintos esquemas regulatorios.

Eólica

La generación eólica, por su parte, continúa con una presencia marginal en términos operativos: sólo 41 MW figuran en servicio, aunque se espera un mayor dinamismo hacia 2026 con la entrada en operación de parques en La Guajira, Cesar y Atlántico.

Empresas como Isagen, Acciona Energía, EDPR y Vestas lideran el pipeline eólico a gran escala, enfrentando desafíos asociados a la conexión en zonas no interconectadas, licencias sociales y capacidad de transmisión.

Zonificación

En términos geográficos, el despliegue solar ha permitido descentralizar parcialmente la generación. Aunque departamentos como Antioquia, Cundinamarca y Atlántico concentran buena parte de la capacidad instalada total del país, los proyectos solares están habilitando nuevos polos energéticos, con participación de actores regionales y desarrolladores medianos.

La transformación del parque generador colombiano está en curso, y la energía solar fotovoltaica se posiciona como la principal tecnología renovable no convencional del país. 

A junio de 2025, según el informe de avance de proyectos de generación en tramitación, existen 278 proyectos solares en diferentes etapas que suman 3.329 MW, lo que representa más del 50 % del total del pipeline. 

Aunque sólo 43 de ellos están en operación, otros 85 ya se encuentran en fase de pruebas y 13 están en construcción, lo que anticipa una expansión significativa de la capacidad instalada solar en el corto y mediano plazo. 

Para sostener este crecimiento, será clave fortalecer los marcos regulatorios, agilizar los procesos de conexión, ampliar las redes de transmisión y garantizar condiciones de inversión estables para todos los actores del mercado.

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En el marco del Congreso de Energía CR 2025, organizado por la Cámara de Industrias de Costa Rica, Marco Varela Latouche, gerente de desarrollo de negocio de HiPower Costa Rica, advirtió que la transición energética del país exige incorporar soluciones técnicas avanzadas para mantener la estabilidad de la red. Con una visión integral sobre generación, respaldo y seguridad eléctrica, su exposición puso el foco en el potencial transformador del almacenamiento y la tecnología Grid Forming.

Desde su experiencia pionera en sistemas de baterías e inversores, el ejecutivo repasó la evolución de la energía solar desde sus inicios hasta el momento actual, en el que es la fuente más barata del mundo. Enfatiza que Costa Rica cuenta con un “potencial solar envidiable incluso para Europa”, pero que debe complementarse con planificación y capacidad de respuesta en la red.

El sistema eléctrico ya no puede depender exclusivamente de la inercia de fuentes tradicionales. Varela sostiene que, ante el crecimiento de las renovables, es indispensable garantizar el control de voltaje, frecuencia y potencia reactiva. Funciones que pueden cumplir tecnologías como los inversores solares modernos y los sistemas de almacenamiento.

“Controlar el voltaje es muy importante. Los inversores, que son electrónica de potencia, tienen la capacidad de absorber o inyectar reactivo para garantizar estabilidad en la red”, explica.

Además, introduce el concepto de inercia eléctrica, vital para absorber variaciones bruscas y mantener sincronía en el sistema. Las fuentes renovables pueden desempeñar ese rol si se integran con la tecnología adecuada. Incluso las turbinas eólicas en reposo, afirma, pueden operar en modo de emergencia, “absorbiendo cierta inercia”.

Como ejemplo concreto de lo que está en juego, Varela menciona el apagón de 19 horas que afectó a España, Francia y Portugal en abril de 2025. La causa: falta de control de frecuencia y voltaje, lo que desató una reacción en cadena.

“No es el solar el causante de estos problemas. Simplemente necesitamos controles adecuados”, advierte.

Frente a esto, resalta la tecnología Grid Forming, que permite que inversores solares o baterías simulen el comportamiento de plantas síncronas.

“El reforming ayuda a una respuesta rápida a la frecuencia, a estabilizar el voltaje y ser un complemento de la inercia”, destaca.

Potencial del solar y el rol del almacenamiento

Costa Rica cuenta con zonas de irradiación solar de hasta siete horas diarias en verano. Este potencial, sin embargo, debe ir acompañado por soluciones para mitigar los riesgos de la intermitencia. Por lo que HiPower estima que proyectos solares de entre 20 y 100 MW pueden ejecutarse entre uno y dos años, una ventaja frente a otras fuentes con mayores plazos de desarrollo. “Nadie quiere estar construyendo en plazos de 10, 15 años”, afirmó Varela.

Además, en línea con el Plan de Expansión del ICE, se visualizan hasta 500 MW de proyectos solares en los próximos años, pero si se desea una demanda estable, el especialista puntualizó en la necesidad de baterías. 

¿Por qué? Los sistemas de almacenamiento brindan respaldo, control de frecuencia, de voltaje y funcionamiento en modo isla, e incluso pueden operar como fuente de voltaje en situaciones críticas.

El experto también apunta al rol que puede tener la generación distribuida con baterías, tanto en hogares como en empresas: “Podemos tener respaldo de uno o dos días en nuestros negocios o casas en caso de un terremoto o inundación”.

Finalmente, remarca que el crecimiento en el consumo eléctrico es positivo para la economía. Según el Plan Nacional de Expansión de Energía, Costa Rica pasará de 13.200 GWh en 2025 a 15.000 GWh en 2030, lo que representa un crecimiento del 18%. “El crecimiento en la demanda significa prosperidad”, resume Varela, subrayando que la transición energética es viable si se apoya en tecnología, planificación y respaldo adecuado.

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Hoy el sector energético de América Latina vuelve a tener una cita ineludible. Se trata del “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025”, un evento de referencia organizado por Future Energy Summit (FES), que una vez más ofrece acceso gratuito y transmisión en vivo a través de su canal oficial de YouTube.

Este encuentro virtual pondrá el foco sobre el mercado energético brasileño, el más grande de la región y uno de los más relevantes a nivel mundial por su potencial renovable, su capacidad instalada y su papel estratégico en la transición energética global. La jornada promete una agenda nutrida de debates con los líderes que están marcando el rumbo del sector, tanto en energías renovables como en tecnologías de almacenamiento.

Con esta nueva edición, FES continúa consolidándose como una plataforma de conocimiento abierta, inclusiva y actualizada, acercando las principales tendencias del sector a profesionales, tomadores de decisiones e inversores de todo el mundo, sin barreras de acceso.

La apertura estará a cargo de Daniela García, country manager de Invest in Latam. Mientras que La programación del evento se estructura en dos paneles de debate, que contarán con la presencia de representantes de compañías líderes y asociaciones claves del sector renovable y del almacenamiento energético.

Entre los participantes confirmados se encuentran JA Solar, ABEEólica, 360Energy, Risen, DIPREM, Gotion, así como representantes de asociaciones como ABSOLAR y ABSAE.

A partir de las 10:00 (hora de Brasilia), se llevará a cabo el primer bloque del evento: “Transformación tecnológica y nuevas oportunidades del sector renovable”, donde se abordarán las claves para la continuidad y expansión de proyectos solares y eólicos, incluyendo los desafíos regulatorios, el potencial de la generación distribuida y la importancia de desarrollar la eólica offshore. Allí participarán:

• Gabriel Magdalon, vicepresidente LATAM de JA Solar

• Elbia Gannoum, CEO de la Asociación Brasileña de Energía Eólica y Nuevas Tecnologías (ABEEólica)

• Pedro Mecabô, project manager de 360Energy

En tanto que la moderación estará a cargo de Márcio Trannin, vicepresidente del consejo de administración de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR).

También se analizará el impacto estratégico que tendrá Brasil al ser anfitrión de la COP30 en noviembre, consolidando su rol como líder climático y energético regional.

En un segundo bloque, el evento ofrecerá una visión proyectiva bajo el título: “Tendencias y proyecciones para la energía solar y el almacenamiento en Brasil”. Aquí, los expertos se centrarán en los segmentos con mayor potencial de crecimiento en los próximos años, los precios esperados para tecnologías de almacenamiento y las oportunidades vinculadas a nuevas subastas de energía y la futura reserva de capacidad con baterías, conocida como LRCAP Almacenamiento.

Participarán:

• Vanderleia Ferraz, Latin American Product Manager de Risen

• Anatalio Cerqueira, gerente de operaciones de DIPREM

• Marcelo Sousa, director de desarrollo LATAM de Gotion

Mientras que la moderación estará a cargo de Fábio Lima, director ejecutivo de la Asociación Brasileña de Soluciones de Almacenamiento de Energía (ABSAE).

Una oportunidad única para acceder a conocimiento de valor

A través de su ciclo de eventos virtuales, Future Energy Summit reafirma su compromiso con la difusión de información estratégica, ofreciendo transmisiones gratuitas en vivo para todo público, lo que convierte a FES en la única plataforma del sector que mantiene este formato inclusivo a lo largo de toda su gira 2025.

🔴 Transmisión en vivo: canal oficial de Future Energy Summit en YouTube
📅 Fecha: Miércoles 6 de agosto de 2025
🕙 Hora: 10:00 (Brasilia) | 08:00 (Bogotá) | 15:00 (Madrid)

Incripción gratuita

No pierda la oportunidad de ser parte del debate energético más relevante del momento. ¡Nos vemos mañana en el Brazil Future Energy Virtual Summit 2025!

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En un contexto donde la eficiencia, la reducción de costos y la adaptación al terreno se han vuelto prioridades estratégicas para el desarrollo de proyectos solares a gran escala, dos empresas líderes del sector —S-5! y Gonvarri Solar Steel— ya participan del PVBook 2025, catálogo digital internacional producido por Strategic Energy Corp. 

Allí pueden presentar sus soluciones más innovadoras respecto a estructuras y trackers para el sector solar. Se trata de productos que no solo optimizan la instalación, sino que también redefinen los estándares de durabilidad, resistencia y rendimiento para estructuras fotovoltaicas.

Desde Estados Unidos, S-5! refuerza su presencia global con el PVKIT, un sistema de fijación solar que marca un antes y un después al eliminar por completo el uso de rieles. Este dispositivo, especialmente diseñado para cubiertas metálicas, representa una evolución clave en la instalación de paneles solares gracias a su capacidad para disminuir el peso total del sistema hasta en 85% y distribuir la carga de forma 25% más eficiente. 

Uno de los aspectos más relevantes del PVKIT es que resulta una opción especialmente atractiva para proyectos industriales o comerciales, además que cuenta con certificación UL y ha sido sometido a rigurosas pruebas de cargas en laboratorios, lo que respalda su ingeniería de alto nivel.

Complementando su oferta, S-5! también presenta dos líneas de accesorios de anclaje que amplían las aplicaciones solares sobre techos metálicos: las abrazaderas para techos engargolados sin perforación y los brackets para cubiertas de fijación expuesta, como las trapezoidales u onduladas.

Ambos productos están pensados para preservar la estanqueidad del techo y maximizar la resistencia ante cargas de viento, permitiendo la instalación no solo de paneles solares, sino también de pasarelas, protecciones contra caídas y otros accesorios críticos para los proyectos.

Del otro lado del Atlántico, la española Gonvarri Solar Steel apuesta fuerte con su nuevo lanzamiento: el TracSmarT+1P, un seguidor solar horizontal tipo 1P diseñado para elevar el rendimiento energético mediante una estructura optimizada y simplificada. 

La compañía, reconocida por su presencia en los principales mercados fotovoltaicos del mundo, incorpora en esta solución varias innovaciones tecnológicas que buscarán posicionarla como un actor clave en los nuevos proyectos utility-scale.

Entre las características más destacadas del TracSmarT+1P se encuentra su capacidad para inclinarse hasta 60°, que permite mejorar significativamente la captación de radiación solar en distintos momentos del día y del año. 

A su vez, su diseño reducido en número de piezas, junto con un sistema de bloqueo mecánico y la tecnología SmartSlope, permite una instalación más ágil y segura, incluso en terrenos con pendientes o condiciones topográficas complejas, lo que convierte al TracSmarT+1P en una solución especialmente viable para proyectos en América Latina, donde la variabilidad topográfica suele ser un desafío.

Con estos lanzamientos, ambas compañías se perfilan como referentes en la innovación estructural del sector fotovoltaico, ofreciendo herramientas clave para desarrolladores, EPCistas e instaladores que buscarán competir en un 2025 cada vez más exigente en términos técnicos, económicos y medioambientales.

Todas estas soluciones forman parte de la nueva edición del PV Book de Energía Estratégica, una herramienta estratégica que conecta tecnologías con decisiones reales de inversión en más de 20 países y que centraliza información técnica de productos esenciales —inversores, módulos, trackers y baterías— del sector fotovoltaico. 

Y con una interfaz multilingüe y multirregional, se posiciona como una guía esencial para utilities, desarrolladores, EPCistas, distribuidores y ejecutivos responsables de definir inversiones tecnológicas.

Para mayor información sobre el PV BOOK de Strategic Energy Corp, contactarse a:

📧 Correo electrónico: commercial@strategicenergycorp.com
📞 Teléfono: +54 9 341 290 121

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Perú cuenta actualmente con una cartera de más de 60 proyectos eólicos en distintas fases de desarrollo, que suman una potencia acumulada superior a los 14.881,5 MW, de acuerdo al mapeo de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR). Esta cifra representa un volumen inédito para el país y señala un interés creciente por este sector, pero a la vez revela la distancia que aún existe entre la planificación energética y la concreción de nuevas instalaciones renovables.

Del total de emprendimientos listados en el mapa, 40 tienen el estudio de preoperatividad (EPO) aprobado por un total de potencia de 8,9 GW. Mientras que los restantes acumulan 5,2 GW que aún no cuentan con esa aprobación. 

El sector eólico en Perú presenta un grupo definido de actores que lideran la expansión por volumen acumulado de potencia en desarrollo. Ignis se encuentra a la cabeza de la cartera de iniciativas, con 6 proyectos y 2.053,9 MW. Le siguen Enel Green Power Perú S.A., que suma otros 7 proyectos por 1159,8  MW, y Kallpa Generación S.A., con 4 desarrollos y 1.001,4 MW. 

También destacan Fénix Power Perú, con 4 proyectos por 937,6 MW, y Acciona Energía Perú S.A.C, con 5 proyectos y 880,7 MW. Estas cinco compañías concentran más del 38% del total de potencia en tramitación eólica.

Otras empresas que se posicionan en el mapa de tramitación son Atlas Renewable con dos proyectos por 822 MWy Engie con 737 MW de cuatro parques. Además, se destacan iniciativas de compañías como Blaud Energy, Sowitec, Oryx Power, Bow Power y Cordillera Solar, cuyos proyectos se ubican entre los 110 MW y 400 MW, contribuyendo a diversificar el portafolio eólico del país tanto en escalas como en ubicaciones geográficas.

En ese sentido, diez proyectos superan los 400 MW, lo que marca una evolución hacia plantas de gran escala con capacidad de abastecimiento regional y alto impacto en la matriz energética.

El mapa de proyectos también refleja una tendencia hacia la concentración de iniciativas en regiones del norte y la costa del país, donde los recursos eólicos son más competitivos y existen mejores condiciones logísticas. Este patrón refuerza la necesidad de planificar el crecimiento de la red eléctrica de forma estratégica, para evitar cuellos de botella en la conexión y transporte de la energía generada.

Si bien el pipeline eólico se encuentra en crecimiento, la dinámica regulatoria es el principal desafío. Osinergmin advierte que  3 proyectos eólicos cuentan con Concesión Definitiva de Generación, lo que representa 620,3 MW, 

La situación cobra mayor relevancia si se compara con la potencia eólica actualmente instalada en el país, que asciende a 1.021,3 MW, de acuerdo a datos del SEIN. En un escenario favorable, que contemple tanto la infraestructura existente como los proyectos con permisos avanzados, la proyección de capacidad instalada al 2030 alcanzaría los 4,5 GW entre eólica y solar.

Esto implica que aún si todos los proyectos con Concesión Definitiva ingresaran en operación antes del final de la década, el país estaría lejos de aprovechar el potencial técnico identificado en el mapeo. De allí la urgencia de acelerar los procesos administrativos y generar condiciones habilitantes para el despliegue masivo de renovables.

En este contexto, Future Energy Summit (FES), la gira de encuentros de profesionales de las energías renovables, llegará a Lima el próximo 29 de septiembre y promete una importante convocatoria de stakeholders del sector energético local e internacional, tal como lo viene haciendo en otras latitudes. La cita se desarrollará en un contexto clave para el país, con fuerte dinamismo en el pipeline renovable, expectativas regulatorias y avances en infraestructura de transmisión.

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La designación del Rodrigo Rodríguez como nuevo secretario de Energía de Panamá genera consenso en el sector sobre la necesidad de asegurar continuidad institucional en los proyectos clave. Así lo sostuvo Héctor M. Cotes, presidente del World Energy Council Panamá, quien considera fundamental que se mantengan las iniciativas impulsadas por la gestión anterior, especialmente las licitaciones ya anunciadas para los próximos años.

“La expectativa del sector energía es que haya continuidad institucional, en donde se mantengan los proyectos más relevantes de la Secretaría Nacional de Energía, como por ejemplo, el calendario de licitaciones presentados el pasado mes de julio”, manifestó Cotes.

Desde su visión, la programación a mediano y largo plazo genera previsibilidad para los actores del sector, lo que se traduce en mejores condiciones para atraer capital.

“Son favorables las señales que envían estos cronogramas de licitaciones para los próximos años a los posibles inversionistas interesados, nuevos y ya establecidos, dado que generan un clima de tranquilidad y estabilidad para las inversiones en el sector”, añadió.

La industria energética panameña tiene como particularidad la necesidad de planificar sus obras con anticipación, debido a los tiempos que demandan sus infraestructuras.

“Recordemos que en el sector energético muchas de las infraestructuras requieren más de un año en ser diseñadas, construidas, y estar listas para operar, por lo que la planificación a mediano y largo plazo son propias de esta industria”, indicó el directivo.

En los últimos años, Panamá ha evidenciado un dinamismo renovable, sobre todo en el segmento solar. Esta tendencia ha ido acompañada por el desembarco de nuevos jugadores empresariales, atraídos por el marco regulatorio y las oportunidades del país.

“La inversión renovable, principalmente en plantas solares, ha sido pivotal en los años recientes y ha despertado el interés de varias empresas que en los últimos años se han establecido en Panamá”, explicó Cotes, destacando un crecimiento sostenido en el rubro.

Sin embargo, este avance plantea nuevos desafíos: el sistema de transmisión eléctrica debe evolucionar al ritmo del parque renovable. Según el presidente del World Energy Council Panamá, esto implica un compromiso estructural.

“Es vital que la infraestructura en subestaciones y transmisión en general vaya acorde con este crecimiento, para que estas últimas no sean impedimento a la atracción de más plantas solares o eólicas a lo largo de todo el país”, remarca.

Con la asunción de Rodrigo Rodríguez en reemplazo de Juan Manuel Urriola, el sector reconoce un perfil técnico con amplia experiencia, especialmente en temas regulatorios, un aspecto considerado estratégico para la modernización del marco legal vigente, establecido por la Ley 6 de Energía de 1997.

“La amplia experiencia del Dr. Rodríguez en el sector energía, en especial en regulación, es clave para que la Secretaría Nacional de Energía pueda aportar de manera efectiva en los procesos de actualización de las regulaciones y el marco jurídico bajo la Ley 6 de Energía de 1997”, concluyó Cotes.

La nueva etapa institucional en la Secretaría de Energía se perfila, según el sector, como una oportunidad para consolidar políticas de largo plazo, acelerar la penetración de renovables y mejorar la competitividad del sistema eléctrico panameño.

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EMD International intensifica su despliegue en América Latina con una propuesta integral para desarrolladores de proyectos de transición energética. 

A través de una combinación de software especializado y servicios de consultoría técnica, la firma de origen danés busca acompañar el desarrollo de iniciativas eólicas, solares y de almacenamiento en mercados como Argentina, Colombia, Chile y Perú.

La plataforma windPRO ha logrado una fuerte penetración en la región, siendo una herramienta ampliamente utilizada en países como Colombia, Chile y Argentina, donde ya existe un ecosistema competitivo consolidado. 

“El software windPRO tiene un alcance bastante importante en Latinoamérica, es uno de los pocos softwares especializados en el desarrollo y la planificación, la ingeniería de proyectos eólicos. Actualmente destacamos el potencial en Colombia y en Chile, además de Argentina. Mientras que Perú se posiciona en segunda línea, lo que refleja un poco los usuarios de windPRO”, detalló Mathias Thamhain, managing partner de EMD International.

Mientras que herramientas como energyPRO tienen un mayor campo de aplicación en mercados más maduros, ya que permite la comparación de proyectos, de casos de negocios, ya que permite modelar un elevado grado de complejidad de los proyectos, pero a su vez, en todo el cálculo económico y el dimensionamiento técnico. 

A partir de esta experiencia, EMD también se posiciona como asesor estratégico en procesos clave como la licitación AlmaGBA en Argentina, la cual recibió casi 30 ofertas, donde acompaña a algunos oferentes. 

“Proponemos acompañarlos en el dimensionamiento de las instalaciones, en la evaluación económica del proyecto, y luego, en caso de ser adjudicado y avanzar con el proyecto, con el diseño específico y la integración de los equipos que hacen al proyecto de almacenamiento”, indicó Thamhain.

Para Thamhain, este tipo de acompañamiento ha sido un diferencial desde los inicios del desarrollo renovable en la región. Sumado a que poseen clientes en Perú que acompañamos desde hace 10 años, o sea desde aquellos momentos donde no había ni siquiera un marco regulatorio. Por lo que los cambios regulatorios que fomentan las renovables son consideradas como modificaciones muy positivas.

“Sin embargo, Perú está bastante más detrás de mercados como Colombia o Chile, donde se ha establecido un tejido competitivo de varios actores. En Perú vemos todavía que se está dando esta estructuración”, aclaró el entrevistado.

Ventajas funcionales de los softwares de EMD

Las plataformas desarrolladas por EMD se enfocan en resolver desafíos complejos desde una mirada técnica precisa. windPRO permite evaluar un proyecto eólico desde el punto de vista de la producción energética, cargas y vida útil de los componentes, lo que lo convierte en un estándar en planificación e ingeniería.

energyPRO, en cambio, se posiciona como la herramienta esencial para la planificación de proyectos híbridos y de almacenamiento, particularmente aquellos que requieren evaluar múltiples componentes y escenarios económicos. “Ofrece la flexibilidad para programar las particularidades de cada situación y de cada entorno macroeconómico y regulatorio”, aseguró Thamhain.

Entre sus funcionalidades destacadas, permite dimensionar la capacidad óptima de sistemas BESS, modelando demanda, ciclos operativos y degradación. También compara tecnologías de baterías según costos, eficiencia y vida útil, y simula la operación técnica y económica del sistema, proyectando ingresos por servicios de red, reducción de picos o respaldo renovable.

“Ponemos todo el expertise en ingeniería de proyectos a disposición del usuario de energyPRO, ya sea en forma de templates o consultoría específica para cada proyecto”, manifestó el managing partner de EMD International, quien subrayó que con esta propuesta, la firma busca seguir posicionándose como un actor clave en la transición energética latinoamericana. 

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Genneia anunció la entrada en operación comercial del Parque Solar Anchoris, situado en la localidad de Luján de Cuyo, provincia de Mendoza. Se trata del segundo proyecto solar que entra en funcionamiento en esta provincia. Su producción estará destinada a abastecer la demanda de grandes usuarios industriales en el marco del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

Con una inversión de 160 millones de dólares, el parque cuenta con una capacidad instalada de 180 MW y está equipado con 360.000 módulos solares bifaciales de última generación, incorporando soluciones tecnológicas que representan un salto de innovación para la región. El proyecto tendrá un impacto directo en la comunidad, ya que se estima una generación anual de 497.000 MWh de energía renovable, equivalente al consumo de 125.000 hogares. Además, se estima que evitará la emisión de más de 220.000 toneladas de dióxido de carbono.

Durante la construcción de Anchoris se emplearon más de 350 personas en su pico máximo de actividad, consolidando su rol como motor de desarrollo local, generación de empleo y promoción de capacidades técnicas vinculadas a la innovación en energías renovables.

«Estamos muy orgullosos de poner en operación comercial el Parque Solar Anchoris, un proyecto que refleja nuestro compromiso con la diversificación de la matriz energética, la innovación y el desarrollo sustentable de Mendoza y de todo el país. Este parque estará destinado a abastecer de energía eficiente y competitiva a clientes corporativos de todos los sectores de la economía», afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

Junto con sus cuatro parques solares ya operativos en la región –Ullum I, II y III, Sierras de Ullum, Tocota III y Malargüe I– y el nuevo Anchoris, Genneia totaliza ahora 490 MW solares en la zona de Cuyo. Esta capacidad operativa seguirá creciendo hasta alcanzar los casi 800 MW para 2026, gracias al avance de la construcción del proyecto solar San Rafael en Mendoza (180 MW) y del proyecto San Juan Sur en San Juan (130 MW).

En el marco del plan de inversiones de los últimos cinco años (2022-2026), Genneia alcanzará una inversión total cercana a los 900 millones de dólares. Entre sus proyectos estratégicos se destacan el parque eólico La Elbita en Buenos Aires y los desarrollos solares Sierras de Ullum, Tocota III y San Juan Sur en la provincia de San Juan, así como Malargüe I, San Rafael y Anchoris en Mendoza.

Estas iniciativas refuerzan el compromiso de la compañía con la generación de nueva energía para el sistema. Y para 2026, Genneia proyecta supera los 1,7 GW de capacidad instalada en energías renovables. 

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Amosolar, un reconocido fabricante chino de paneles solares fotovoltaicos y sistemas de baterías, anuncia la expansión de su presencia internacional, con un enfoque especial en alianzas estratégicas en mercados emergentes como Brasil, América Latina, África y el Sudeste Asiático.

Fundada con la misión de acelerar la transición global hacia las energías limpias, Amosolar ofrece soluciones solares completas, con tecnología avanzada y eficiencia comprobada. La empresa cuenta con una capacidad de producción anual de 3 GW y actualmente exporta a más de 40 países, atendiendo proyectos residenciales, comerciales y de gran escala.

“En Amosolar creemos que la innovación combinada con la confiabilidad construye el futuro de la energía solar. Nuestro objetivo es ofrecer soluciones sostenibles y accesibles para nuestros socios en todo el mundo”, afirma el portavoz de la compañía.

Productos y Diferenciales:

• Paneles solares mono y bifaciales de alta eficiencia
• Sistemas de almacenamiento de energía (baterías de litio)
• Garantía de rendimiento y durabilidad según los estándares internacionales (TÜV, CE, IEC)
• Soporte técnico y atención comercial multilingüe en todo el mundo

Amosolar invierte constantemente en I+D, con equipos técnicos especializados en el desarrollo de soluciones adaptadas a diferentes climas y necesidades energéticas. Uno de los objetivos estratégicos de la empresa es expandirse en el mercado brasileño, estableciendo alianzas con integradores, distribuidores e inversores del sector fotovoltaico.

Acerca de Amosolar
Amosolar es un fabricante profesional de módulos fotovoltaicos y sistemas solares con sede en China. Comprometida con la calidad, la innovación y la sostenibilidad, la empresa es reconocida por su fiabilidad global y un soporte técnico destacado.

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El ministro de Energía y Minas, Joel Santos, destacó el crecimiento sostenido de la inversión extranjera directa (IED) en los sectores energético y minero, los cuales concentraron el 40.2 % del total recibido por República Dominicana durante el primer semestre de 2025, según cifras publicadas por el Banco Central (BCRD).

“El dinamismo en energía, especialmente en renovables y minería, es una muestra clara de que el país se consolida como líder regional en materia de transicióción energética y aprovechamiento responsable de sus recursos naturales”, afirmó.

En efecto, el sector energético recibió el 25.7 % del total de la IED, unos 743 millones de dólares, mientras que la minería concentró el 14.5 %, equivalente a más de 419 millones de dólares. Ambos sectores reflejan un incremento relevante con respecto a años anteriores, en línea con las metas del Gobierno del presidente Luis Abinader.

El ministro explicó que esta tendencia responde a políticas públicas claras, incentivos competitivos y una visión estratégica de sostenibilidad. “Los marcos regulatorios transparentes, procesos de licitación abiertos y el acompañamiento técnico a los inversionistas, han sido claves para atraer capital extranjero”, apuntó.

Santos indicó que, en el caso de las energías renovables, el país ha logrado una transformación estructural en su matriz energética, incorporando tecnologías limpias que reducen emisiones, generan empleos verdes y contribuyen al desarrollo territorial.

“Lo mismo ocurre con la minería, donde se ha priorizado una inversión responsable, moderna y con enfoque ambiental y social”, aseguró.

El titular de Energía y Minas enfatizó que República Dominicana es hoy uno de los destinos más atractivos de América Latina y el Caribe para invertir en estos sectores, como lo reconoció el World Investment Report 2025 de la Unctad.

Joel Santos reiteró que el Ministerio de Energía y Minas seguirá promoviendo un entorno propicio para nuevas inversiones estratégicas, con el compromiso de que la transición energética y la minería sostenible generen bienestar directo a la población dominicana.

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La Superintendencia de Electricidad (SIE) de República Dominicana aprobó oficialmente la Resolución SIE-092-2025-LCE, mediante la cual establece las condiciones regulatorias y técnicas para la nueva licitación pública de hasta 600 MW de nueva generación renovable. El llamado a proyectos está orientado exclusivamente a tecnologías fotovoltaicas y eólicas, y será coordinado por el Consejo Unificado de las Empresas Distribuidoras de Electricidad (CUED), en conjunto con el Consejo de la SIE.

“La licitación se regirá por un proceso público y competitivo para la adjudicación de contratos de suministro de electricidad en el Mercado Eléctrico Mayorista”, establece el documento aprobado por el superintendente Andrés E. Astacio Polanco, quien preside el Consejo de la SIE, integrado también por Aura Caraballo Castillo y Sergio Grullón Estrella.

El proceso, previsto para 2025, aún no cuenta con los pliegos definitivos, pero sí se conoce que los proyectos a ser adjudicados deberán tener una potencia instalada mínima de 20 MW y máxima de 300 MW, permitiendo una diversificación de ofertas sin fragmentar la convocatoria. Además, se define un bloque único de hasta 600 MW, con posibilidad de adjudicarlo de forma total o parcial, según las condiciones técnicas y económicas del proceso.

“La Superintendencia establece que la energía generada será adquirida mediante contratos de largo plazo por las empresas distribuidoras, con pago en dólares y respaldada por la tarifa al usuario final, según lo dispuesto por la Ley”, se especifica en la resolución, estableciendo así las condiciones comerciales clave para la inversión.

Uno de los aspectos técnicos más relevantes es la incorporación obligatoria de Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB).

“El licitante deberá cumplir con la integración del SAEB y la prestación de servicios auxiliares de frecuencia, incluyendo regulación primaria, secundaria, control de rampas, inercia sintética, arranque en negro y control de tensión”, detalla el texto oficial.

En este sentido, Edward Veras, director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), había anticipado durante el FES Iberia 2025 que esta licitación marcaría un nuevo estándar técnico en la región.

“Quienes cuenten con almacenamiento tendrán ventaja competitiva”, afirmó el funcionario en aquel entonces, al tiempo que destacó que solo se permitirá la participación de proyectos con concesión definitiva y condiciones “ready to build”.

La decisión se alinea con el marco legal nacional, incluyendo las Leyes 125-01 y 57-07, el Decreto 523-23, y diversas resoluciones técnicas previamente emitidas por la CNE y la propia SIE. La normativa también remite a regulaciones específicas como la CNE-AD-001-2024, que establece los criterios operativos para proyectos con BESS, y a las normas del Código de Conexión.

El proceso será gestionado por el CUED, que actuará como entidad coordinadora de la licitación, y será el responsable de presentar los proyectos de resolución conjunta ante la SIE, incluyendo el llamado a licitación, la adjudicación de contratos y los términos técnicos.

Este nuevo paso regulatorio permitirá garantizar el cumplimiento de los objetivos del Gobierno en materia de diversificación de la matriz eléctrica, por lo que el diseño normativo busca atraer inversión nacional e internacional, asegurando simultáneamente la seguridad operativa del sistema y la calidad del servicio eléctrico.

El sector privado y los potenciales oferentes coinciden en que esta licitación representa una oportunidad relevante para posicionar a República Dominicana como un hub renovable en el Caribe, con tecnologías avanzadas, reglas claras y respaldo institucional, ya que se interpreta esta aprobación como una señal concreta hacia la transición energética y el cierre de brechas de inversión.

“El sector renovable dominicano está en compás de espera; la industria necesita claridad sobre cómo se estructurará la licitación, especialmente en lo relacionado al almacenamiento”, anticipaba el consultor senior Rafael Velazco Espaillat, en diálogo con Energía Estratégica días atrás (ver nota).

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El sector renovable de Latinoamérica tendrá una nueva cita con la innovación tecnológica. El jueves 28 de agosto, Jinko Solar presentará su nueva solución fotovoltaica denominada Tiger Neo 3.0 durante un webinar exclusivo y gratuito.

La jornada organizada junto a Energía Estratégica, se titula «Rendimiento sin límites: Lo que trae el nuevo Tiger Neo 3.0» y comenzará a las 10 hs México / 11 hs Colombia – Panamá / 13 hs Argentina y contará con la participación de dos referentes de la compañía.

Jeniffer Escobar, technical service manager LATAM, y Miguel Covarrubias, sales director LATAM, expondrán las ventajas competitivas del producto Tiger Neo 3.0, que representa una mejora integral con parámetros de rendimiento optimizados, estableciendo nuevos estándares en la industria.

📌 La participación es gratuita, con inscripción previa en el siguiente enlace:

👉 https://docs.google.com/forms/d/e/1FAIpQLScRVTaEL-yO1x1d-neQyHI-8HdA66A8vsqw2DC2yBTmWiDn-w/viewform

Dicha innovación está basada en la tercera generación de arquitectura de celdas TOPCon, alcanzando una eficiencia que oscila entre 26,7% y 27%; ideal para aplicaciones tanto residenciales, como comerciales-industriales y utility

Además, Jinko Solar apostó por un impulso de potencia de hasta 670 W, con una eficiencia de módulo mejorada de entre 24,3% y 24,8%, y un alto factor bifacial de 85%, lo que lo hace óptimo para superficies de alto albedo como desiertos y tejados.

¿Qué otras mejoras posee? Desde la compañía informaron que este nuevo módulo cuenta con baja degradación lineal de 0,35% anual y, por consiguiente, supera las normas del sector, sumado a que la solución tiene un mejor rendimiento en condiciones de poca luz en comparación con los productos anteriores, generando de 2,26% a 2,49% más por la mañana y al atardecer.

📌 La participación es gratuita, con inscripción previa en el siguiente enlace:

👉 https://docs.google.com/forms/d/e/1FAIpQLScRVTaEL-yO1x1d-neQyHI-8HdA66A8vsqw2DC2yBTmWiDn-w/viewform

Y cabe recordar que Jinko Solar recientemente obtuvo el premio al «Mejor Logro General» del Centro de Pruebas de Energía Renovable (RETC) por sexto año consecutivo, bajo estándares que evalúan los módulos durante un período de 12 meses utilizando protocolos de prueba avanzados que superan la certificación.

Por lo que la compañía sigue consolidándose como uno de los líderes de la industria solar y, en esta oportunidad, seleccionó un espacio virtual junto a Energía Estratégica para demostrar la durabilidad y confiabilidad de sus soluciones, a la par de generar nuevas sinergias con diferentes players del sector.

Esto significa que el webinar abierto y gratuito «Rendimiento sin límites: Lo que trae el nuevo Tiger Neo 3.0» del jueves 28 de agosto tendrá el objetivo de  reforzar la estrategia de la firma en la región a partir de esta novedad con un diseño que apunta a la sostenibilidad, a reducir costos y prolongar la vida útil. 

Y con más de 120 GW de paneles solares Tiger Neo suministrados a nivel mundial, Jinko ha demostrado maximizar la producción de energía y el ahorro energético para los clientes. Gracias a la tecnología TOPCon, la compañía elevará el listón con productos de mayor potencia y eficiencia. 

¡No se pierda la oportunidad de participar e inscríbase gratuitamente en el siguiente link: https://docs.google.com/forms/d/e/1FAIpQLScRVTaEL-yO1x1d-neQyHI-8HdA66A8vsqw2DC2yBTmWiDn-w/viewform

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El sector solar en Perú vive un punto de inflexión. Las empresas agroexportadoras, mineras e industriales están avanzando con fuerza en la instalación de plantas solares propias, impulsadas por el impacto de las sequías sobre la generación hidroeléctrica y el consecuente aumento en las tarifas eléctricas.

Nataly Llontop, country manager Perú de Ralux Solar, confirmó que este movimiento responde a una necesidad estructural del mercado: “Hoy por hoy los clientes ya no usan energía solar no solamente por un tema de visibilidad o marketing, sino por una estrategia de ahorro”, remarcó en diálogo con Energía Estratégica.

Este fenómeno se potencia entre los denominados clientes libres, es decir, aquellos que registran una demanda mayor a 200 kW por punto de suministro. Según la regulación peruana, los usuarios con demandas superiores a 2,5 MW están obligados a participar en el mercado libre, mientras que aquellos con demandas entre 200 kW y 2,5 MW pueden optar por migrar desde el régimen regulado al libre si así lo desean. 

Esta condición les permite negociar directamente sus contratos de energía, accediendo a tarifas más competitivas. Con los incrementos recientes en sus facturas, muchas empresas han optado por instalar sistemas fotovoltaicos propios o recurrir a contratos de compraventa de energía (PPA). “Entre ellas, por ejemplo, las agroindustrias, las mineras y todas las empresas que tengan cargos altos por potencia”, detalló Llontop. 

El crecimiento del mercado solar en Perú no es nuevo, pero en los últimos años ha cobrado una velocidad inesperada. Desde las primeras subastas impulsadas en 2011 – 2016   por el Gobierno de Ollanta Humala , el desarrollo fue intermitente hasta que la crisis hídrica así como el  post-COVID que generó caída de precios internacionales de paneles por sobrestock en China reconfiguraron el escenario. “Un EPC hace cinco años costaba el doble de lo que cuesta ahora”, señaló la ejecutiva de Ralux.

Ese entorno llevó a que empresas con músculo financiero robusto optaron por desarrollar sus propios EPCs con retornos estimados de inversión entre cuatro y cinco años, mientras que otras que buscan menor exposición de capital avanzan mediante PPAs. “Hay un crecimiento paralelo de ambos modelos”, aseguró la referente de Ralux Solar.

En este contexto, la compañía decidió instalarse directamente en el país, con almacenes propios y soluciones innovadoras. “Lo que teníamos planeado tener para este año ya lo hemos logrado. Pensábamos que íbamos a tener oportunidades de 500 kW a 1 MW, y de pronto tenemos un pipeline  de  proyectos en promedio de 300 kW a 30 MW”, reveló la directiva.

Esto ha llevado a un ajuste de estrategia interna: “Estamos trabajando en una nueva estrategia y contratando nuevo personal para poder abastecernos no solo en equipamiento sino también en la parte humana del equipo”, detalló. Aunque todavía no tienen un número cerrado, la proyección es ambiciosa, con un crecimiento mayor al 50%”.

Otro factor clave es la creciente presencia de empresas internacionales interesadas en grandes proyectos solares. Según Llontop, observa una fuerte inversión de empresas extranjeras que están haciendo parte de proyectos PPA con el fuerte brazo financiero que tienen, ya que solo en 2025, se estima un crecimiento del 30% en utility scale.

La falta de regulación específica para clientes libres no ha sido un freno. Al contrario, en algunos casos genera más libertad operativa. “Como no tenemos una regulación específica, es donde los clientes pueden hacerlo sin tanto contrato específico. Ellos mismos tienen carta libre de poner sus propias plantas solares”, explicó Llontop.

Sin embargo, el próximo gran salto del mercado llegará con el desarrollo del almacenamiento energético. El Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) ha señalado en sus planes de expansión que se está evaluando la incorporación progresiva de sistemas de regulación secundaria de frecuencia y otras tecnologías que contribuyan a la estabilidad del sistema eléctrico.

«Veo un buen mercado para nosotros. En Perú hay sistemas conectados a red, pero todavía estamos en desarrollo de plantas solares con almacenamiento”, observó.

Este paso será clave para los clientes libres que enfrentan altos cargos por potencia, que pueden representar entre 30 y 45% del total de la factura eléctrica. “La única forma de poder suplir eso es mediante un sistema de almacenamiento”, indicó la ejecutiva, y proyectó un desarrollo creciente de plantas híbridas.

A eso se suma un nuevo vector competitivo: la logística regional. Con la reciente inauguración del puerto de Chancay, ubicado dos horas al norte de Lima, el país gana protagonismo como punto de entrada y distribución de componentes solares. “Perú se ha vuelto un hub logístico donde hay mayor facilidad de ingreso de fabricantes extranjeros y pueden utilizarlo como un núcleo para la región andina”, subrayó Llontop.

Desde Ralux Solar observan un mercado lleno de oportunidades y transformación acelerada. “Perú está justo en una etapa muy atractiva en solar. Los que estamos involucrados en este rubro estamos muy entusiasmados con todo lo que viene”, concluyó la ejecutiva.

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Uruguay se prepara para una nueva etapa en su política energética. La Dirección Nacional de Energía ya trabaja en un documento base que sentará las condiciones para una discusión multipartidaria durante 2026, con el objetivo de actualizar el acuerdo de política energética y extender su alcance hacia 2050.

“Desde el gobierno se estableció el 30 de agosto de 2025 como fecha para tener un documento mártir en el que trabajar y la intención es llevar adelante una discusión con todos los actores durante los siguientes meses del 2025; y lo que surja de esos talleres pueda derivar en una discusión multipartidaria en 2026”, afirmó Arianna Spinelli, directora nacional de Energía.

“La ventaja de tener una política energética vigente es que los grupos de interés la entienden y la aceptan, en mayor o menor medida. Es decir que la discusión no será de cero y los beneficios del país están a la vista, sumado a que existen grupos de actores predispuestos a continuar el proceso”, agregó durante el XI Congreso LATAM Renovables, organizado por la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) en el que Energía Estratégica estuvo presente. 

Es decir que el objetivo de esta nueva etapa de articulación es comenzar con mesas de trabajo con diversos players del sector, a fin de lograr al menos un borrador en el transcurso del próximo año y, eventualmente, concretar un documento definitivo que guíe la política energética de largo plazo. 

El nuevo proceso se apoya en un precedente robusto: el Acuerdo Multipartidario de Energía 2030, aprobado en 2010 bajo la presidencia de José Mujica. Ese hito definió la primera gran transformación energética del país, apalancando más de USD 8.000 millones en inversiones público-privadas, con el Estado como coordinador y administrador de las subastas.

Spinelli subrayó que aquellos puntos que resultaron bien serán continuados, por lo que la expansión de energías renovables, la descarbonización de la matriz y el cumplimiento de los objetivos de desarrollo sostenible seguirán siendo ejes centrales de la estrategia a 2050.

El diseño de esta nueva política tendrá como pilares tanto las fuentes limpias como la eficiencia energética, reconocidas “las bases sobre las cuales trabajar” de cara a la hoja de ruta para las próximas décadas.

Integración regional como prioridad estratégica

En paralelo, la directora nacional de Energía reforzó el compromiso con la integración energética regional. El nuevo acuerdo también buscará potenciar el intercambio eléctrico con países vecinos, a través de mecanismos de cooperación y proyectos piloto que permitan probar soluciones innovadoras.

“Hay algunos proyectos pensados para probar cosas diferentes, aunque no es fácil porque el trabajo entre países tiene sus particularidades”, reconoció Spinelli. Sin embargo, reafirmó que Uruguay apunta a que se logren nuevos avances, con miras a una región más conectada y resiliente.

El enfoque regional permitirá optimizar los recursos complementarios de los países del Cono Sur, mejorar la estabilidad de los sistemas eléctricos y generar nuevas oportunidades comerciales. En ese sentido, el acuerdo energético al 2050 también será una herramienta para posicionar a Uruguay como referente en cooperación energética.

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Si bien los aranceles recíprocos del 30% que Estados Unidos planeaba aplicar a México debían entrar en vigor el 1 de agosto, la medida ha sido pospuesta por 90 días tras una reunión de último momento entre el presidente estadounidense Donald Trump y la presidenta de México, Claudia Sheinbaum.

La política aduanera, que contemplaba un arancel del 30% a productos mexicanos y aumentos adicionales del 50% en insumos clave como cobre, silicio, acero y aluminio, había generado fuerte preocupación en la industria fotovoltaica, la cual ya enfrenta desafíos estructurales y una creciente pérdida de competitividad frente a fabricantes asiáticos. “Las tarifas globales de Estados Unidos a México afectarán mucho a la fabricación de paneles solares aquí”, manifestó Elié Villeda, especialista en energías renovables, en diálogo con Energía Estratégica.

En este contexto, Villeda señaló que empresas como Maxeon ya han cerrado plantas en México y trasladado su producción a Estados Unidos. “Antes fabricaban 1.2 GW en Mexicali y terminaron mudando su operación”, apuntó Villeda. 

Actualmente la industria mexicana de fotovoltaica solo realiza el ensamblaje de celdas y tiene una capacidad de 600 MW, orientada principalmente a exportaciones residenciales.   “En México se puede conseguir un panel por entre 10 y 15 centavos de dólar el vatio, pero sin protección arancelaria, la industria nacional no puede competir con el dumping chino”.

A pesar de que en teoría existen aranceles a productos chinos, en la práctica, afirmó el experto, “los esquivan y no se pagan los aranceles que debería pagarse”. Esto permite la entrada de módulos provenientes del sudeste asiático e India a precios muy bajos, dejando a la industria local en situación de ensamblaje superficial. 

La guerra comercial entre China y Estados Unidos complica a la industria mexicana. La administración Trump, y con ella los organismos regulatorios, ha intensificado las investigaciones AD/CVD (Anti-Dumping and Countervailing Duties), con aranceles que han llegado al 40% y aumentan cada año.

“Estados Unidos golpea a China, pero luego detecta circumvention desde países como México”, explicó Villeda. Esta práctica implica que productos fabricados en China se ensamblan en terceros países para evadir aranceles.

Por otro lado, Estados Unidos refuerza otras exigencias, como la trazabilidad de origen y la verificación del trabajo forzado. Villeda mencionó que Maxeon perdió más de un gigavatio en frontera por no poder probar que sus paneles no involucraban trabajo forzado. “La regulación se va a hacer aún más fuerte para tapar el dumping chino”, enfatizó.

En este marco, el tratado de libre comercio entre Estados Unidos, México y Canadá (T-MEC) no está ofreciendo la protección esperada. Villeda señaló que el T-MEC terminó favoreciendo más a las empresas chinas que a las norteamericanas. “Las compañías chinas se metieron en la cadena de suministro de México y usan el país como puente para entrar a Estados Unidos”, indicó. 

La situación global se suma a la desconfianza jurídica y parálisis en la inversión nacional. “Muchos proyectos no se concretan. A veces dan permisos, pero no se llega a construir. Hay demasiada reglamentación faltante”, enfatizó el especialista, a la par que advirtió ni siquiera los permisos otorgados recientemente a proyectos como el de ELECNOR garantizan viabilidad real, debido a la falta de normativas secundarias claras, el código de red y la regulación del Aviso de Impacto Social (AVIS).

Mientras tanto, el crecimiento de la generación distribuida sigue siendo el único segmento que muestra dinamismo. “La fotovoltaica en México va a seguir creciendo, pero sostenida por la generación distribuida”, afirmó.

Según Villeda, podrían verse incrementos de instalaciones entre 7 kW y 20 MW, siempre que la reglamentación lo permita, aunque la falta de certidumbre jurídica sigue siendo un freno incluso para este sector.

Otro problema estructural es la ausencia de contratos a largo plazo, dado que «no se están firmando PPAs privados en México» pero sí pequeños acuerdos de generación distribuida, pero los grandes compradores industriales no están firmando contratos por la incertidumbre que existe”, advirtió.

Frente a este escenario, Villeda es categórico: “Hoy el panorama eléctrico en México no es prometedor. Hay incertidumbre, reglas que cambian, y si no podés vender la energía, ningún inversionista va a firmar un PPA”. Incluso la opción de trabajar con CFE genera dudas. “Hay un riesgo latente incluso con participación estatal”, enfatizó.

La industria observa con preocupación los movimientos de grandes actores como Iberdrola, que estaría evaluando nuevas salidas del mercado tras la venta de plantas a CFE. “Fue el participante más grande del país, y si se va, es porque el mercado ya pasó de amarillo a rojo”, concluyó Villeda.

Con este contexto, México enfrenta una encrucijada estratégica: o fortalece su marco jurídico y protege su cadena de valor, o verá desvanecerse las oportunidades para consolidar una industria fotovoltaica propia.

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América Latina y el Caribe consolidan un mapa diverso en el desarrollo del hidrógeno limpio, donde conviven economías con marcos regulatorios avanzados, proyectos en etapa de operación y políticas de fomento a la demanda, junto a otras que recién comienzan a explorar su potencial en esta industria.

Así lo revela el Índice H2LAC 2025, elaborado por Hinicio y New Energy, que clasifica a 17 países según el grado de madurez de sus ecosistemas de hidrógeno.

En primer lugar, Brasil encabeza el ranking con 75,5 puntos y se posiciona como nuevo líder regional, superando a Chile. Este ascenso se explica por una combinación de avances regulatorios, instrumentos financieros específicos, objetivos de consumo vinculados a combustibles sostenibles y una activa cartera de proyectos.

“Brasil ha sobrepasado a Chile como líder regional, impulsado por objetivos de demanda sólidos, progreso regulatorio a nivel nacional y estatal, pasos hacia un esquema de certificación y desarrollo activo de proyectos”, destaca el informe.

En segundo término, Chile, con 73,25 puntos, mantiene un lugar privilegiado, pero comienza a mostrar señales de desaceleración. Si bien publicó el H2 Action Plan 2023-2030 y reglamentó aspectos clave como la seguridad en plantas de hidrógeno, el ritmo de nuevas iniciativas se ha ralentizado.

En palabras del reporte: “Los anuncios de nuevos proyectos están disminuyendo. Varios fueron cancelados o puestos en pausa durante el último año”.

A continuación, Colombia, con 73 puntos, se posiciona como otro actor clave gracias a avances normativos —como la definición legal de hidrógeno de bajas emisiones— y a logros concretos en el plano operativo. Un ejemplo es el proyecto de ECOPETROL, que alcanzó Final Investment Decision (FID) para una refinería de 6 MW en Cartagena. Además, el país juega un rol destacado en cooperación técnica, colaborando con Honduras y El Salvador en la construcción de sus hojas de ruta nacionales.

Por otro lado, a medida que se baja en el ranking, emergen casos como el de Uruguay (57,5 puntos), que avanza con la ronda H2U para habilitar producción offshore y logró la concreción del proyecto de camiones a hidrógeno “Kahiros” en 2024.

En paralelo, Paraguay se posiciona como una promesa concreta, con el proyecto Villeta de ATOME —que prevé alcanzar FID en la segunda mitad de 2025— tras cerrar contratos EPC, financiamiento clave y acuerdos de comercialización. “Yara firmó HoT y comprará fertilizantes renovables producidos por ATOME en Paraguay”, destaca el informe como ejemplo de comercio intra-regional.

Además, Costa Rica y Trinidad y Tobago también registran progresos relevantes, al asegurar fondos internacionales significativos. En el caso costarricense, se recibieron €25 millones provenientes de mecanismos climáticos, dirigidos al desarrollo de proyectos de hidrógeno verde.

En contrapartida, economías como Ecuador, Bolivia, Barbados y El Salvador figuran como exploradores iniciales, con puntuaciones inferiores a los 20 puntos. En estos países, el ecosistema aún se encuentra en etapas preliminares de análisis, sin proyectos concretos ni legislación definida.

Ahora bien, más allá del posicionamiento relativo de cada país, el informe también revela tensiones estructurales comunes en la región. Uno de los principales cuellos de botella es la baja competitividad del hidrógeno verde frente al gris, sumado a la falta de compradores.

“Entiendo que los dos principales cuellos de botella para el desarrollo son la baja competitividad del hidrógeno verde frente al hidrógeno gris y la falta de ‘offtakers’”, sostuvo Luana Gaspar, gerente de Descarbonización en PSR – Energy Consulting and Analytics.

Asimismo, advierte que ambas limitaciones están interconectadas: “Sin competitividad, el mercado enfrenta dificultades para desarrollarse, pero sin mercado, es difícil reducir costos por falta de economías de escala e infraestructura”.

En ese sentido, Gaspar resaltó que el costo de producción del hidrógeno verde sigue siendo elevado, llegando hasta 6 veces más que el H2 gris, dependiendo del país. A lo que se debe añadir que las reducciones esperadas en tecnología, escala y electricidad han sido más lentas de lo previsto, dificultando aún más alcanzar el punto de equilibrio económico.

Complementariamente, Juan Antonio Gutiérrez, asesor técnico de H2 Perú, coincidió con este argumento: “En la región y en todo el mundo, la causa es que el famosísimo ‘willingness to pay’ no existe”.

Y detalló que llevar un proyecto a FID requiere certeza sobre la venta de las moléculas, pero que hoy pocos actores están dispuestos a pagar de 3x a 10x el precio de un energético renovable respecto al convencional. Según Gutiérrez, destrabar este estancamiento implica introducir regulación sobre emisiones, aunque reconoce que esto puede generar una pérdida de competitividad internacional.

Ante este panorama, los expertos coinciden en la necesidad de soluciones estructurales. Gaspar propone como estrategia central el desarrollo de electrolizadores más baratos y eficientes, lo que permitiría reducir tanto el CAPEX como el consumo energético. También destaca la importancia de operar con energía de red 24/7 para disminuir el costo unitario del hidrógeno y adecuar la producción a las necesidades de la industria.

Además, sugiere aprovechar políticas como la segunda subasta de H2Global y diseñar regulaciones que prioricen tecnologías con alto impacto y bajo costo relativo para cada país.

A la par, el informe H2LAC advierte que la cooperación regional aún es insuficiente, especialmente en temas como certificación. “Debe fortalecerse para garantizar eficiencia y alineamiento”, subrayan sus autores. La falta de estándares compartidos ralentiza la integración regional y limita las oportunidades de exportación conjunta.

En conclusión, América Latina mantiene condiciones para posicionarse en el mercado global del hidrógeno, pero necesita transformar su potencial en resultados concretos. Resolver las barreras regulatorias, reducir costos tecnológicos, dinamizar la demanda local y generar marcos financieros adecuados serán claves para garantizar una transición energética efectiva, sostenible y económicamente viable.

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Chile ha avanzado en normativas claves para el desarrollo del almacenamiento energético, como la Ley N.º 21.505 -que reconoce esta tecnología como actividad independiente- y el DS N.º 70, que regula su conexión y operación, según resaltó el director Ejecutivo de GPM, Mauricio Utreras, en el marco de un evento.

“Sin embargo, más del 95% de la capacidad instalada en baterías sigue concentrada en el segmento de transmisión. En redes de distribución, el despliegue enfrenta barreras normativas. Según una encuesta gremial, el 80% de las pequeñas y medianas generadoras considera el almacenamiento clave para su sostenibilidad, y más del 60% evalúa activamente proyectos híbridos o stand-alone”, explicó.

Refirió que una de las principales oportunidades que no ha sido considerada aún por el ministerio, es promover la inversión en hibridación de PMGD mediante modificaciones al DS 88 que permitan incorporar el almacenamiento sin perder su régimen económico. “Esta medida habilitaría el despliegue de baterías en cerca de 480 plantas ya existentes en distribución, permitiendo evitar vertimientos, desplazar energía a horas más valorizadas y entregar servicios de respaldo en redes locales”.

El representante gremial detalló “esto cobra especial relevancia considerando que el nuevo DS 125 -también en desarrollo- plantea incluir a los PMGD en los vertimientos sistémicos”, lo que podría significar, según un estudio de Systep encargado por GPM, reducciones superiores al 20% de su generación en algunos casos.

Desde GPM se llamó a las autoridades a avanzar en un marco normativo habilitante que permita escalar el almacenamiento distribuido con diversidad tecnológica, territorial y empresarial.

Entretanto, el director de Estudios de GPM, Claudio Negrete, también participó en la actividad, moderando el panel “Almacenamiento en baterías: clave para minimizar los vertimientos fotovoltaicos” junto a Carlos Cabrera (Sphera Energy), Darío Morales (ACESOL), Nicolás Carrasco (BASF Chile), y Rafael Velazco (ACLARA).

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Future Energy Summit (FES) continuará su gira 2025 con un nuevo webinar sobre el mercado renovable de Brasil, siendo la única plataforma de eventos que transmite gratuitamente todos sus encuentros a través de su canal oficial de YouTube.

“Brazil Future Energy Virtual Summit 2025” se realizará el próximo miércoles 6 de agosto y estará centrado en el mercado energético más grande de la región y uno de los más relevantes a nivel mundial, el cual está próximo a la apertura de nuevas oportunidades de negocio para renovables y los sistemas de almacenamiento. 

El encuentro contará la participación de Sungrow, JA Solar, la Asociación Brasileña de Energía Eólica y Nuevas Tecnologías (ABEEólica), 360Energy, Risen, DIPREM, la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), Gotion y la Asociación Brasileña de Soluciones de Almacenamiento de Energía (ABSAE). 

Incripción gratuita

Las empresas y entidades líderes de la industria renovable y de storage se repartirán a lo largo de dos paneles de debate, con gran abanico de temas en agenda, como por ejemplo desafíos y oportunidades para la transición energética, nuevas sinergias y negocios en el sector. 

El primer panel, titulado “Transformación tecnológica y nuevas oportunidades del sector renovable”, comenzará a las 10 hs Brasilia (8 hs Bogotá | 15 hs Madrid) con las exposiciones de Mauro Basquera, Sr technical manager (PV & ESS LatAm) de Sungrow, Gabriel Magdalon, vicepresidente LATAM de JA Solar, Elbia Gannoum, CEO de ABEEólica y Pedro Mecabô Junior project manager de 360Energy; mientras que el moderador será Márcio Trannin, vicepresidente del consejo de Administración de ABSOLAR.

Dichos panelistas analizarán las claves para la continuidad de contratos solares y eólicos (incluyendo la concesión de proyectos de generación eólica offshore) a gran escala y bajo sistemas de generación distribuida, como también el papel que tendrá Brasil como anfitriona de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático de 2025 (COP30) que se hará en noviembre.

Incripción gratuita

Mientras que el segundo panel de debate podrá la mirada en las “Tendencias y proyecciones para la energía solar y el almacenamiento en Brasil” bajo la perspectiva de Vanderleia Ferraz, Latin American Product Manager de Risen, Anatalio Cerqueira, gerente de Operaciones de DIPREM, Marcelo Sousa, director de Desenvolvimiento LATAM de Gotion, y la moderación de Fábio Lima, director ejecutivo de ABSAE.

Los especialistas pondrán foco en los segmentos de mercado con mejores perspectivas de crecimiento en los próximos años, precios venideros para las soluciones y proyectos, y proyecciones para las próximas subastas de nueva energía y la esperada reserva de capacidad con baterías, denominada “LRCAP Almacenamiento”, 

Quedan pocos días para “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025”, un nuevo encuentro FES que, como tiene acostumbrado al sector, transmitirá en vivo en su canal oficial de YouTube. ¡No se pierda la oportunidad! ¡Nos vemos en FES Brasil 2025! 

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile inició una licitación excepcional de corto plazo con el objetivo de asegurar la cobertura contractual total del suministro eléctrico para los clientes regulados durante el año 2026.

El proceso contempla la contratación de aproximadamente 1.200 GWh para el año 2026, y sus condiciones específicas serán definidas en las Bases de Licitación que se publicarán próximamente. Y la medida responde al término anticipado de algunos contratos adjudicados en procesos anteriores, en particular, en la Licitación 2021/01, debido a diversos incumplimientos contractuales y/o fuerza mayor entre otros motivos, lo que derivó en la finalización anticipada entre 2023 y 2024.

A continuación, se detallan los contratos en cuestión:

• Huemul Energía SpA por 374 GWh/año, respaldado por el proyecto Ckani
• María Elena Solar S.A., por 280 GWh/año
• Parque Eólico San Andrés SpA, por 273 GWh/año
• Copihue Energía SpA, por 286 GWh/año
• Cox Energía SpA, por 140 GWh/año
• Energía Renovable Verano Tres SpA, por 540 GWh/año
• Contratos suscritos por Canadian Solar Libertador Solar Holding SpA., Racó Energía SpA., Sonnedix PPA Holding SpA. y OPDE Chile SpA., por un total de 2.037 GWh/año

Este proceso se complementará con otras licitaciones de corto y largo plazo, con el objetivo de continuar asegurando el acceso a energía confiable y precios competitivos para los hogares del país.

Y según el Informe Preliminar de Licitaciones, aprobado por la CNE en julio de este año, existe un margen importante de energía disponible no contratada en el mercado y, por ende, no existiría riesgo alguno de abastecimiento eléctrico para los clientes regulados. La legislación vigente contempla mecanismos específicos que garantizan que, bajo ninguna circunstancia, los clientes regulados se vean afectados en su abastecimiento eléctrico.

«Asimismo, el precio de la energía que pagarán los clientes no sufrirá aumentos respecto de los niveles actuales. El mecanismo de ajuste de precios considerado en esta licitación excepcional está diseñado para proteger tanto a los suministradores como a los consumidores, limitando el traspaso de precios extremos ante eventuales variaciones del costo marginal del sistema. De hecho, dependiendo de las condiciones del mercado, podría incluso permitir que los clientes accedan a precios más convenientes», aseguraron desde la CNE.

«Se trata de una medida que fortalece la seguridad del sistema y que permite anticiparse a escenarios de menor disponibilidad contractual. Además, la legislación vigente contempla mecanismos que aseguran, en todo momento, la continuidad del suministro para los clientes regulados”, señaló Marco Mancilla, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía de Chile.

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En un movimiento clave para el rumbo energético del país, el presidente José Raúl Mulino oficializó la designación de Rodrigo Rodríguez como nuevo secretario nacional de Energía de Panamá, en reemplazo de Juan Manuel Urriola, quien presentó su renuncia este 30 de julio tras poco más de un año en funciones.

Rodríguez llega al cargo con una sólida trayectoria técnica en el sector energético. Hasta el momento de su nombramiento, se desempeñaba como director nacional de Electricidad en la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP), desde donde lideró procesos vinculados al sistema eléctrico panameño, incluyendo regulación, planificación y modernización de infraestructura.

La salida de Urriola marca un giro en el equipo energético del Gobierno, a poco de iniciado el mandato de Mulino. El ahora exsecretario había sido designado en mayo de 2024, durante la administración de Laurentino Cortizo, y su continuidad en el nuevo gobierno generaba expectativas de estabilidad. Sin embargo, su renuncia abre una nueva etapa para la Secretaría.

Durante su gestión, Urriola impulsó una agenda basada en la descarbonización del sector energético, con foco en la incorporación de energías renovables y la mejora del marco institucional para la transición. Aunque desde el Ejecutivo no se han brindado detalles sobre los motivos de su salida, su reemplazo ocurre en un momento donde el sector enfrenta definiciones estratégicas clave.

Uno de los temas más urgentes que deberá gestionar Rodríguez es la licitación energética actualmente en curso. Se trata de un proceso convocado por la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA), a través del cual se espera contratar más de 400 MW de potencia firme y energía asociada a largo plazo, con entregas previstas a partir de 2027.

Con la designación de Rodríguez, el Ejecutivo apuesta por un perfil técnico con conocimiento profundo del marco regulatorio. En su paso por la ASEP, el nuevo secretario se destacó por su gestión de procesos técnicos y normativos, lo que podría aportar agilidad en la articulación entre regulación, planificación e implementación de proyectos.

Entre los desafíos que asumirá Rodríguez se encuentran:

• Concretar los compromisos internacionales de Panamá en materia climática.

• Acelerar el despliegue de energías renovables y almacenamiento.

• Impulsar la electromovilidad y digitalización del sistema eléctrico.

• Fortalecer el marco tarifario y la equidad en el acceso a la energía.

• Ejecutar de forma transparente y eficiente la licitación de más de 400 MW en curso.

El sector espera además que Rodríguez dé continuidad —o redefina— el Plan Energético Nacional, especialmente en aspectos relacionados con la diversificación de la matriz, la inversión privada en energías limpias, y el avance hacia una infraestructura resiliente y sostenible.

El contexto regional también impone presión. Países vecinos como Costa Rica, Colombia y República Dominicana están fortaleciendo sus políticas de transición energética. Panamá, como hub logístico y financiero, deberá posicionarse con propuestas concretas para no quedar rezagado.

Si bien aún no se han emitido declaraciones oficiales por parte del nuevo secretario, fuentes del sector ven con buenos ojos su perfil técnico y esperan señales claras sobre la continuidad de las líneas de acción prioritarias, así como una apertura al diálogo con actores públicos y privados.

La Secretaría Nacional de Energía es una de las carteras clave para el cumplimiento de los compromisos ambientales del país, y su liderazgo resulta determinante para garantizar una transición energética ordenada, sostenible y alineada con las metas globales de reducción de emisiones.

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La Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) cerró su XI Congreso LATAM Renovables, que se desarrolló el 29 y 30 de julio en la ciudad de Montevideo, y en esta ocasión llevó el slogan “«EnergIA Inteligente».

El encuentro, que contó con la participación de las principales autoridades del sector público y privado, es considerado un espacio clave para debatir diversas estrategias para ampliar la capacidad de energías renovables, incorporar almacenamiento y acelerar la movilidad eléctrica.

“La edición fue un éxito rotundo, tuvimos entradas agotadas, expositores con ponencias de primer nivel y muchas novedades, con lo cual nos impone el desafío de estar a la altura para el XII Congreso LATAM Renovables del próximo año”, sostuvo Diego Oroño, presidente de AUDER, en diálogo con Energía Estratégica.

Con un modelo energético que ya alcanza un altísimo porcentaje de generación limpia, el país se enfrenta ahora al desafío de consolidar esa base con nuevas tecnologías y marcos regulatorios adecuados.

“Para destacar, el vínculo de la inteligencia artificial con la energía está empezando. Damos una mirada de dos ejes, por un lado, el potencial que tiene la IA como motor para generar una transición energética con las garantías de justicia y eficiencia que necesitamos. Por el otro los desafíos que implica, como el consumo que su uso conlleva para el sector energético”, analizó Oroño.

Entre los funcionarios que formaron parte de las jornadas se puede destacar a la ministra de Industria, Energía y Minería, Fernanda Cardona; el Ministro de Ambiente, Edgardo Ortuño; las presidentas de UTE y ANCAP, Andrea Cabrera y Cecilia San Román, respectivamente, y Arianna Spinelli, directora nacional de Energía.

Además, el evento contó con la participación del ex ministro de Industria, Energía y Minería, Omar Paganini, quien ofreció una mirada internacional sobre los desafíos y oportunidades del sistema energético latinoamericano, en un contexto donde la integración regional, la seguridad energética y la competitividad ganan protagonismo.

Almacenamiento: la nueva “estrella” de las energías renovables

En esta edición, y por primera vez en la historia del Congreso, se incluyó un panel exclusivo sobre almacenamiento con baterías, una tecnología considerada crucial para optimizar el uso de energías intermitentes como la solar y eólica. 

En un país donde más del 90% de la matriz eléctrica proviene de fuentes renovables, el almacenamiento representa el siguiente paso lógico para robustecer la estabilidad del sistema y maximizar el aprovechamiento de la energía generada.

“La gran novedad este año fue haber tenido un panel de storage. Es algo que está emergiendo, seguramente no sea todavía el momento para Uruguay por cómo es la matriz energética, pero creo que es una decisión responsable el que transitemos el camino desde ahora. Sí hay otros mercados latinoamericanos como vimos en este Congreso que están teniendo una explosión con el storage, tal es el caso chileno” explicó el titular de AUDER acerca de esta inclusión.

Respecto de posibles acuerdos entre el sector privado y público, Oroño señaló que “AUDER es un poco más que una cámara del sector privado; de hecho tenemos socios que son la academia, ANCAP -que es una empresa del Estado- entonces hay un paraguas amplio y además somos una organización no gubernamental, con lo cual no tenemos ninguna afiliación política”. 

En ese sentido, “nuestra propuesta ha sido incluso tomar un rol coordinador de ese espacio, y es lo que nos gustaría. Como sea, acompañaremos de donde se nos convoque”. 

Movilidad eléctrica y un espacio propio bien ganado

Uruguay ha logrado consolidarse como uno de los países líderes de América Latina en movilidad eléctrica, tanto por su marco normativo como por su desarrollo tecnológico.  Por eso, el Congreso LATAM Renovables dedicó paneles específicos al análisis del estado actual de la movilidad sostenible, con la presencia de actores clave del sector público y privado.

Se debatió sobre el impacto de la regulación vigente, los desafíos pendientes para ampliar la infraestructura de carga, y se presentaron proyectos innovadores que ya están en curso.  En paralelo, se desarrolló un showroom de vehículos eléctricos, ofreciendo a los asistentes la posibilidad de conocer de cerca las nuevas tecnologías disponibles.

Diversidad, liderazgo joven y mirada de género

Entre los momentos relevantes del encuentro, cabe destacar también la apertura del V Congreso World Energy Council – Capítulo Uruguay, donde se destacó el programa nacional “Future Energy Leaders Uruguay: Representantes de FEL 100”, una iniciativa que promueve el liderazgo joven en el sector energético a nivel global.

En línea con este enfoque inclusivo, también se realizó una actividad impulsada por la Asociación Uruguaya de Mujeres en Energía, cuyo objetivo es fomentar la incorporación de mujeres en el sector energético, así como en carreras vinculadas a la ciencia y la tecnología.

Por supuesto, otro de los ejes centrales del Congreso fue el debate sobre proyectos vinculados al hidrógeno verde, una de las grandes apuestas del país para posicionarse como proveedor clave de energía limpia a nivel global. Junto a esta temática, se analizaron avances en generación distribuida, estrategias para ampliar la participación ciudadana en la producción de energía, y propuestas concretas sobre cómo mejorar los marcos regulatorios para facilitar nuevas inversiones.

Para finalizar, pensando ya en el Latam Renovables 2026, el presidente de la entidad anticipó que ya tiene anotado una serie de «lecciones aprendidas e ideas para el próximo año», por lo que desde hoy mismo comienzan a buscar la manera de profundizar temas vinculados a la inteligencia artificial y la continuidad de ERNC, sistemas BESS y movilidad eléctrica, entre otros puntos. 

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El reglamento de la Ley N.º 31992 de Fomento de Hidrógeno verde de Perú continúa en revisión por parte del Ministerio de Energía y Minas (MINEM), pese a que el plazo legal para su aprobación venció en septiembre de 2024. Una propuesta de este documento fue elaborada por la Pontifica Universidad Católica de Chile y presentada en enero de este año por la H2 Perú, Asociación Peruana de Hidrógeno, y La Embaja de UK en Lima, pero su estancamiento regulatorio podría empieza a generar un impacto directo en la competitividad internacional del país.

“Cada semana de demora pone a Perú en riesgo de perder competitividad en la carrera regional por el hidrógeno”, manifestó el presidente de H2 Perú, Daniel Camac, quien remarcó que actualmente el texto se encuentra bajo análisis en la Dirección General de Eficiencia Energética.

En un contexto regional dinámico, donde Chile ya opera plantas piloto de electrólisis, mientras que Brasil y Uruguay avanzan con estrategias y licitaciones.La ausencia de un marco regulatorio definido retrasa decisiones de inversión. “Potencialmente, cada mes de retraso desplaza a Perú en el radar de estos inversionistas, incrementando el riesgo de que capital y tecnología se dirijan a esos mercados vecinos”, advirtió el titular de H2 Perú en diálogo con Energía Estratégica.

Los consorcios internacionales evalúan propuestas en función de señales regulatorias claras y de incentivos económicos concretos. En ese sentido, Camac explicó que el reglamento debe articular cuatro piezas esenciales para generar certeza jurídica, primero un sistema de certificación y trazabilidad que garantice el origen renovable del gas.

“El propio artículo 5 de la Ley encarga al Ministerio la definición de los requisitos y el mecanismo de verificación, de modo que cada molécula peruana pueda competir en los mercados que ya exigen garantías de origen”, explicó.

En segundo lugar, el esquema debe integrar permisos claros, plazos definidos y una ventanilla única con funcionamiento ágil para los proyectos piloto, para reducir la incertidumbre temporal, la superposición de trámites sectoriales y enviar señales claras de que el gobierno acompaña la curva de aprendizaje de la industria.

El tercer punto es la estabilidad regulatoria. “el reglamento confirma que las inversiones en hidrógeno podrán acogerse a los convenios de estabilidad jurídica vigentes para la inversión extranjera”, y ello refuerza con el hecho de que Perú acaba de escalar cinco posiciones hasta el puesto 60 de 113 economías en el Índice Mundial de Estado de Derecho 2024, según destacó la Cámara de Comercio de Lima. 

Finalmente, Camac apuntó que los inversionistas esperan “señales económicas tangibles: acceso preferente a líneas de crédito verdes, instrumentos que reducen el costo de capital y anclen la demanda inicial, entre otras”.

El escenario se vuelve aún más exigente si se considera la meta planteada por H2 Perú en 2021: activar hasta 8 Mt/año de hidrógeno limpio para 2030. Aunque hoy la cifra se ha moderado, el horizonte sigue vigente como una guía estratégica. “Con un reglamento vigente en 2025 y mecanismos de fomento como PPA y subastas de OPEX y CAPEX, Perú podría acercarse a 1 o 2 Mt/año hacia el cierre de la década”, aseguró Camac.

En paralelo, actores internacionales ya han mostrado interés por el potencial peruano. “Alemania necesita importar volúmenes crecientes de hidrógeno y derivados y ha identificado a Perú como proveedor potencial”, indicó. Según el presidente de H2 Perú, el país debe responder con “coherencia regulatoria, pilotos en puertos y zonas mineras de la costa sur, y memorandos de entendimiento que aseguren demanda de largo plazo y transferencia tecnológica”.

Otro eje de acción clave son las alianzas público-privadas, que se perfilan como instrumentos eficaces para acelerar el despliegue de la infraestructura. “Estas APP combinan la infraestructura y garantías del Estado con la capacidad innovadora y la agilidad financiera del sector privado”, explicó Camac.

El presidente de H2 Perú destaca casos emblemáticos que pueden inspirar al país. En Suecia, la iniciativa HYBRIT,  ha demostrado la viabilidad del almacenamiento subterráneo de hidrógeno y la fabricación de acero libre de fósiles. En Estados Unidos, el programa federal de 7.000 millones de dólares para “Hubs de Hidrógeno” genera polos de coinversión público-privada que ya están descarbonizando el transporte pesado y la industria química.

“Replicar estas estrategias en Perú con APP, por ejemplo, en el corredor minero del sur o para flotas de camiones de largo recorrido, ofrecería demanda asegurada, reduciría el riesgo de los primeros proyectos y posicionaría al país en la vanguardia regional del hidrógeno peruano”, apuntó.

“Un proyecto típico tarda de 5 a 8 años entre concepción y puesta en marcha; por ello el periodo 2025-2030 será decisivo para madurar modelos de negocio, estandarizar contratos y cerrar la brecha de costos. Lo que hoy sucede en el sector  es la base para una próxima ola de proyectos  competitivos y financieramente robustos hacia la próxima década.”, concluyó Camac, por lo que la demora regulatoria puede generar que Perú quede al margen de la próxima gran ola de inversión energética.

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Puerto Rico enfrenta un punto crítico en su transición energética, y el tiempo juega en su contra. La indefinición del Plan Integrado de Recursos (PIR) y el debate legislativo sobre la Ley 10 de 2024, que extiende la política pública de medición neta, han puesto en pausa decisiones clave para avanzar hacia un sistema energético más limpio, resiliente y descentralizado.

“La ausencia de un PIR actualizado refleja un retraso inaceptable en la planificación energética de la isla”, manifestó Eduardo Bhatia, exsenador de Puerto Rico y profesor visitante especializado en políticas públicas e internacionales en la Universidad de Princeton, en conversación con Energía Estratégica.

Para el académico, no se trata de una omisión técnica, sino de una falla estructural con alto impacto social y económico: “Sin un plan vigente, todas las decisiones se toman a ciegas, creando incertidumbre en el sector y atrasando el cumplimiento de las metas establecidas por ley”.

En este contexto, el desarrollo de subastas de energías renovables como el Tramo 2 y Tramo 3 también se ve afectado. Según Bhatia, la falta de un PIR provoca que las subastas se realicen sin una brújula clara, lo que lleva a repetir errores del pasado, como proyectos energéticos que avanzan «sin coherencia ni coordinación». Por lo que cada retraso en el proceso encarece las inversiones y desincentiva a los actores privados.

“Urge completar el PIR para alinear las subastas con una estrategia integral y no seguir construyendo sobre bases inestables”, planteó el entrevistado.

Uno de los temas más sensibles del momento es la posible revocación o debilitamiento de la Ley 10, que sostiene la política de medición neta (net-metering). Esta normativa ha sido clave para la adopción masiva de sistemas solares residenciales y comerciales en la isla.

“Si se revoca o debilita, se envía el mensaje de que el país castiga a quienes apuestan por la energía limpia”, advirtió Bhatia, con preocupación por el impacto en la confianza pública y el crecimiento del sector.

En su análisis, el académico también observó un giro preocupante en la dinámica institucional. «El regulador pretende dictarle al legislador cuál debe ser la política pública, cuando es el Estado el que tiene la potestad constitucional de trazar ese rumbo. Y si el tribunal no corrige esta distorsión, se pondrá en riesgo la confianza de miles de consumidores y empresas que buscan contribuir a la transición energética”.

La consecuencia inmediata de esta combinación de factores es el freno de la energía solar distribuida, dado que la incertidumbre es el «peor enemigo de la inversión” y el contexto actual ha llevado a muchos prosumidores —hogares y empresas que generan su propia energía— a suspender decisiones.

Frente a este panorama, el exsenador de Puerto Rico remarcó la importancia de que la estrategia debería ser la opuesta, es decir, brindar certeza, fortalecer incentivos y eliminar trabas, con el fin de acelerar el cambio hacia sistemas solares que alivien la red centralizada y reduzcan los apagones.

El llamado del sector es contundente: se necesitan señales firmes del Gobierno y del Poder Judicial, en coherencia con los principios establecidos desde 2019 y encaminadas en una transición energética basada en el sol. 

En ese sentido, Bhatia también se refirió al rol de la jueza a cargo del caso de net-metering, cuyas decisiones podrían marcar un antes y un después para la transformación energética de la isla, dando un diagnóstico severo, pero también con espacio para el optimismo.

“La historia demuestra que el progreso siempre enfrenta resistencia de quienes se aferran al pasado. Se requieren eliminar obstáculos e incentivar la energía solar es un imperativo moral, económico y social”, reflexionó Bhatia, recordando los efectos de una década de apagones, altos costos y pérdidas para la población.

Para lo que resta de 2025 y el año entrante, el académico proyecta un horizonte de desarrollo si se toman decisiones correctas, con la construcción de grandes fincas solares y el desarrollo del agro-voltaico, integrando la producción agrícola con generación solar. Y Si se concreta el marco adecuado, 2026 podría marcar el inicio de una nueva etapa para el sistema eléctrico de la isla. «Podría ser el año en que Puerto Rico comience a salir de la oscuridad energética”, concluyó Bhatia.

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Cox anunció la compra de Iberdrola México por 4200 millones de dólares, concretada en los últimos días, lo que supone un múltiplo de 6,5x el EBITDA estimado de 2025.

La operación busca aprovechar la presencia consolidada y el profundo conocimiento de Cox en el mercado mexicano, reforzar su posicionamiento en mercados estratégicos y de alto crecimiento a través de una inversión estratégica que está alineada con los objetivos de la compañía de invertir en activos que generen EBITDA recurrente y a largo plazo, planteados en su salida a Bolsa el pasado mes de noviembre.

El perímetro de la transacción incluye una capacidad instalada operativa de 2600 MW, de los que 1368 MW corresponden a centrales de ciclo combinado y cogeneración, 1232 MW de activos renovables y una cartera de proyectos de generación de 12 GW. Además, incluye la mayor suministradora de México con el 25% de cuota de mercado más de 20 TWh repartidos entre más de 500 grandes clientes.

Esta transacción es transformacional para la compañía, elevando a Cox a un nuevo nivel en cuanto a tamaño y posicionamiento estratégico, y consolidándola como una utility integrada con solidez en el mercado eléctrico mexicano.

Y con esta adquisición Cox completa su plan estratégico tres años antes, inicialmente establecido para el periodo 2025-2028. Esto supondría cerrar el año 2025 con una cifra de ventas proforma de cerca de 3000 millones de euros y 750 millones de euros de EBITDA.

Plan de inversión en Mexico

Dada su seguridad jurídica, México representa un mercado estratégico para Cox, se plantea un objetivo de inversiones en el país mexicano en el periodo 2025-2030 de 10700 millones de dólares, incluyendo la inversión en la plataforma de Iberdrola México, la inversión de nuevos activos de energía por más de 4.000 millones de dólares, en activos concesionales de agua en el país de hasta 1500 millones de dólares, y un polo de desarrollo para el bienestar mexicano. Además de ampliar la inversión coinvirtiendo en nuevos proyectos de generación con la CFE.

El país ofrece un amplio potencial para una mayor penetración y crecimiento del sector eléctrico, apoyado en un sistema bancario sólido y estable. Además, enfrenta una creciente demanda que requiere inversiones sustanciales. En este escenario, y con una presencia consolidada en el mercado mexicano desde hace varios años, Cox se encuentra posicionada para asumir la gestión de la plataforma de Iberdrola en México y capitalizar el crecimiento del mercado.

«La operación crea importantes sinergias para Cox dentro su estrategia de convertir a México en uno de sus grandes focos de negocio en el mercado latinoamericano integrando agua y energía, creando empleo, suministro eléctrico competitivo y soluciones hídricas adaptadas a las necesidades locales. La compañía integrará también la plantilla de más de 800 profesionales de Iberdrola en México», aseguraron desde la compañía.

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