Durante el Future Energy Summit (FES) Colombia, el director ejecutivo de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), Antonio Jiménez Rivera, confirmó que el organismo está trabajando una regulación orientada a la modificación del mercado eléctrico nacional: “Estamos con la modernización del mercado a nivel interno, seguramente el próximo año tendremos una regulación en esa dirección”.

Esto ya forma parte de la Agenda Regulatoria Indicativa 2025 publicada por la CREG, que contempla medidas destinadas a integrar de manera más eficiente las fuentes renovables, los sistemas de almacenamiento y los mecanismos de respuesta a la demanda.

Se plantea la necesidad de actualizar los procedimientos operativos y las señales de precio para fortalecer la sostenibilidad y competitividad del sistema eléctrico colombiano.

Cabe recordar que en abril de 2025, la CREG publicó para consulta pública el Proyecto de Resolución CREG 701 086 de 2025, que introduce el mecanismo de Despacho Económico de Operación en Tiempo Real (DEOTR).

Este sistema propone ajustes de redespacho cada 30 minutos y consignas automáticas de generación cada cinco, con el objetivo de reducir desviaciones y otorgar mayor flexibilidad al sistema. El documento aún se encuentra en etapa de revisión de comentarios y constituye la base técnica para la implementación futura del mercado intradiario.

Desde el sector, los actores valoran el avance, pero esperan definiciones concretas sobre los plazos de adopción y el alcance operativo que tendrá la medida.

Prioridades regulatorias

Asimismo, entre las prioridades regulatorias que sostiene la CREG, Jiménez Rivera mencionó tres ejes centrales: el proceso de subasta del cargo por confiabilidad, la creación de un nuevo esquema de mercado para las baterías —que actualmente no tienen una participación activa en el sistema colombiano— y la mayor integración de la demanda, tanto residencial como industrial, mediante mecanismos de autogeneración, comunidades energéticas y respuesta a la demanda.

La CREG mantiene abierta a comentarios la resolución del nuevo esquema de cargo por confiabilidad, y al respecto su director ejecutivo anticipó que el equipo revisará las observaciones de los agentes “buscando una mejor participación y atraer nuevos actores al mercado.”

Sin embargo, la confianza en el suministro y en el mercado sigue siendo cuestionada por actores del sector y el referente enfatizó en que es una prioridad para la CREG.

“No hay una discusión sobre la necesidad de contar con un esquema confiable. Desde la Comisión estamos tratando de dar de la mejor manera las señales en las cuales podemos conseguir confiabilidad”, afirmó el Comisionado, reconociendo que, en la actualidad, las dificultades para la ejecución de proyectos energéticos presenta nuevos desafíos sociales y ambientales: “Ya no estamos en la situación que teníamos hace 15 años cuando los proyectos se diseñaban y se hacían”. 

Y dejó claro que la CREG asume el rol de ajustar la regulación para favorecer la ejecución efectiva de inversiones renovables y de infraestructura, considerando que los reclamos de las comunidades son hoy un factor estructural del sistema.

Para revivir el debate completo sobre “Prioridades regulatorias y de política pública del sector energético colombiano: Horizonte 2030”, celebrado en el FES Colombia, junto a Raúl Lancheros (Director de Asuntos Sectoriales y Regulación – ACOLGEN), Amylkar Acosta (Ex Ministro de Minas y Energía) y Nicolás Rincón Munar (Director de Infraestructura y Energía Sostenible – DNP), accedé a la transmisión en vivo por YouTube.



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La segunda jornada del encuentro Future Energy Summit (FES) Colombia 2025 contó con un desayuno de networking exclusivo que reunió a altos referentes del sector energético de América Latina y el Caribe. 

Durante la conversación, autoridades de Guatemala, Honduras y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) coincidieron en que se requiere avanzar hacia una infraestructura eléctrica interconectada para garantizar seguridad de suministro, precios más competitivos y eficiencia operativa. Pero también reconocieron que la región enfrenta desafíos técnicos, regulatorios y políticos que no pueden postergarse.

“Llevamos a la reunión de ministros declaraciones que consideramos prioritarias, siendo una de ellas comenzar conversaciones, evaluaciones y negociaciones para un tratado de integración regional”, reveló la jefa de Gabinete de OLADE, Mijal Brady. 

El organismo plantea armonizar sistemas actualmente fragmentados —como SIEPAC (Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central), la Comunidad Andina (CAN) y diversas conexiones bilaterales— con el objetivo de consolidar un modelo supranacional que optimice recursos e inversiones. 

“Nuestra visión es migrar a lo que sería la LABI de América Latina”, aseguró Brady, haciendo referencia al sistema de mercado eléctrico integrado que opera en Europa.

Por su parte, Jorge Cárcamo, director de Planeamiento Energético y Política Energética de la Secretaría de Energía de Honduras, explicó que la interconexión regional ya permite responder ante la variabilidad de las fuentes renovables, cubrir picos de demanda y mejorar la resiliencia frente a fallas. 

“Estos sistemas ayudan a complementar la variabilidad de la solar y la eólica, por lo que también permiten abastecer la demanda cuando la capacidad local es insuficiente”, sostuvo.

Mientras que, Juan Fernando Castro Martínez, viceministro de Energía de Guatemala, destacó que su país se ha beneficiado económicamente de las interconexiones vigentes: “Actualmente Guatemala recibe 45 MW desde Panamá y compra 150 MW a México. Y estas transacciones han generado aproximadamente 40 millones de dólares en ingresos para el país”.

Asimismo, repasó la infraestructura clave que permite estos intercambios, con especial énfasis en un proyecto de transmisión de 1800 kilómetros en 230000 voltios, considerando que Guatemala tiene interconexión con México en 400000 voltios, otra con Honduras, y dos con El Salvador”. 

Sin embargo, estas líneas no están aprovechadas en su totalidad y algunos problemas de gobernanza dificultan la operación coordinada, de manera que la FTL presentó su renuncia al SIEPAC, aunque sin efecto inmediato.

Desafíos técnicos, normativos y financieros de cara a 2030

Entre los principales obstáculos, Cárcamo advirtió sobre los riesgos derivados de la desarmonización regulatoria, especialmente en el contexto de la transición energética, que podrían “reducir la probabilidad de un ecological dumping”. Es decir que si un país con alta generación limpia compra energía barata generada con carbón en otro país, se encarece la huella de carbono de la región y se distorsiona la competencia.

Brady también señaló que los aspectos ambientales y sociales deben estar en el centro de la planificación. Recordó que muchas líneas de transmisión atraviesan territorios con comunidades indígenas y ecosistemas sensibles. “Estos temas tienen cada vez más relevancia, porque las sociedades están exigiendo mayor protección”, indicó.

Desde el plano político, el panorama tampoco es sencillo. “El 2025 es un año con muchas elecciones en América Latina, lo que significa cambios de gobierno y de posición política. La integración requiere voluntad sostenida y coordinación entre actores públicos y privados”, subrayó la jefa de Gabinete de OLADE. 

En el plano técnico, Cárcamo alertó sobre la necesidad urgente de modernizar las redes de transmisión. Mencionó el caso de la hidroeléctrica PATUCA III, que opera al 50% de su capacidad porque las líneas disponibles no soportan la energía que puede generar. Situación que motivó a Honduras a lanzar un programa de actualización de infraestructura, que —según el funcionario— “debería replicarse en varios países de la región”.

El financiamiento es otro pilar clave para sostener este proceso, por lo que los fondos climáticos internacionales serán determinantes en la próxima década para fortalecer las redes y, por ende, los sistemas interconectados. 

“También se necesitan  contratos que den previsibilidad (…)Guatemala importa energía de Panamá con acuerdos de solo tres meses. Así es muy difícil atraer inversión”, remarcó el viceministro de Energía de Guatemala.

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República Dominicana atraviesa un momento decisivo en su desarrollo energético. El país caribeño ha comenzado a estructurar su mercado de renovables con un marco regulatorio más claro, tanto para la contratación de proyectos como para la integración técnica del almacenamiento. Este proceso se refleja en la implementación de licitaciones públicas, la obligatoriedad de incorporar baterías en nuevos proyectos renovables y, recientemente, la habilitación de sistemas de almacenamiento “stand alone” por decreto presidencial.

En entrevista con Energía Estratégica, Michelle Abreu Vargas, vicepresidenta de la Asociación de Fomento de las Energías Renovables del Público Americano (ASOFER) y representante de la firma SAV Advisors, destacó que “República Dominicana es un excelente destino de inversión en el sector de renovables” y aseguró que “está en el mejor momento”.

Abreu Vargas explicó: “Aunque tenemos desde 2007 una ley de incentivo a las renovables, todavía el mercado no estaba maduro”. Detalló que durante muchos años fue difícil acceder a financiamiento y establecer precios competitivos para la compraventa de energía. 

Sin embargo, ese escenario cambió. “En los últimos cinco años, en general se han duplicado los proyectos de renovables, se han firmado más de 24 PPA en los últimos cuatro años con el gobierno”, resaltó.

La ejecutiva subrayó que esta nueva etapa también marca un cambio en el esquema de contratación: “Se ha abierto la primera licitación de renovables. Antes se hacían contratos directos y la regulación ahora ha establecido este esquema”. Se trata de una licitación pública por 600 MW, que representa una porción significativa si se considera que la capacidad instalada disponible ronda los 4.200 MW. “600 de renovables dentro del todo es un número importante”, indicó.

Esta convocatoria, señaló, es solo el comienzo. “El regulador y las autoridades han dicho que 600 megavatios es el inicio para renovables, pero que todavía en el pipeline con permisos en proceso y obtenidos deben haber cerca de en total 2.000 o más megavatios”.

Almacenamiento como nueva norma y apuesta de Estado

En paralelo al avance de las licitaciones, el país ha dado pasos concretos para incorporar el almacenamiento energético como parte integral de su transición. Abreu Vargas señaló que “ha habido una regulación reciente, los del 23 y el 24, donde se ha abordado el tema de las baterías, requisitos técnicos, específicamente para renovables, el tema de arbitraje con uno mínimo”.

Precisó que “los proyectos entre 20 y 200 megavatios deben tener obligatoriamente baterías”, y que estas deben representar “un 50% de la capacidad instalada con baterías y por una duración de 4 horas”. A partir de los 200 MW, la evaluación queda en manos de las autoridades.

La vicepresidenta de ASOFER afirmó además que “el regulador está siendo muy proactivo”, con reglamentos ya aprobados y otros en consulta pública, que abordan también los servicios auxiliares y la compensación de estos sistemas.

Durante el panel “Energía Bajo Control: Soluciones de Almacenamiento para la Flexibilidad del Sistema”, en la X Semana de la Energía, Abreu Vargas profundizó: “Siempre vemos el tema de las baterías como apoyo a las renovables haciendo arbitraje, que ya es algo que está en realidad, porque es obligatorio ahora que todo proyecto renovable tenga la batería”.

También allí mencionó una medida reciente que amplía las posibilidades de implementación. “Se ha declarado emergencia nacional en el país prioritario todas las alternativas posibles para aumentar la generación y el abastecimiento, y eso incluye que el presidente emitió un decreto, 517-25, donde se han establecido unas dispensas en los procesos de compras y contrataciones públicas”, afirmó.

Este decreto, emitido hace menos de un mes, habilita nuevas herramientas para acelerar la incorporación de soluciones energéticas, incluyendo las baterías como tecnología autónoma. “Se acaba de abrir una nueva oportunidad bastante, digamos, de rápida implementación para todas las soluciones de baterías stand alone que puedan apoyar mayor generación en el país”, subrayó.

El fortalecimiento regulatorio y técnico del mercado responde a una necesidad estructural: el país experimenta un crecimiento de la demanda superior al promedio regional. Abreu Vargas sostuvo que “la demanda en el público dominicano podría estar creciendo de una forma significativa, mayor al promedio de la región, que más o menos debe andar por el 4% o menos; nosotros estamos creciendo más o menos aproximadamente un 6% cada año”.

Ese crecimiento, explicó, genera una brecha entre oferta y demanda que refuerza el atractivo del país para nuevos proyectos. “Se necesita mucha inversión y nuevos proyectos de generación, entonces hay una gran oportunidad para renovables”, indicó, destacando además que “el país tiene un marco regulatorio muy favorable y metas ya tanto por el Acuerdo de París como por las mismas regulaciones, una meta de que la matriz energética tenga más participación de renovables”.

En este contexto, la inversión extranjera directa ha tenido una respuesta clara. “En los últimos dos años, de toda nuestra inversión extranjera directa, el 25% ha sido el sector de energía. Ha sido el sector de mayor inversión extranjera directa”, precisó. Incluso el turismo, tradicional motor de la economía dominicana, ha quedado relegado. “Se está invirtiendo más en el día la inversión extranjera, y obviamente la local también significativamente”.

Además, remarcó que “el país es un país con mucha estabilidad política, también con un crecimiento destacado en comparación con los otros países de la región, donde crecemos un 5% económicamente”.

Durante su intervención en el panel de la X Semana de la Energía, Abreu Vargas valoró el rol de los espacios de articulación regional. “Es una especie de transferencia de conocimientos, intercambio de experiencias exitosas o incluso experiencias que no han funcionado de todos los países de la región”, explicó.

Este tipo de eventos, afirmó, permiten comprender cómo distintos países han abordado desafíos regulatorios y técnicos. “Es una buena forma de que tengan un mejor contexto, se interesen y empiecen a evaluar inversión en otros países al tener un buen entendimiento”, sostuvo.

Finalmente, valoró la posibilidad de interacción entre actores públicos y privados: “Entre ellos puedan también interactuar. Creo que en ese sentido es una gran oportunidad”.

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El Perú enfrenta una encrucijada clave para garantizar que su transición energética avance con firmeza. Aunque ya existen más de 6.000 MW de proyectos renovables en desarrollo provenientes de grandes actores del sector, la falta de reformas normativas y planificación estructural amenaza con frenar el ingreso de esta energía limpia al sistema. Así lo advirtió César Butrón, presidente del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), durante una conversación destacada en Future Energy Summit (FES) Perú, que reunió a más de 400 líderes energéticos del país.

“El plan de transmisión no puede seguir pensado para eliminar congestiones, sino que debe evolucionar hacia la confiabilidad del sistema”, manifestó Butrón, en un contexto en el que el crecimiento de la generación solar y eólica exige una revisión profunda del modelo actual.

Desde el COES se reconoce que existen proyectos de refuerzo y expansión de redes en curso, pero, según los propios análisis del comité, hacia 2033 se prevén congestiones eléctricas incluso en condiciones normales de operación, lo que implicará vertimientos significativos de energía renovable. El problema, sostiene Butrón, no es técnico, sino normativo y de tiempos: las nuevas plantas con concesiones ya otorgadas entrarán en operación antes de que las obras de transmisión logren concretarse.

En este escenario, Butrón plantea que la actual normativa impide una planificación eficaz. “El plan de transmisión del COES debe cumplir reglas escritas en 22 páginas de una resolución ministerial; no podemos salirnos de ese marco y ese marco no prevé planificación por confiabilidad”, explicó. Frente a este límite, el organismo ya ha propuesto un nuevo conjunto de reglas ministeriales que permitan anticipar necesidades reales del sistema.

El ejecutivo del COES insiste en que la solución no se restringe al ámbito técnico. El problema radica en los procesos institucionales que retardan la ejecución de las obras. “Las congestiones locales que estamos empezando a ver son consecuencia de que las licitaciones no se lanzaron a tiempo. Y si sumamos los retrasos propios de la construcción, no hay forma de que el sistema soporte eso”, advirtió.

Uno de los conceptos centrales planteados por Butrón es la necesidad de reforzar el rol de los servicios complementarios, indispensables para sostener un sistema cada vez más dominado por tecnologías variables como la solar y la eólica. “Los servicios complementarios se necesitan con o sin congestiones, porque son para atender contingencias. Y eso debe estar asegurado, independientemente de la visión renovable del sistema”, afirmó.

Para el presidente del COES, no se trata de excluir a las renovables, sino de que también asuman su responsabilidad técnica. “Las renovables son las que traen variabilidad al sistema. No hay ningún problema en que participen en el mercado de servicios complementarios y se hagan cargo de una parte del costo que eso implica”, sostuvo. En esa línea, propusoque tecnologías como las baterías y otros sistemas de almacenamiento puedan integrarse como soluciones técnicas que ayuden a dotar de flexibilidad al sistema, aunque advirtió que su implementación debe estar correctamente regulada.

En cuanto al debate con otros actores del sector, Butrón también respondió a las propuestas de tener un plan de transmisión con una “mirada renovable”. En su opinión, el sistema no debe tener sesgos tecnológicos, sino ser funcional a las necesidades del país. “El plan de transmisión no es binario. Tiene que construir una red robusta y flexible que atienda lo que el sistema necesite, sea más demanda aquí o más renovables allá”, indicò.

Finalmente, señaló un actor clave en esta ecuación: el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF). “El MEF debe simplificar las normas que permiten lanzar los proyectos a tiempo. Si eso no se hace, las licitaciones seguirán llegando tarde y las congestiones serán inevitables”, concluyó. Según el COES, si todos los actores institucionales cumplen su rol con celeridad, no deberían presentarse problemas críticos de congestión en el futuro, aun con una alta participación renovable.

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La X Semana de la Energía organizada por OLADE en Santiago de Chile dejó un consenso casi unánime: América Latina necesita definir reglas más claras, pero también planificar las salidas de los programas de incentivo para que las políticas públicas no se conviertan en obstáculos a largo plazo.

Entre los ejecutivos que más insistieron en ese punto estuvo Marcelo Álvarez, integrante de la Comisión Directiva de de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) e e integrante de la Junta Directiva del Global Solar Council, quien planteó que la región está repitiendo errores que ya deberían haberse superado.

“En general se planifica el ingreso y el éxito del programa de incentivos, pero no la salida”, advirtió durante su participación en el Consejo Empresarial de OLADE, lo que puede provocar distorsiones en el mercado, encarecimiento de los proyectos y freno en la escalabilidad de las tecnologías.

Según argumentó, esto sucede, por ejemplo, con los regímenes de beneficios fiscales o arancelarios que se mantienen por más tiempo del necesario. En lugar de promover la competencia, terminan consolidando nichos ineficientes o empresas dependientes del subsidio.

En otros casos, los incentivos a la generación distribuida —como los net-metering con valores fijos— pierden sentido cuando la matriz cambia y el sistema necesita flexibilidad, no más energía vertida a la red. 

La propuesta para ir contra esto se basa en planificaciones abiertas, auditables y adaptativas, usando herramientas de software de código abierto, incorporando a la sociedad civil en las discusiones regulatorias y explicitando los criterios técnicos y económicos detrás de cada decisión.

Álvarez considera que la región necesita mecanismos de revisión periódica que permitan ajustar los programas conforme cambian los costos tecnológicos, la capacidad de red y las metas de descarbonización.

Esa visión coincide con el diagnóstico de la propia OLADE, que en su Libro Blanco sobre Almacenamiento Energético en América Latina y el Caribe identificó la falta de coherencia normativa como una de las principales barreras al desarrollo.

Según ese documento, las medidas fragmentadas y las políticas de corto plazo provocan pérdidas superiores a 7000 millones de dólares anuales por la imposibilidad de almacenar y aprovechar excedentes de generación renovable.

La cuestión no es menor: la región cuenta con más del 60% de su generación eléctrica proveniente de fuentes renovables, pero sin redes modernas ni mecanismos de almacenamiento la transición corre el riesgo de estancarse.

“El desafío no es solo generar energía limpia, sino sostener un marco de reglas que le dé estabilidad a largo plazo”, definió el referente de CADER y del Global Solar Council.

El contexto argentino: una ley para ordenar incentivos

Argentina enfrenta un escenario complejo: sin acceso al mercado internacional de capitales y con un sistema eléctrico que no incorporó nuevas líneas de alta tensión en las últimas décadas, por lo que resultaría prioritario sistematizar los incentivos existentes y diseñar una Ley de Transición Energética que sirva como “paraguas” para las políticas de financiamiento climático, ya que los incentivos aislados pierden eficacia.

“Argentina necesita financiamiento climático y reglas claras que eviten distorsiones, tanto en los regímenes de promoción industrial como en los de energías renovables”, sostuvo.

En su visión, los fondos internacionales deberían destinarse a proyectos con impacto verificable en reducción de emisiones y resiliencia del sistema eléctrico, no a ampliar infraestructura de gas o prolongar subsidios ineficientes.

Por ello, la Cámara Argentina de Energías Renovables planea presentar el borrador de la Ley de Transición Energética durante 2026, tras la renovación legislativa. La iniciativa buscará fijar un esquema de incentivos escalonados y temporales, con metas revisables y mecanismos de salida definidos desde el inicio.

“El apoyo político debe basarse en conveniencia económica, no solo en convicción ambiental”, sintetizó el dirigente.

Un debate que recién comienza

El planteo de Álvarez también encaja con las conclusiones generales de la X Semana de la Energía. Los países de América Latina acordaron metas ambiciosas —como alcanzar el 95% de cobertura de cocción limpia y avanzar hacia la integración eléctrica regional—, pero reconocieron que sin reglas previsibles los compromisos corren riesgo de quedarse en el papel.

A ello se suma la presión de nuevos factores externos: exigencias de trazabilidad, huella de carbono e intensidad energética en el comercio internacional. La falta de marcos estables podría traducirse en barreras para-arancelarias que encarezcan las exportaciones de la región.

En ese sentido, ordenar los incentivos y establecer salidas predecibles no es solo una cuestión de eficiencia técnica, sino también de competitividad económica y seguridad jurídica.

La participación de Marcelo Álvarez en la Semana de la Energía dejó el mensaje que los incentivos son necesarios para acelerar la transición, pero solo funcionarán si se conciben como instrumentos temporales dentro de un plan estructural, con puntos de entrada y salida definidos, transparencia en los criterios y una visión regional que premie la eficiencia, no la dependencia. Esa parece ser la deuda pendiente para que América Latina transforme sus promesas de descarbonización en resultados sostenibles.

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Trina Solar apuesta por una innovación tecnológica enfocada en la reducción del CAPEX y la eficiencia operativa de los proyectos solares en la región andina. En el marco del Future Energy Summit (FES) Perú, Fernando López, Sales Manager Perú de la compañía, explicó cómo esa visión se traduce en ventajas concretas para instaladores, EPCistas y desarrolladores, posicionando a la firma como actor estratégico en el ecosistema energético.

“Nosotros consideramos que la innovación tecnológica hace que los proyectos sean mucho más rentables”, manifestó López durante su participación en el panel sobre innovación tecnológica, eficiencia y almacenamiento.

Según detalló, el desarrollo de nuevas tecnologías no se limita al aumento de eficiencia en los módulos, sino que también busca facilitar el trabajo de campo en la instalación y ejecución. “Siempre hemos creído que no solamente es tener un producto competitivo, sino que también ayude al EPCista, al ejecutor, al instalador a tener ahorros a la hora de construir la planta solar”, remarcó.

Uno de los hitos más destacados de Trina en la región fue el diseño y comercialización de módulos con celdas de 210 mm que alcanzan potencias de 700 y 725 W, una innovación que ha tenido amplia adopción según precisó el ejecutivo. Este tipo de soluciones tecnológicas permite reducir la cantidad de strings e hincas necesarias, optimizando la instalación de los trackers y generando ahorros importantes. Según López, esta innovación responde a un enfoque claro: “tener la mejor tecnología en el módulo y construirlo de tal forma que tenga ahorros en el CAPEX a la hora de ejecutar el proyecto”.

La visión de Trina Solar se articula también con una estrategia de integración vertical que busca simplificar los procesos para los clientes. “Desde Trina entendimos que la integración es un punto clave y es por ello que tenemos desarrolladas muy bien las tres principales divisiones de producto para un proyecto solar: módulos, trackers y almacenamiento”, apuntó López.

Esta oferta integral permite contar con un único proveedor que garantice la interoperabilidad, confiabilidad y soporte local en cada etapa del proyecto. “Apuntamos a ser ese socio estratégico que te evite tener problemas integrando diferentes actores y solamente tengas a uno que te dé la confiabilidad de la integración de los suministros”, expresó el directivo.

El ejecutivo también puso el foco en el desarrollo del mercado peruano, particularmente en el sector privado, que ha impulsado el crecimiento del autoconsumo industrial a pesar de la ausencia de una regulación formal para la generación distribuida. Además, recordó que “hace cinco años los precios no eran competitivos como ahora, pero igual empezaron a invertir en plantas para fabricantes e industrias”.

Entre los casos destacados menciona a MIGIVA Group, empresa que construyó la primera planta solar flotante del Perú, y a Camposol, agroexportadora que también ha apostado por la energía renovable. Estas experiencias demuestran cómo el sector privado está generando un efecto demostración que podría acelerar la adopción de proyectos solares en otros sectores aún escépticos.

En este contexto, el uso de energía solar combinado con sistemas de almacenamiento energético (BES) se está convirtiendo en una solución clave para cubrir los déficits de red en regiones de alto crecimiento como la agroindustria. “La agroexportación ha crecido enormemente y ese crecimiento no ha sido acompañado con la red de distribución. El solar y el BES se han vuelto un aliado estratégico para este crecimiento que ha sido repentino”, advirtió López.

Si bien reconoce que el Perú avanza a un ritmo más lento que otros mercados, también señaló que el desarrollo es sólido y con perspectivas prometedoras. “A pesar de que avanzamos muy lento, creo que estamos avanzando seguro. No es coincidencia que todo esto se esté dando ahora”, sostiene.

Desde su visión, la calidad técnica local es un activo relevante que permitirá sostener este crecimiento. “El equipo técnico de Perú es muy bueno. Le podríamos dar dos soles de velocidad más, pero creo que estamos avanzando muy bien”, concluyó el representante de Trina Solar.

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Honduras está trazando una nueva hoja de ruta en materia energética, apalancada en reformas estructurales y una licitación sin precedentes por 1500 MW más un 10% de reserva, que busca incorporar energía firme y renovable al sistema. El proceso ya captó el interés de más de 13 empresas, lo que representa un giro sustancial en la estrategia nacional.

“La histórica licitación de 1500 MW más 10% de reserva (1650 MW) de Honduras es ya un éxito”, sostuvo Wilfredo C. Flores, Comisionado en la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE). Según detalló, este proceso ya fue capitalizado por al menos 13 empresas que adquirieron los pliegos de licitación, con un valor de 10.000 dólares cada uno, lo cual demuestra una respuesta positiva del mercado.

Flores indicó que las modificaciones al pliego —como la extensión de plazos para recepción de ofertas y la proyección de operación comercial entre 2028 y 2030— son habituales en procesos de esta envergadura: “Las adendas en un proceso de este tipo son muy comunes, esto con la finalidad de ajustarlo para enviar de mejor manera las señales a la inversión”, explicó.

La CREE se encuentra evaluando estos cambios y notificará a la ENEE las observaciones pertinentes, garantizando la transparencia y alineación con la regulación vigente. “Esto da certeza de que cualquier posible cambio sea el correcto de acuerdo con la regulación vigente, lo cual proporciona claridad y transparencia al proceso”, remarcó.

Renovables con visión estructural y mirada regional

Honduras cuenta con una amplia dotación de recursos naturales para generación renovable, especialmente en energía hidroeléctrica, solar, eólica, biomasa y geotérmica. Sin embargo, su aprovechamiento ha sido desigual a lo largo del tiempo. “Aún queda mucho por hacer”, advirtió Flores, quien subrayó que la expansión renovable debe ir acompañada de ajustes regulatorios y tecnológicos que aseguren la estabilidad del sistema.

Uno de los problemas históricos fue la adjudicación de proyectos solares sin licitación previa y a precios elevados. “En vista de los sobreprecios obtenidos en el pasado reciente, sobre todo del recurso solar (18 cts USD/kWh), hay que reevaluar las ventajas y desventajas de la generación renovable en el país”, señaló el comisionado.

A esto se sumó el hecho de que la alta penetración de energía solar no ha ido acompañada de potencia firme, lo que plantea desafíos para la confiabilidad del sistema. “Es importante la atracción de sistemas de almacenamiento y de inversiones que proporcionen potencia firme, considerando los efectos del cambio climático en la región”, puntualizó.

Consultado sobre qué tecnologías tienen hoy mayor ventaja competitiva, el comisionado enfatizó que todas las fuentes tienen espacio en la matriz hondureña. “Debido al gran potencial renovable en el país, todas las tecnologías tienen cabida”, afirmó. Y agregó que Honduras no solo puede beneficiarse a nivel interno, sino también como actor regional, al contar con interconexiones con El Salvador, Nicaragua y Guatemala.

Históricamente, Honduras no aprovechó del todo su ventaja geográfica en el sistema eléctrico centroamericano. “Las ventajas por precio nacional eran superiores a las del Mercado Regional, lo cual creó un mercado cautivo”, comentó. A esto se sumaba una regulación que no incentivaba la participación en el mercado regional. En respuesta, la CREE emitió una normativa que permite a la ENEE operar con mayor flexibilidad en el MER, lo que ya comienza a reflejarse en una mayor participación. “Ahora el país está comenzando a participar más activamente en el mercado regional”, sostuvo.

Para acompañar esta integración, se están realizando inversiones clave en transmisión eléctrica, orientadas a evitar congestiones de red que limiten el despacho eficiente. “Se están haciendo las inversiones en transmisión necesarias para evitar las congestiones de la red”, destacó.

Por otro lado, la electrificación rural avanza en zonas históricamente desatendidas, muchas de ellas habitadas por comunidades originarias como los garífunas y lencas. “La CREE está fiscalizando los sistemas aislados en el país, esto con la finalidad de regular las tarifas y el servicio al usuario final”, explicó Flores. Estas zonas, durante años, estuvieron fuera del radar del regulador.

En paralelo, se está trabajando en una normativa específica para microrredes y sistemas aislados, que busca brindar mayor seguridad jurídica a nuevas inversiones. “Esto dará mayor claridad y certeza a las inversiones en los sistemas aislados”, afirmó.

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El sector energético de Perú sigue con atención el proceso de reglamentación de la Ley 32249, en vigencia desde enero, con el objetivo de fortalecer el mercado regulado mediante licitaciones que favorezcan la competencia entre todas las tecnologías. Si bien aún no se ha publicado de forma oficial el texto definitivo, la falta de transparencia en el proceso ha generado inquietud en el sector privado, que plantea la necesidad de una mayor apertura y transparencia en el proceso.

Fuentes consultadas por Energía Estratégica expresaron preocupación por el modo en que se está llevando adelante el proceso, señalando que, pese a haberse recibido más de 1.000 comentarios del sector privado durante la consulta pública, aún no se conocen los resultados de esa retroalimentación ni se ha publicado una versión actualizada del borrador. La falta de información sobre los cambios incorporados refuerza el pedido de que se publique una nueva versión del documento y que se habiliten instancias de diálogo técnico que permitan resolver dudas antes de su entrada en vigencia.

“Es importante que el proceso sea claro y que las observaciones del sector puedan ser consideradas en un marco de diálogo institucional”, señalan.

Uno de los aspectos que genera preocupación es la definición de los bloques horarios para la contratación de energía. El sector considera que, sin lineamientos técnicos específicos, esto podría dificultar una mayor participación de tecnologías variables.

“Si no se establece una metodología común para definir bloques, se corre el riesgo de mantener estructuras poco flexibles que no promueven nueva generación”, indican.

Otro aspecto crítico es la competencia por contratos en licitaciones de largo plazo. La falta de mecanismos que establezcan con claridad la programación y condiciones de las próximas licitaciones podría mantener —en lugar de eliminar— las barreras de acceso al mercado que hoy enfrentan los desarrolladores que requieren respaldo contractual de largo plazo para viabilizar su financiamiento.

“La ley busca facilitar opciones adicionales de contratación de largo plazo a las que existen hoy en el mercado. Es importante salvaguardar el espíritu de la Ley”, opinan desde el mercado.

Otro de los puntos que se analiza es el porcentaje de la demanda que será asignada a las licitaciones de largo plazo. Sería conveniente asignar un porcentaje de demanda que atraiga el interés de inversionistas. 

“El financiamiento de proyectos renovables se apoya principalmente en contratos de largo plazo. Si ese espacio se reduce, será más difícil avanzar con nuevas inversiones”, explican.

Junto a estas inquietudes técnicas, se agregan recientes cambios institucionales en el Ministerio de Energía y Minas, incluyendo reemplazos en el director general de Electricidad, el viceministro, el ministro del sector y la presidencia, lo que ha introducido cierta incertidumbre sobre la continuidad técnica del proceso.

“Es fundamental que haya continuidad técnica y claridad en los pasos a seguir para implementar la ley”, afirman fuentes vinculadas al desarrollo de proyectos.

Por el momento, no se ha anunciado una fecha concreta para la publicación del reglamento final. Actores del sector coinciden en que se trata de una norma clave para el futuro energético del país y destacan la importancia de contar con un marco regulatorio previsible, transparente y construido en diálogo con los distintos actores del mercado.

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Con la publicación del Proyecto de Resolución 701-103 de 2025, la CREG puso en consulta un marco normativo que marcará el rumbo de los sistemas de almacenamiento de energía con baterías (SAEB) en Colombia. La propuesta establece criterios técnicos, comerciales y operativos para que estos proyectos participen tanto como activos de red, aliviando congestiones y aportando resiliencia, como en servicios de mercado, incluyendo regulación de frecuencia y soporte de tensión.

La ingeniera especialista en regulación de energía, Viviana Rueda, resaltó la relevancia del texto como un giro estratégico: “Esta resolución es un primer paso muy esperado que abre posibilidades de inversión y de gestión más eficiente de restricciones de red”.

Sin embargo, en diálogo con Energía Estratégica, indicó que la oportunidad más inmediata estará en la hibridación con solar, ya que permitirá desplazar la curva de generación y dar mayor resiliencia al sistema.

El proyecto contempla dos mecanismos claros: los proyectos de red, orientados a administrar restricciones, y los servicios de mercado, donde las baterías pueden competir en el suministro de servicios complementarios.

Para Rueda, el punto de inflexión será la reglamentación operativa: “Será crucial cómo el Consejo Nacional de Operación (CNO) reglamente pruebas y requisitos”, dado que de esa definición dependerá la factibilidad técnica y económica.

En materia de remuneración, la especialista recordó que los proyectos que funcionen como equipos de red se acogerán a la metodología del Ingreso Anual Esperado (IAE) siempre y cuando sean desarrollados mediante el mecanismo de libre concurrencia de la UPME, una fórmula ya conocida por los inversionistas del sector eléctrico, «lo que da cierta certidumbre”; aunque advirtió que la velocidad en la implementación y la claridad de las reglas serán determinantes para atraer capital.

Por ello, la especialista recomienda a los desarrolladores esperar a que se defina con claridad la reglamentación, pero al mismo tiempo considerar desde el inicio el estricto marco regulatorio colombiano, prepararse para cumplir con la Resolución CREG 075 en los procesos de conexión y anticipar las gestiones de licencias ambientales y consultas previas, ya que estos aspectos serán decisivos para viabilizar sus proyectos.

En el corto plazo, el almacenamiento se vislumbra como una oportunidad concreta, sobre todo en el sector solar que puede evolucionar hacia esquemas híbridos. De acuerdo con Rueda, estos proyectos permitirán desplazar la curva de generación, estabilizar precios y fortalecer la confiabilidad de la matriz frente a escenarios de variabilidad climática.

El sector aguarda la publicación definitiva de la resolución y su reglamentación complementaria. Entre tanto, se consolida la visión de que el almacenamiento será una pieza fundamental de la transición energética en Colombia, con capacidad de transformar la operación y la planificación de la red eléctrica.

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¡Terminó la cuenta regresiva: hoy comienza FES Colombia! Este 21 y 22 de octubre, el Hotel Hilton de Bogotá se convierte en el punto de encuentro más relevante del año para el sector energético regional con la apertura de una nueva edición de Future Energy Summit Colombia (FES Colombia). 

El evento reunirá a las compañías más importantes del ecosistema renovable, autoridades del sector público y líderes tecnológicos para discutir los desafíos y oportunidades de la transición energética en Colombia y en la región Andina.

El encuentro llega en un momento clave para el país, ya que el Gobierno Nacional expidió el Decreto 1091 de 2025, con el que busca fortalecer la contratación de energía a largo plazo y garantizar la seguridad energética nacional.

Incluso, el Ministerio de Minas y Energía de Colombia confirmó que lanzará nuevas subastas de generación y almacenamiento, en línea con los objetivos de diversificación energética, expansión de infraestructura y reducción de emisiones del sector eléctrico.

En este contexto, FES Colombia adquiere un papel central como espacio de articulación público-privada, donde se debatirán temas estratégicos con visión al 2030. Entre las principales temáticas destacan: la visión de CEOs y ejecutivos C-level sobre el futuro energético del país, los siguientes pasos del desarrollo de la energía solar fotovoltaica, la evolución de las soluciones tecnológicas para responder a una demanda creciente, y el rol de los inversionistas y líderes tecnológicos en la expansión de un sistema más competitivo y resiliente.

El evento también abordará el escalamiento del almacenamiento energético con renovables, la generación distribuida como catalizador de la competitividad tarifaria, y el panorama de inversiones en energía eólica onshore y offshore en la región Andina. Además, se analizarán las prioridades regulatorias y de política pública hacia 2030, junto a las metas de descarbonización e incentivos que proyectan los gobiernos latinoamericanos.

Mire la transmisión completa de FES Colombia ⤵️

Este año, FES Colombia contará con la participación de referentes globales del sector como Sungrow, JA Solar, Trina Solar, Solis, DIPREM, Nexans, Risen, Canadian Solar, ZNShine Solar, GCL, Great Power, Nordex, Alurack, Chint, Ventus, Solax Power, BLC Power Generation, CATL, Enermant, Afry, Antai Solar, Erco Energía, KAI Energy Capital y AYESA, quienes presentarán sus tecnologías, visiones de mercado y casos de éxito.

Además, acompañan la jornada instituciones clave como OLADE, ACOLGEN, FENOGE, ACOSOL, ADELAT, SER COLOMBIA y PROCOLOMBIA, consolidando el carácter regional e integrador del evento, en línea con el propósito de Future Energy Summit de promover el diálogo regional, la innovación tecnológica y la cooperación multisectorial.

Y como cada año, el encuentro podrá seguirse también en vivo y de forma gratuita a través del canal de YouTube, consolidando a FES como la única plataforma del sector energético que garantiza acceso libre a todos sus encuentros, con el fin de ampliar el conocimiento y fomentar la participación de actores estratégicos en toda Hispanoamérica.

Con cientos de asistentes confirmados y una agenda centrada en la acción, FES Colombia reafirma su posición como el principal foro para quienes definen el futuro energético de la región.

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El Gobierno de México formalizó su llamado al sector privado para desarrollar proyectos de energías renovables estratégicos en el país. La Secretaría de Energía (SENER) presentó la Convocatoria para la Atención Prioritaria de Solicitudes de Permisos de Generación Eléctrica, una herramienta que permitirá viabilizar 6000 MW de nueva capacidad renovable a través de inversión privada.

La iniciativa forma parte de una estrategia más amplia que busca acelerar la transición energética nacional, en línea con los nuevos instrumentos de planeación del sector. Según explicó la secretaria de Energía, Luz Elena González Escobar, la convocatoria es resultado de un trabajo interinstitucional inédito que busca ordenar el desarrollo del sistema eléctrico y fortalecer su confiabilidad.

“Esta convocatoria abre una etapa de trabajo conjunto entre el Estado mexicano y las y los inversionistas, empresas, cámaras y asociaciones”, manifestó González Escobar.

Del total de capacidad proyectada, 3790 MW corresponden a energía solar fotovoltaica y 2100 MW a eólica. El esquema contempla una inversión estimada de más de 7000 millones de dólares, con prioridad en seis regiones del país: Centro, Oriente, Peninsular, Occidental, Norte y Noroeste.

Nuevo esquema que busca reducir trámites y generar más certidumbre

Uno de los ejes centrales de la convocatoria es la reducción de los plazos administrativos: el tiempo entre la solicitud al SENACE y la firma del contrato de interconexión se reducirá de ocho a tres meses. Para ello, se implementará una ventanilla única gestionada por la Comisión Nacional de Energía, que concentrará todos los trámites vinculados a generación.

“Va a existir una sola ventanilla de entrada y una sola de salida para todos los permisos de generación, y esa ventanilla será la Comisión Nacional de Energía”, afirmó González Escobar. El proceso también exige que los proyectos cuenten con el acuse de recepción de la Manifestación de Impacto Ambiental o el Dictamen Técnico Unificado, lo que garantiza que se cumplan criterios ambientales y sociales desde las etapas tempranas del desarrollo.

El subsecretario de Planeación y Transición Energética, Jorge Marcial Islas Amperio, explicó que esta política se basa en un modelo de planeación vinculante, que reemplaza el antiguo esquema de expansión impulsada por el mercado.“Ahora no se trata de hacer proyectos donde se nos ocurra. Se trata de satisfacer una serie de necesidades que requiere el país para su desarrollo”, explic+p Islas Amperio.

El funcionario señaló que esta convocatoria está respaldada por un nuevo Plan de Expansión del Sistema Eléctrico Nacional, recientemente publicado, con metas como alcanzar el 38% de generación limpia y mejorar la confiabilidad del sistema a través de almacenamiento y nuevas tecnologías. También destacó el valor de la articulación con la CFE, el SENACE y la SEMARNAT para acompañar cada fase de los proyectos.

Certidumbre para invertir: enfoque territorial, técnico y ambiental

El director general de la Comisión Nacional de Energía, Juan Carlos Solís Ávila, detalló que los proyectos elegibles serán aquellos alineados con la planeación territorial, la tecnología requerida en cada zona y las fechas específicas de entrada en operación. Además, se priorizarán las propuestas que incorporen innovación tecnológica, justicia energética y criterios de continuidad y calidad del servicio.

“Esta convocatoria está hecha para decidir y ejecutar ágilmente. Ordenamos los tiempos, los procesos y vamos a acompañar cada proyecto hasta su entrada en operación comercial”, afirmó Solís Ávila.

Las fechas clave ya están en marcha: el registro de intención de participar fue del 20 al 24 de octubre. La aprobación de permisos se realizará el 10 de diciembre, con notificaciones los días siguientes, y la firma de contratos deberá concretarse antes del 20 de enero de 2026.

La convocatoria se da en paralelo a la reciente publicación del PROSENER 2025–2030, documento que, según analistas, reduce la expectativa de crecimiento renovable en favor de tecnologías convencionales. Sin embargo, esta apertura hacia la inversión privada en renovables marca un giro operativo con enfoque territorial y técnico, con el objetivo de acelerar la transición energética.

“Queremos acelerar la transición energética en México. Esta convocatoria hecha para particulares puede ser un buen reinicio de una gran interacción entre sector público y privado”, concluyó Islas Amperio.

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El sistema eléctrico argentino inicia una nueva etapa. La Secretaría de Energía de la Nación formalizó las Reglas para la Normalización del MEM y su adaptación progresiva, a través de la Resolución SE N°400/2025, que transforman los lineamientos previos en un marco normativo ejecutable. 

Estas reglas redefinen la lógica de abastecimiento eléctrico en el país: reemplazan el modelo centralizado y administrado por CAMMESA por uno basado en la contratación directa y en señales reales de precios, con la competitividad de todas las fuentes y el Mercado a Término (MAT) como protagonistas de la transición.

“En forma excepcional, para los contratos celebrados bajo dicho esquema con entrada en vigencia a partir del 1° de noviembre de 2025 y hasta 30 de abril de 2026 inclusive, el OED admitirá la presentación de los contratos hasta CINCO (5) días corridos antes del inicio de cada mes”; señala la resolución.

El nuevo texto normativo le otorga al MAT un papel operativo fundamental. A partir de su entrada en vigencia, los distribuidores del MEM deberán cubrir al menos el 75% de su demanda estacionalizada mediante contratos bilaterales. 

Esto significa que cada distribuidor deberá buscar su energía en acuerdos a largo plazo con generadores o comercializadores, en lugar de depender exclusivamente del despacho centralizado. El objetivo es claro: trasladar al mercado las decisiones de compra y venta de energía, reforzando la competencia y reduciendo la exposición a subsidios y precios regulados.

En este nuevo contexto, CAMMESA asume un rol de coordinación activa, no sólo como operador técnico, sino también como administrador del registro de contratos. Deberá publicar precios de referencia, supervisar las operaciones, y liquidar diferencias entre la energía contratada y la efectivamente consumida por cada agente. 

Este esquema convierte al MAT en un mercado transparente, trazable y con información pública, donde los precios y volúmenes reflejan las condiciones reales de oferta y demanda. Asimismo, se incorporan mecanismos de ajuste horario que permiten compatibilizar las variaciones entre lo pactado y lo despachado en el Mercado Spot, garantizando equilibrio y previsibilidad.

Una innovación clave es la segmentación de productos, que habilita contratos independientes de energía (MWh) y potencia (MW disponibles), o acuerdos mixtos que combinen ambas variables. Los grandes usuarios podrán asegurar precios fijos para su consumo energético, mientras los distribuidores podrán contratar capacidad firme para atender picos de demanda; sumado a que las reglas permiten que los distribuidores conformen agrupaciones o “pools” de compra, 

El Mercado a Término también se abre plenamente a la participación de todas las fuentes de generación. Las renovables, una vez finalizados sus contratos bajo el programa RenovAr o con CAMMESA, podrán vender directamente su energía en el MAT, estableciendo acuerdos bilaterales con grandes consumidores o distribuidores. 

El nuevo marco también amplía el abanico de fuentes elegibles: a las tradicionales solar y eólica se suman biomasa, biogás y residuos sólidos (BRS), que podrán optar por declarar su propio costo variable (CVP) y participar del despacho económico como si fueran térmicas convencionales. Esta apertura permite integrar recursos distribuidos, plantas híbridas y proyectos de cogeneración que hasta ahora tenían escasa visibilidad regulatoria.

Otro elemento central del documento es la derogación parcial de la Resolución MEyM 281/17, que restringía los beneficios de potencia para las renovables. Al eliminar estos límites, el Gobierno libera a los proyectos de penalizaciones y descuentos automáticos, lo que mejora su remuneración y su capacidad para competir por contratos MAT. 

A su vez, se establece un Factor de Renta Adaptado (FRA) que aumentará gradualmente entre 2025 y 2028, con un ingreso mínimo garantizado de 32 USD/MWh para la generación existente y plena libertad de rentabilidad para la nueva. Este esquema impulsa previsibilidad y bancabilidad en los proyectos.

Con estas medidas, el Gobierno busca transformar al MEM en un mercado donde cada actor asuma un rol activo en su gestión energética. Las distribuidoras ya no dependerán exclusivamente del despacho central y los grandes usuarios podrán negociar directamente con generadores.

En síntesis, la nueva Resolución SE N°400/2025 no sólo actualiza las reglas del juego, sino que instala un nuevo paradigma eléctrico, donde el Mercado a Término emerge como la columna vertebral de este modelo y que promete reconfigurar la relación entre generación, distribución y consumo en los próximos años.

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El Decreto 1091 de 2025, que actualiza el Decreto Único Reglamentario del sector minero-energético, representa un punto de inflexión en la política eléctrica colombiana. La norma corrige la falta de institucionalidad que dejó la anulación del Decreto 570 de 2018 y crea un marco permanente para las subastas de largo plazo.

Pero, según Miguel Ángel Rodríguez Bernal, Director de Negocios de Generación de Energía en Gesinso Energy, su impacto dependerá de la capacidad del Gobierno para convertir la norma en una política coherente y técnicamente viable.

“El decreto prepara el terreno para nuevas subastas de largo plazo, pero aún no garantiza que esas subastas sean inclusivas, competitivas ni socialmente sostenibles.Pone las reglas, pero no resuelve el juego”, señaló en diálogo con Energía Estratégica.

En este sentido, considera que se da un paso en la dirección correcta al ordenar la coordinación entre el Ministerio de Minas y Energía, la CREG y la UPME, entidades que históricamente han trabajado de forma desarticulada.

Aun así, advierte que los plazos definidos para que las instituciones actualicen los procedimientos —solo dos meses— son «poco realistas».

“Esa presión puede llevar a normas improvisadas o a repeticiones de errores del pasado”, apuntó y aclaró que si no hay una hoja de ruta técnica concertada, «el remedio puede volverse otra fuente de inseguridad jurídica”.

¿Cómo debería ser el diseño de la próxima subasta?

Uno de los aspectos más debatidos es el modelo de subasta. Para Rodríguez Bernal, insistir en esquemas centralizados a nivel nacional limita la eficiencia y la competencia.

“Colombia debe migrar hacia un modelo regional o por nodos, no seguir insistiendo en una subasta centralizada nacional”, afirmó, ya que, a su juicio, el sistema eléctrico del país presenta desequilibrios que una subasta única no refleja. Por ejemplo, las diferencias entre nodos con sobreoferta y con déficit estructural.

De esta manera, una subasta nacional con un único precio, podría terminar adjudicando proyectos donde la red ya está saturada. En cambio, un enfoque regional, permitiría orientar la inversión hacia territorios con mayor necesidad energética o donde los recursos renovables aporten resiliencia.

Además, abriría el espacio a nuevos actores. “Una subasta por nodos democratiza el acceso al mercado y favorece la entrada de pequeñas FNCER, almacenamiento y proyectos híbridos”, opinó el referente.

Asimismo, aclaró que estas subastas regionales deberían hacerse bajo un marco nacional homogéneo, con reglas contractuales estándar y mecanismos de mercado secundarios para equilibrar la liquidez entre zonas.

Criterios socioeconómicos y ambientales

Otro elemento central que introdujo el decreto es la inclusión de criterios socioeconómicos y ambientales como obligatorios en la contratación. Algo que desde el sector se celebra.

Sin embargo, Rodríguez Bernal advirtió que “aunque el mandato aparece, ninguno de los decretos define con precisión cómo deben operacionalizarse esos criterios”. Para él, “no basta con exigir sostenibilidad; hay que premiarla y cuantificarla”.

Entre las propuestas, plantea incorporar un índice de desarrollo territorial que asigne puntaje adicional a los proyectos que generen empleo local o que se ubiquen en zonas con vulnerabilidad energética.

También sugiere establecer requisitos ambientales previos a la adjudicación, con licencias y planes de manejo aprobados para evitar retrasos posteriores. Además, propone que los contratos incluyan cláusulas con bonificaciones o penalidades ligadas al cumplimiento social y ambiental.

Desde el punto de vista técnico, la UPME debería ser “la brújula de la planeación y la coherencia territorial”, integrando la planeación energética con la ambiental y la social, identificando dónde es viable expandir el sistema y qué tipo de tecnología se adapta a cada región. La CREG, por su parte, debe ser “el arquitecto de los incentivos”, traduciendo los lineamientos en reglas de mercado claras, neutrales y verificables.

Plazos y remuneración

Sobre los plazos, Rodríguez Bernal planteó que los procesos de contratación deberían lanzarse con entre 12 y 24 meses de anticipación y que la entrada en operación comercial debería ocurrir entre 24 y 36 meses después de la adjudicación, para evitar los retrasos observados en las subastas de 2019 y 2021, marcadas por la falta de coordinación y la ausencia de permisos completos.

En materia de remuneración, coincidió con otras voces del sector que remarcaron que el modelo pay-as-bid ya no es el más eficiente para Colombia.

“Hoy, el modelo más eficiente es el contrato por diferencia (CfD), porque protege al consumidor, da certidumbre al inversionista y estabiliza el sistema”, aseguró y remarcó que el objetivo no es reducir precios a cualquier costo, sino construir precios justos y predecibles.

“Uno de los errores históricos del sector ha sido confundir eficiencia con baratura. El precio que beneficia al usuario no es el más bajo, sino el más confiable”, declaró.

Finalmente, el director de Gesinso Energy sostiene que las próximas subastas deberían incluir una cuota mínima de almacenamiento y mecanismos de flexibilidad.

Esto está incluído en el Decreto que menciona a las tecnologías de gestión de la energía como adjudicables junto con el resto de las renovables no convencionales y la hidráulica, con la intención de brindar flexibilidad al sistema.

El Decreto 1091 constituye, en definitiva, una oportunidad para redefinir la política de contratación eléctrica del país. Pero su efectividad dependerá de que las subastas se conciban como herramientas estratégicas y no como trámites administrativos.

El debate sobre las nuevas subastas y el papel del almacenamiento cobrará especial relevancia durante Future Energy Summit Colombia (FES Colombia), que inicia hoy en Bogotá. 

Este foro reunirá a CEOs, autoridades y referentes del ecosistema energético para debatir el futuro de la región andina en un contexto marcado por la nueva regulación, la expansión de infraestructura y la transición hacia un sistema más competitivo y resiliente. 

La agenda del encuentro incluye temas como generación renovable, almacenamiento energético, infraestructura de transmisión y políticas de descarbonización, consolidando a FES como un espacio clave para definir las estrategias de desarrollo del sector hacia 2030.

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Con un 36% del market share mundial y más de 246 GW de capacidad instalada en tecnologías de almacenamiento, el gigante chino CATL oficializó su ingreso al mercado peruano. Lo hizo durante el FES Perú, donde Ricardo Garro, director comercial para Latinoamérica, definió al país como un mercado “muy interesante” con potencial para convertirse en un nuevo eje regional de crecimiento para el storage.

“Perú está dando los primeros pasos hacia una regulación que impulse el almacenamiento y eso lo convierte en un terreno fértil para lo que viene”, manifestó Garro. El ejecutivo confirmó que CATL ya participa en negociaciones activas para proyectos off-grid en la región amazónica peruana, una señal clara del interés temprano de la empresa en segmentos como redes aisladas, generación distribuida y soluciones industriales.

A lo largo de su intervención, Garro advirtió sobre el riesgo de homogeneizar tecnologías de almacenamiento y afirmó que el mercado debe madurar hacia criterios técnicos de evaluación más sofisticados. “Muchas veces se trata al almacenamiento como si todas las tecnologías fueran iguales, pero no lo son. Eso ya lo vivimos cuando arrancó la solar.Cada química y cada celda tiene sus particularidades. No todo lo que parece igual, lo es ”, remarcó.

Desde la perspectiva de CATL, la curva de degradación, la eficiencia de carga y descarga (Round Trip Efficiency), la experiencia operativa y la integración vertical son aspectos determinantes en la elección tecnológica. “Ya no alcanza con mirar el CAPEX. Hay que analizar el costo total de propiedad (TCO), y eso cambia completamente el modelo económico de un proyecto”, advirtió.

En ese marco, destacó que la compañía está trabajando ya con su cuarta generación de celdas LFP, capaces de operar hasta cinco años sin degradación. “Eso cambia todo. Permite diseñar proyectos con mayor estabilidad y previsibilidad financiera”, aseguró.

Para el ejecutivo, la oportunidad en Perú no está limitada al utility scale, aunque reconoció que ese segmento definirá el mayor volumen. También visualizó fuerte potencial en almacenamiento para clientes industriales, comerciales y redes aisladas. “Hay distintos submercados y cada uno está en una etapa distinta. Perú tiene zonas aisladas, necesidad de respaldo y una creciente presencia de renovables. Todos esos elementos hacen que el almacenamiento tenga sentido”, señaló.

Garro coincidió con el diagnóstico de otros actores sobre la importancia de que la regulación técnica acompañe el crecimiento del storage. En este punto, hizo un llamado a que las licitaciones peruanas incluyan criterios más allá del precio por kilowatt-hora. “No basta con competir por precio. Las licitaciones deben considerar quién puede acompañar un proyecto durante 20 o 25 años. El riesgo en un proyecto de almacenamiento es mayor que en uno de generación. La tecnología debe estar controlada y respaldada por fabricantes confiables”, advirtió.

Durante el panel, Garro fue enfático al definir el momento actual del sector energético. “Estamos viviendo una revolución energética sin precedentes. El almacenamiento combinado con renovables ya puede competir —y en muchos casos superar— a las tecnologías fósiles”, apuntó. Según el ejecutivo, Perú se encuentra en la antesala de poder regular el mercado de forma adecuada y beneficiarse plenamente de esa transformación. “Estamos a las puertas de regularlo bien. Y si lo hacemos, Perú podrá liderar este cambio”, completó.

Para reforzar esta visión, compartió como ejemplo el megaproyecto que CATL desarrolla en Abu Dhabi, donde se instala una microred con 1 GW de potencia firme —compuesta por 5 GW solares y 1,9 GWh en baterías— que operará 24/7. “Eso ya es una realidad. Y América Latina puede replicarlo”, aseguró.

En el cierre de su intervención, el directivo remarcó que la industria global del almacenamiento está avanzando hacia una etapa de consolidación, donde las alianzas a largo plazo serán fundamentales. “Hay una explosión de nuevos actores, pero no todos van a sobrevivir. Va a haber una consolidación fuerte y solo los grandes quedaremos”, sostuvo.

Con una hoja de ruta definida, CATL apuesta por convertirse en un socio estratégico para el despliegue de almacenamiento en Perú. “Estamos acá para acompañar el crecimiento del storage en Perú y construir el futuro energético de la región”, concluyó.

Revive la edición de FES Perú:

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Solis continúa consolidando su liderazgo en República Dominicana y en toda América Latina, donde es ampliamente reconocida como una de las empresas más destacadas del sector. Con más de ocho años de operaciones exitosas en el mercado dominicano, Solis, una de las tres principales marcas de inversores a nivel mundial, se ha posicionado como un referente de calidad, confiabilidad y rendimiento a largo plazo.

El reciente Programa de Certificación Híbrida de Solis, realizado en Santo Domingo, superó todas las expectativas al reunir a más de 85 profesionales del sector solar, superando ampliamente los 60 participantes originalmente previstos. El éxito del evento refleja el fuerte compromiso de la República Dominicana con el desarrollo profesional y la excelencia en la industria de las energías renovables.

Dirigido por Sergio Rodríguez, Experto Técnico Principal para América Latina en Solis, el programa ofreció una capacitación integral y práctica sobre tecnología de inversores híbridos, mejores prácticas de instalación y optimización de sistemas. Además, brindó valiosas oportunidades de networking entre profesionales del sector, fomentando la colaboración y fortaleciendo el ecosistema solar local.
El evento subrayó la creciente dominancia de Solis en el mercado, con instaladores y distribuidores locales mostrando un claro compromiso por mejorar sus habilidades y adoptar tecnologías híbridas avanzadas que impulsen la calidad de las instalaciones y el rendimiento a largo plazo de los sistemas.

“La respuesta de los instaladores dominicanos fue extraordinaria. Son profesionales apasionados, con gran conocimiento y entusiasmo por incorporar nuevas tecnologías”, comentó Sergio Rodríguez. “Este compromiso con la calidad, la innovación y la visión a largo plazo demuestra que la República Dominicana está adoptando la energía solar a un ritmo acelerado y de la forma correcta”.

Fuerte Presencia en el Mercado y Portafolio de Productos Certificados

La participación de Solis en el mercado regional sigue creciendo, con modelos certificados y listos para su implementación inmediata tanto en aplicaciones de almacenamiento residencial como comercial.

En el segmento residencial, Solis ofrece una amplia gama de inversores con potencias de 3 kW a 20 kW, cubriendo las necesidades desde viviendas pequeñas hasta residencias de mayor tamaño. Para el sector comercial e industrial (C&I), la compañía dispone de soluciones con capacidades de 30 kW a 60 kW, adecuadas tanto para aplicaciones empresariales como de escala utility. Estos modelos cumplen con las normas locales de certificación, garantizando que los clientes accedan a tecnología aprobada, confiable y de alta calidad. El compromiso de Solis con el rendimiento a largo plazo y la fiabilidad sigue siendo un pilar central de su éxito.

Solis también se prepara para el lanzamiento de su nueva Serie de Inversores Comerciales para Almacenamiento de 75–125 kW, actualmente en fase de preventa en América Latina. Esta solución avanzada está diseñada para responder a la creciente demanda de sistemas híbridos y de almacenamiento a gran escala, impulsando una mayor independencia energética y resiliencia de red.

Soporte Local y Servicio Técnico: Un Diferenciador Clave

La dedicación de Solis a brindar un soporte técnico y servicio local excepcionales ha sido fundamental para fortalecer su posición en el Caribe y América Latina.
La compañía ofrece asistencia regional especializada, garantizando que cada instalación cuente con respaldo postventa ágil, asesoría técnica y acompañamiento profesional. Este enfoque personalizado es una de las principales razones por las cuales Solis es tan valorada en República Dominicana, no solo por la calidad de su tecnología, sino también por su compromiso en construir relaciones sólidas y duraderas con los profesionales locales.

Impulsando el Futuro Solar del Caribe

El éxito del Programa de Certificación Híbrida de Solis destaca la importancia de la formación profesional continua como motor del avance en la industria solar.
A medida que la República Dominicana avanza hacia el cumplimiento de sus metas de energía renovable, Solis reafirma su compromiso con la transición energética de la región a través de la innovación, la profesionalización y la sostenibilidad.

Acerca de Solis

Fundada en 2005, Ginlong (Solis) Technologies (Código bursátil: 300763.SZ) es uno de los fabricantes más experimentados y de mayor tamaño a nivel mundial de inversores fotovoltaicos e inversores para sistemas de almacenamiento de energía.
Bajo la marca Solis, la compañía ofrece soluciones avanzadas y confiables para aplicaciones conectadas y no conectadas a la red, con un fuerte enfoque en tecnologías híbridas y de almacenamiento que maximizan el aprovechamiento de la energía renovable. Respaldada por un departamento de I+D de clase mundial, certificaciones internacionales rigurosas y una cadena de suministro global, Solis adapta sus productos a las necesidades específicas de cada mercado regional, con el apoyo de equipos locales especializados.

Para más información, visita: Solar Inverters_Energy Storage Inverters – Solis o sigue a Solis Latam en redes sociales.

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En Exposolar Colombia 2025, Growatt tuvo una destacada participación al presentar su completo portafolio de soluciones solares y de almacenamiento energético, reafirmando así su liderazgo en la industria mundial de las energías renovables.

Recientemente reconocida por S&P Global como el proveedor número uno de inversores residenciales a nivel mundial, Growatt continúa ampliando su influencia, esta vez destacando su creciente fortaleza en sistemas de almacenamiento de energía.

Con años de innovación tecnológica y una sólida red de servicio global, Growatt se ha consolidado como una de las marcas más influyentes en el sector de la energía distribuida. En esta edición de la feria, la compañía no solo presentó sus inversores de conexión a red de alto rendimiento (series MIN, MID, MAC y MAX), sino que también destacó sus soluciones de almacenamiento residencial y comercial de última generación, reflejando la visión de la empresa: “Energía Inteligente para un Futuro Verde”. 

Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt, comentó: “El almacenamiento de energía se está convirtiendo en la columna vertebral de la transición energética global. Nos enorgullece ofrecer sistemas que combinan seguridad, inteligencia y fiabilidad para usuarios en todo el mundo. Nuestra misión es permitir que cada hogar y negocio logre una verdadera independencia energética a través de la innovación y la tecnología sostenible.”

La línea de sistemas de almacenamiento de energía de Growatt fue la protagonista del evento:

AXE 5.0L-C1 y HOPE 5.0L-B1

Diseñadas para el almacenamiento residencial, las series AXE y HOPE combinan alta densidad energética, larga vida útil y flexibilidad modular. Estos sistemas ofrecen respaldo confiable y una expansión fluida para hogares y pequeñas empresas, ayudando a los usuarios a alcanzar una verdadera independencia energética.

ALP LV-US

Con una sólida protección IP66, diseño modular compacto y un avanzado sistema de gestión BMS, el ALP LV-US ofrece una seguridad y rendimiento superiores, incluso en entornos exteriores exigentes. Admite expansión flexible y se integra perfectamente con los inversores híbridos de Growatt, lo que lo convierte en una solución ideal tanto para aplicaciones residenciales como comerciales.

SPH 10000TL-HU-US y SPF 6000T DVM-G2

Inversores híbridos y fuera de red que alcanzan una eficiencia del sistema de hasta el 97,5%, garantizando un suministro eléctrico estable y continuo en cualquier escenario.

En conjunto, estas soluciones conforman un ecosistema sólido que respalda la independencia energética, la seguridad y la escalabilidad, demostrando las sólidas capacidades de investigación, desarrollo e ingeniería de Growatt en el ámbito del almacenamiento energético.

Growatt también presentó su más reciente inversor Split Phase fuera de red SPE 6000-12000US y la serie residencial de microinversores NEO, ofreciendo opciones energéticas diversificadas y eficientes para cada escenario. La exposición reforzó aún más la presencia de Growatt en el mercado latinoamericano y fortaleció sus alianzas en toda la región.

A medida que América Latina avanza rápidamente hacia la transición energética, Growatt reafirma su compromiso con la innovación tecnológica y los servicios localizados.

Como concluyó Lisa Zhang: «Desde inversores hasta sistemas de almacenamiento, desde hogares hasta empresas, Growatt no es solo un proveedor de productos; somos impulsores de la revolución energética global. Nuestro objetivo es simple: hacer que la energía limpia sea accesible para todos.”

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Mañana comienza una nueva edición del Future Energy Summit (FES) Colombia, el evento que se consolida como el punto de encuentro más influyente de la transición energética en América Latina. Durante el 21 y 22 de octubre, el Hotel Hilton de Bogotá recibirá a ejecutivos, autoridades y expertos internacionales que debatirán sobre innovación tecnológica, regulación, financiamiento y políticas públicas orientadas a la descarbonización.

El debate llega en un momento clave para el sector energético colombiano, cuando el país redefine su marco regulatorio. La CREG trabaja actualmente en normas sobre autogeneración remota, almacenamiento energético y rediseño del cargo por confiabilidad, mientras se preparan nuevas subastas de energía.

En este contexto, las discusiones del FES se centrarán en cómo compatibilizar los objetivos de descarbonización con la estabilidad de precios y la seguridad del sistema eléctrico, buscando una transición ordenada, sostenible y competitiva.

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El evento se celebra, además, en un contexto de transformación acelerada del mercado eléctrico colombiano. Según datos oficiales, el país alcanzó en junio de 2025 una capacidad solar fotovoltaica instalada de 2030 MW, lo que representa un incremento del 59 % respecto del año anterior.

No obstante, sólo 1299 MW cuentan con reconocimiento en la Capacidad Efectiva Neta (CEN), debido a las exigencias técnicas del sistema. Ante este panorama, el Ministerio de Minas y Energía proyecta la incorporación de 697 MW adicionales este año, distribuidos en 22 nuevos proyectos renovables, con una inversión superior a 500 millones de dólares. Estos datos no sólo reflejan el dinamismo del sector, sino también la urgencia de avanzar en soluciones de almacenamiento, regulación y planificación de redes.

La cita podrá seguirse también en vivo y de forma gratuita a través del canal de YouTube de Future Energy Summit, consolidando a FES como la única plataforma de eventos del sector que transmite sus encuentros sin costo. Quienes aún no hayan asegurado su entrada pueden registrarse en live.eventtia.com/es/fes-colombia.

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En esta quinta edición, participarán las principales empresas tecnológicas y energéticas del continente. En energía solar, estarán Sungrow, JA Solar, Trina Solar, Solis, Risen, Canadian Solar, ZNShine Solar, GCL, Antai Solar, Nordex y Solax Power, presentando sus últimos avances en eficiencia y diseño de plantas fotovoltaicas.

En almacenamiento y soluciones energéticas, participarán CATL, Great Power, BLC Power Generation, Enermant y Erco Energía. Y en infraestructura, redes y consultoría, dirán presente Nexans, Afry, DIPREM, Alurack, Chint, Ventus y KAI Energy Capital, con innovaciones orientadas a fortalecer la digitalización y sostenibilidad del sistema.

El encuentro cuenta además con el respaldo de los Strategic Partners como OLADE, ACOLGEN, FENOGE, ACOSOL, ADELAT, SER Colombia y PROCOLOMBIA, que acompañarán las discusiones sobre políticas, integración regional y financiamiento sostenible.

Con una agenda que combina conferencias, paneles de alto nivel y espacios de networking, FES Colombia 2025 se consolida como el foro donde se articulan conocimiento, inversión e innovación para acelerar la transformación energética latinoamericana. Mañana, Bogotá será el epicentro del futuro energético de la región.

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Severo Buenalaya, gerente de División de Generación y Transmisión de OSINERGMIN, lanzó una advertencia categórica su participación en Future Energy Summit (FES) Perú: avanzar en la transición energética sin reglas claras ni reglamentos definidos es un riesgo que compromete la seguridad del sistema eléctrico, la bancabilidad de las inversiones y el equilibrio económico del mercado.

“Lo ideal sería que las reglas estén claras antes de que ustedes inviertan”, afirmó Buenalaya, en un mensaje directo a los actores privados presentes en el encuentro. Su intervención apuntó al atraso en la reglamentación de la Ley 32249, aprobada en enero de 2025, cuyo plazo legal de cuatro meses ya fue ampliamente superado. “Estamos en octubre y no vemos ningún tipo de publicación”, advirtió.

En su análisis, la falta de definiciones genera un doble problema: por un lado, deja al inversor sin un marco de certeza sobre los mecanismos de remuneración y servicios que debe cumplir; por otro, abre la puerta a que el Estado imponga nuevas exigencias técnicas luego de iniciadas las obras. “Cuando el Estado ponga adecuaciones, muchos van a pensar que los proyectos que han hecho no son bancables”, remarcó el funcionario.

El ejecutivo recordó que una situación similar ya fue abordada en el pasado, cuando se implementó el Mecanismo de Inversiones sin Ministros en 2006, que permitió garantizar ingresos mínimos para proyectos de generación, sobre todo a gas e hidroeléctricos.

“Ese mismo mecanismo también serviría para los próximos proyectos solares e hidráulicos que vienen”, sostuvo, aunque aclaró que la falta de reglamentación actual impide su aplicación efectiva.

En este contexto, Buenalaya explicó que más de 1000 MW renovables han ingresado en los últimos tres años, y que el país espera incorporar entre 4000 y 6000 MW más en el corto plazo. Pero este crecimiento trae consigo nuevas responsabilidades técnicas.

“El problema que vemos es que esos proyectos no pueden brindar ciertos servicios, como regulación de frecuencia o atención de contingencias”, planteó.

La preocupación de OSINERGMIN no solo está centrada en los efectos sobre los desarrolladores, sino también en el impacto que podría trasladarse a los consumidores.

“Los generadores están ganando con estos proyectos renovables, pero no los usuarios finales, porque no se refleja en precios”, indicó. Su diagnóstico es que el marco actual no garantiza que los beneficios de la transición lleguen de forma equilibrada a todo el sistema.

Uno de los riesgos más destacados por Buenalaya es que las decisiones de política pública no lleguen a tiempo para ordenar el proceso. “Mi gran temor es que esto avance como está avanzando, y no haya reglas claras”, enfatizó.

En su opinión, eso puede desencadenar conflictos legales, paralización de obras y distorsiones económicas que afecten la sostenibilidad del sistema en su conjunto.

Frente a esta situación, el funcionario insiste en que la solución es institucional y de gestión. “Esperamos que el Estado pueda actuar en el tiempo que le queda”, concluyó, apelando a una acción inmediata para emitir los reglamentos pendientes y dar respuesta al creciente número de inversionistas que hoy buscan certidumbre para apostar por el desarrollo renovable en el país.

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En el marco del Future Energy Summit (FES) Perú, Erick Melo,  Technical Manager South Latam de JA Solar, trazó una radiografía del mercado fotovoltaico peruano y las condiciones que, según su visión, son imprescindibles para que este pueda despegar: tecnología viable, acompañamiento técnico transversal y un entorno normativo que habilite tanto el desarrollo de grandes parques como la generación distribuida.

Durante el panel 7 del evento, centrado en soluciones constructivas para proyectos solares de diversas escalas, Melo recordó que JA Solar cuenta con más de 20 años en el core business de módulos fotovoltaicos, con presencia en 178 países y un market share global del 14%, lo que representa más de 300 GW entregados.

En Perú, la empresa participa activamente del megaproyecto Illa, de 472 MW, que será el más grande del país. “Esta semana estamos recibiendo los primeros lotes”, adelanta durante el panel.

Más allá de los proyectos en marcha, Melo fue enfático en que la tecnología sola no basta para garantizar resultados: “Una planta fotovoltaica no es solamente construirla. La tecnología requiere gestión”, afirmó. Y sostuvo que el soporte técnico debe ser parte estructural desde el inicio.

Para JA Solar, el soporte no debe limitarse a la entrega de módulos. Melo explicó que “el acompañamiento técnico, y que justamente responde a que mi persona esté encargada del mercado peruano, se da de forma transversal a todo lo que conlleva un proyecto”. Esta mirada técnica apunta a prevenir errores en el diseño, la ejecución y, especialmente, en la operación y mantenimiento (O&M), etapas críticas para el rendimiento económico de una planta.

“Nadie quiere que en tres, cuatro o cinco años, por una mala gestión en O&M, existan problemas. El mercado muchas veces hace las cosas mal a nivel constructivo por priorizar precio. Ahí es donde debemos actuar los fabricantes”, subrayó el ejecutivo.

En cuanto al componente tecnológico, Melo describió que el mercado está actualmente dominado por cuatro líneas de desarrollo: TopCon, Back Contact, HJT y Tandem Perovskita. En este escenario, destacó que los estudios de degradación posicionan a la tecnología HJT con más del 8% de pérdida acumulada en tres años, mientras que la TopCon, que JA Solar impulsa, registra solo 0.4%, según tests de irradiación ultravioleta y normas IEC 6125.

Por eso, afirmó que “hasta 2030, más del 70% de los proyectos utility scale estarán usando tecnología TopCon”. Si bien Back Contact aparece como alternativa emergente con alta eficiencia, aún tiene una curva de aprendizaje que eleva sus costos. “Cada producto debe encontrar ese punto de equilibrio entre costo y beneficio”, analizó.

Melo también remarcó que en Perú no se puede hablar de un solo tipo de proyecto solar, ya que la geografía del país exige soluciones específicas. “Evaluamos proyectos desde la costa hasta los 4800 metros sobre el nivel del mar”, señaló. Esto implica condiciones extremas, tanto de temperatura como de radiación, que obligan a los fabricantes a ajustar su oferta tecnológica para garantizar confiabilidad y durabilidad.

“Nos hemos acostumbrado a trabajar solo en zonas con radiación solar pico, pero hay otras regiones que requieren soluciones como microredes o sistemas off-grid”, indicó. Estas aplicaciones, en el marco de una estrategia de diversificación, permitirían extender el alcance de la energía solar más allá de los grandes proyectos centrales.

Pese a estas oportunidades, Melo alertó que sin un entorno normativo flexible, difícilmente habrá un verdadero despegue del mercado solar peruano, sobre todo en generación distribuida. “En Perú, hoy solo hay expectativa. Esperamos que las modificaciones a la Ley de Concesiones de Generación Eléctrica permitan insertar, estudiar e investigar la tecnología”, enfatizó.

Para el ejecutivo, el avance del sector dependerá de tres factores: una necesidad energética creciente, una tecnología que ya está disponible, y un entorno legal que facilite su adopción. “Si estas tres cosas no funcionan en armonía, es muy difícil que el país despegue tanto a nivel utility como distribuido”, advirtió.

Finalmente, Melo llamó a que la ingeniería de los proyectos trabaje “de la mano con el fabricante”, para garantizar que la tecnología funcione no solo en el papel, sino también en campo. “Un proyecto tiene que funcionar en armonía de todas las partes. No solo es vender y ya, sino que finalmente genere lo que estaba dentro de los números económicos”, concluyó.

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Diego Pardow renunció como ministro de Energía de Chile tras la detección de un error en el cálculo de las tarifas eléctricas que derivó en cobros indebidos a los usuarios del país. La dimisión fue aceptada el 16 de octubre en medio de una fuerte presión política y del sector energético.

“Este cargo que tuve el honor de liderar es de exclusiva confianza del Presidente. Agradezco la confianza del presidente, Gabriel Boric, y a mi equipo, a todas y todos los funcionarios públicos que llevan décadas en este lugar”, señaló Pardow a través de sus redes sociales. 

Desde el gobierno expresaron su agradecimiento hacia Pardow por “el compromiso y trabajo desempeñado”, y comunicaron que el ministro de Economía, Fomento y Turismo, Álvaro García, también asumirá la conducción de la cartera de Energía bajo un rol de bi-ministro. 

García es ingeniero comercial de la Pontificia Universidad Católica de Chile, Master of Arts por la Universidad de Maryland y Ph.D por la Universidad de California en Berkeley. Con experiencia en el mundo académico, empresarial y político, fue ministro de Economía durante el gobierno de Ricardo Lagos y actual de Economía, Fomento y Turismo bajo la gestión de Boric desde agosto 2025 en reemplazo de Nicolás Grau. 

¿A qué se debe la renuncia de Pardow? La crisis se desató a partir de la publicación del Informe Técnico Preliminar para la Fijación de Precios de Nudo Promedio del Sistema Eléctrico Nacional, elaborado por la Comisión Nacional de Energía (CNE). En ese documento se evidenció una inconsistencia metodológica en el cálculo de las tarifas, que provocó un doble efecto inflacionario aplicado sobre ciertos saldos pendientes, generando cobros superiores a los establecidos.

El error impactó en clientes regulados de distintas comunas y regiones del país durante cuatro semestres. Técnicamente, se trató de una duplicación del ajuste inflacionario, lo que modificó al alza los precios de la electricidad. La revelación oficial encendió las alarmas políticas y técnicas en todo el ecosistema energético.

Además, como respuesta inmediata, el nuevo titular de la cartera, Álvaro García, anunció que “el presidente me encomendó solicitar la renuncia al secretario ejecutivo de la CNE, cosa que ya he realizado”. De este modo, Marco Mancilla quedó fuera del organismo técnico responsable del error.

La salida de Pardow no se explica solo por el error técnico. Su gestión ya acumulaba tensiones, siendo una de ellas la propuesta de que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financiaran parte de los subsidios eléctricos mediante un cargo del Fondo de Estabilización de Tarifas (cargo FET). 

La iniciativa fue rechazada tanto en el Senado como de forma contundente por el sector renovable, que la calificó como “una reforma tributaria encubierta” y un “grave problema regulatorio y constitucional”, ya que  buscaba aplicarse entre 2025 y 2026, trasladando parte del peso fiscal de los subsidios a los actores del segmento PMGD. 

Para las empresas del rubro, esa política no solo dañaba la competitividad, sino que generaba incertidumbre normativa y riesgos para futuras inversiones en energías renovables.

Impacto político y reacciones sectoriales

La renuncia de Pardow se produce en plena campaña presidencial en Chile para el período 2026-2030 (las elecciones serán el 16 de noviembre), intensificando el debate público sobre la gestión del sector energético. 

La candidata de izquierda Jeannette Jara reclamó la devolución de los cobros indebidos y cuestionó la demora en detectar el error. “La cantidad de años que pasaron fueron increíbles, dos administraciones, dos gobiernos distintos”, criticó.

Asimismo, desde la oposición, la Unión Demócrata Independiente (UDI) anunció que avanzará con una acusación constitucional contra el exministro, medida a la que sumaron otros parlamentarios con el correr de las horas. Y de concretarse, Pardow quedaría inhabilitado para ejercer cargos públicos durante los próximos cinco años.

El caso también pone en entredicho la coordinación entre autoridades políticas y técnicas en la formulación de políticas públicas para el sector eléctrico. Por lo que la dualidad de roles asumida por el nuevo bi-ministro García abre una nueva etapa, en la que el desafío central será recomponer la credibilidad técnica y política de la institucionalidad energética chilena.

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El proceso de licitación para incorporar 1500 MW de capacidad al sistema eléctrico hondureño avanzó con una nueva fase estratégica: el envío del primer paquete de modificaciones a los pliegos de condiciones, para su evaluación por la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE).

El Secretario de Estado en el Despacho de Energía, Erick Tejada Carbajal, informó que la documentación ya fue remitida y que se trató de la primera enmienda oficial al proceso, la cual incluye 13 modificaciones al pliego de la LPI 1000-010-2021.

Estos cambios estarán disponibles al público una vez reciban el visto bueno institucional y abren un nuevo capítulo dentro de la convocatoria más ambiciosa en materia energética que ha lanzado el país.

Entre las modificaciones más significativas destacó la extensión de dos meses para la recepción de ofertas técnicas, una decisión orientada a dar mayor margen a las empresas para elaborar propuestas robustas. Además, se estableció un nuevo cronograma de entrada en operación comercial para los proyectos adjudicados, ahora previsto para los años 2028, 2029 y 2030. “El período de entrada e inicio de operación comercial de las plantas adjudicadas ahora será 2028, 2029 y 2030”, puntualizó Tejada.

El proceso generó un marcado interés a nivel global. 13 empresas ya adquirieron los pliegos de condiciones, y según el funcionario, el flujo de consultas sigue activo. “Seguimos exitosamente recibiendo muestras de interés a nivel internacional”, destacó.

Este dinamismo se dio en el marco de un esquema técnico y financiero sólido, donde el proceso de licitación aplicará el modelo BOT (Build, Operate, Transfer) con contratos de operación por 15 años y posterior transferencia al Estado. La CREE, por su parte, definirá un valor máximo regulado por MW, que no podrá superar el costo medio de generación ajustado por recuperación de capital y utilidad razonable. A ello se sumará un esquema de subasta inversa por rondas sucesivas, con auditoría internacional que garantice transparencia y trazabilidad en cada etapa. La ENEE también incorporó mecanismos para la validación técnica de los proyectos, como el análisis de nodos de conexión por parte del Centro Nacional de Despacho.

Uno de los elementos más destacados del proceso fue el respaldo financiero de organismos multilaterales, como BID Invest y el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE). Estas entidades están dispuestas a financiar las inversiones que surjan de esta licitación, lo que aporta mayor solidez y confianza al esquema contractual. “Esto demuestra que confían en la transparencia del proceso hondureño de licitación”, resaltó el secretario, en referencia al acompañamiento del BID Invest.

El llamado oficial a licitación fue emitido en junio de 2025 y contempló una planificación con múltiples fases, desde la recepción de ofertas hasta su evaluación técnica y económica. Con esta primera enmienda, las fechas serán ajustadas para mejorar la competitividad y garantizar la participación de más actores calificados. Mientras que la próxima enmienda abordará aspectos adicionales que aún están en evaluación técnica y jurídica.

Con esta actualización, el proceso licitatorio de 1500 MW reforzó su carácter dinámico y estratégico para el país. Al integrar mecanismos regulatorios sólidos, financiamiento internacional, participación creciente de empresas y ajustes de calendario acordes a la realidad del mercado, Honduras apunta a garantizar seguridad energética, atraer inversión y acelerar su transición hacia una matriz más sostenible y confiable.

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La Secretaría de Energía (SENER) de México publicó el nuevo Programa Sectorial de Energía 2025-2030 (PROSENER), el cual traza una hoja de ruta energética que relega la participación renovable ya que estará centrada en el fortalecimiento de los combustibles fósiles, particularmente el gas natural, que continuará como energético principal en los próximos años.

Las energías renovables, en cambio, representan apenas el 16%, una cifra que se ha mantenido prácticamente sin cambios y que no permite anticipar un cumplimiento de las metas internacionales de descarbonización para la presente década.

¿Por qué? El documento reconoce que el 82% de la matriz energética primaria está compuesta por energéticos fósiles, con el gas natural ocupando una participación creciente del 22%, por encima incluso de lo registrado en el sexenio anterior.

“Actualmente la estructura de la producción se mantiene prácticamente igual, en un 82% de energéticos fósiles”, manifiesta el Gobierno en el documento. De ese total, el petróleo representa el 60%, el gas natural el 22%, y el carbón apenas el 2%, en retroceso frente a años anteriores. Las renovables no fósiles continúan en desventaja estructural frente al resto del mix.

A diferencia de planes anteriores, el nuevo PROSENER no establece metas claras de capacidad instalada renovable para el 2030, ni objetivos específicos de crecimiento para solar, eólica, geotérmica u otras tecnologías limpias. Sino que la planeación energética se concentra en mantener la generación actual, promover la autosuficiencia de gas natural, y aumentar la eficiencia energética como única vía concreta de reducción del consumo.

En el documento se proyecta una meta de reducción anual del 2.9% en intensidad energética hasta 2036 considerando innovación tecnológica y el aprovechamiento de energías renovables. Esto se convierte en el único parámetro explícito vinculado a la transformación del consumo energético nacional.  No obstante, no se definen mecanismos, financiamiento o marcos normativos que impulsen el desarrollo renovable de forma estructural.

La estrategia energética prioriza el incremento de la producción nacional de gas natural, con una meta de 5 mil millones de pies cúbicos diarios, a fin de reducir la dependencia de las importaciones desde Estados Unidos, que actualmente cubren el 70% del consumo nacional. “La tarea aún pendiente en este sexenio y que resulta primordial de atender es la dependencia del gas natural”, reconoce el documento, que identifica este recurso como “el segundo energético más relevante en el consumo de energía primaria nacional”.

El peso del gas natural se refuerza por su rol clave en la generación eléctrica, en la industria petroquímica y en la producción de fertilizantes. Aunque el texto hace referencia a una “transición energética sustentable”, el uso del gas es considerado funcional en tanto “combustible de transición”, sin un horizonte claro de salida.

El documento también se distancia de los compromisos internacionales en materia climática, como el Acuerdo de París, los Objetivos de Desarrollo Sostenible o la Agenda 2030, a los que solo alude de forma declarativa. En la práctica, el Gobierno no establece ningún mecanismo cuantificable de cumplimiento de estas metas dentro del nuevo marco de planeación energética.

La única línea vinculada a energías limpias con enfoque social se vincula al despliegue de paneles solares en viviendas del norte del país, mencionada como parte del objetivo de garantizar justicia energética y acceso universal al servicio. “Se propone lograr el 100% de la electrificación de los hogares mexicanos”, señala el texto, priorizando a comunidades indígenas y afromexicanas como parte de una estrategia de inclusión.

A pesar de este componente, el plan relega la expansión renovable en favor de un modelo energético centrado en la autosuficiencia de hidrocarburos, el impulso a la refinación nacional, la reactivación de la industria petroquímica y la integración del gas como pilar estratégico.

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Yingli Solar busca consolidar su reposicionamiento en Perú, un mercado que ya conoce desde hace más de una década y al que regresa con nuevas tecnologías, una oferta más robusta y el respaldo de haber suministrado 85 GW de módulos solares a nivel mundial. Sin embargo, su retorno se produce con un diagnóstico claro: sin infraestructura de transmisión ni un marco jurídico estable, el potencial solar del país podría verse limitado.

“Nos aproximamos al país con la energía y la expectativa de que es un mercado que cuenta con radiación, con demanda energética, con crecimiento como país”, manifestó Luis Contreras, Managing Director de Yingli Solar, durante su participación en el panel 7 de Future Energy Summit (FEs) Perú. Desde su perspectiva, el entorno es favorable desde lo natural y lo político, pero aún presenta barreras estructurales.

Contreras destaca que Perú posee una de las mejores condiciones solares de la región y recuerda que Yingli fue protagonista en los primeros desarrollos solares del país. “Tenemos más de diez años de experiencia en Perú, con plantas suministradas hace más de una década y en operación actualmente, como la de 20 MW, que en su momento fue la más grande del país”, subrayó.

Hoy, la compañía retorna a un entorno más competitivo, con tecnologías más sofisticadas y una visión más amplia sobre los costos reales de los proyectos. Contreras insiste en que la tecnología ya no es el cuello de botella, sino que  los desafíos más urgentes pasan por la transmisión y la seguridad jurídica, condiciones necesarias para que tanto la generación utility-scale como la distribuida puedan despegar.

En ese sentido, señaló que el diseño del mix energético debe ir acompañado de una planificación que contemple los puntos de conexión. “Es fundamental que los grandes pensadores del plan energético realmente enlacen bien la demanda con la generación prevista o planificada. Esas grandes plantas fotovoltaicas deben impulsarse con un marco jurídico estable y sostenible que atraiga inversión”, apuntó.

Uno de los pilares técnicos de la estrategia de Yingli para Perú es la adopción de módulos con tecnología n-type, una línea que el fabricante considera especialmente adecuada para las condiciones locales. Contreras aseguró que esta tecnología ofrece ventajas superiores en eficiencia, resistencia a la degradación y comportamiento térmico. “No fabricamos un módulo para cada condición climática, sino módulos flexibles tecnológicamente para que se adapten al mayor número de comportamientos y condiciones posibles”, explicó.

La degradación lineal estimada en 0,4% anual, junto con un buen rendimiento bajo altas temperaturas y baja radiación, convierte a los módulos n-type en una opción rentable para el país, según apuntó Contreras.

El ejecutivo también hace hincapié en la transferencia tecnológica como una ventaja competitiva, no solo en el módulo sino en toda la cadena de valor. “Cada desarrollo tecnológico que aparece en el módulo fotovoltaico termina transformando desarrollos tecnológicos en el resto de la cadena de suministro”, indicó. Este proceso de adaptación no solo requiere equipos, sino también know-how. “Es conveniente transferir de manera adecuada la experiencia de desarrolladores, especialistas e integradores de otras regiones”, añadió.

Contreras analizó la actual dinámica de precios en el mercado solar y plantea que los módulos fotovoltaicos han alcanzado un nivel tal de competitividad que rozan la lógica de una commodity. “No solamente nos hemos convertido en una commodity, sino que dentro de poco venderemos los paneles a euro kilo”, ironizó, aludiendo al nivel de presión que existe sobre los precios. Sin embargo, aclar+p que esta tendencia no debe ocultar el valor tecnológico de los productos.

Además, enfatizó: “Hay factores que los fabricantes ponemos sobre la mesa que no son puramente tecnológicos, como la sostenibilidad financiera”, puntualiza. En este sentido, recordó que Yingli Solar respalda sus productos con garantías de 30 años, un elemento clave para garantizar la bancabilidad de los proyectos. “Nuestros productos y los proyectos a los que van destinados deben ser tratables financieramente”, explicó.

Este acompañamiento, según detalló, se extiende incluso a aspectos logísticos que pueden impactar el CAPEX total del proyecto. “Un cambio de contenedor a camión lona desde el puerto hasta destino puede suponer un sobrecoste de 300 o 400 dólares por contenedor, y eso puede comerse todo el margen de contingencia del proyecto”, advierte. Por eso, destacó la importancia de brindar un servicio integral, desde la preingeniería hasta la postventa, acompañando al cliente durante toda la vida útil del módulo.

En cuanto al horizonte tecnológico, Contreras proyecta que en los próximos cinco años veremos en el mercado tecnologías como back-contact o incluso células tándem, siempre que el equilibrio entre CAPEX y prestaciones lo permita. “Siendo optimista, espero que estemos hablando de tecnologías que ofrezcan mayores prestaciones al mercado y contribuyan a que el LCOE sea más competitivo”, expresó.

Así, Yingli Solar se posiciona nuevamente como un actor clave en el ecosistema solar de Perú, dispuesto a aportar tecnología de vanguardia, pero también señalando las condiciones necesarias para que ese avance se traduzca en resultados concretos. “Perú tiene todo para crecer pero necesita las bases para hacerlo bien”, concluyó.

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La regulación propuesta por la CREG para incorporar sistemas de almacenamiento con baterías (SAEB) en el Sistema Interconectado Nacional no solo significó la búsqueda de fortalecer la estabilidad eléctrica del país. Para el ecosistema tecnológico, también es una base legal concreta para que la tokenización de activos renovables deje de ser una promesa y se convierta en una herramienta real de trazabilidad y financiamiento.

En términos regulatorios, el proyecto de resolución da reconocimiento formal a los sistemas descentralizados, habilitando que baterías y plantas renovables participen activamente en servicios de red y arbitraje. Esta flexibilidad no solo amplía la eficiencia del sistema eléctrico, sino que también crea flujos de ingresos estables y predecibles, que pueden ser representados y tokenizados.

En la práctica, representa una oportunidad de monetización adicional para las empresas de energía e, incluso, los autogeneradores. Plataformas como Gaia Ecotrack ya operan bajo ese modelo: cada kW generado puede convertirse en un token que circula en una red blockchain pública, con valor de mercado y auditoría permanente.

Según explicó Ilich Blanco, CEO de Gaia Ecotrack, la resolución introduce condiciones inéditas que hacen posible el salto entre el mundo físico y el digital de la energía.

“El documento exige fronteras comerciales separadas y medición precisa, algo indispensable para validar la energía generada, almacenada y entregada. Eso es exactamente lo que necesita la blockchain para auditar y certificar transacciones energéticas en tiempo real”, señaló el ejecutivo.

Esa energía digitalizada puede intercambiarse, venderse o respaldar nuevos mecanismos de inversión, democratizando el acceso al mercado energético.

“Cuando la energía se vuelve tokenizable, gana una segunda vida financiera. No solo se mide por lo que produce, sino por lo que representa en transparencia, confianza y trazabilidad”, destacó Blanco en diálogo con Energía Estratégica.

Esta dinámica permite que cada instalación fotovoltaica o sistema híbrido sea también un activo digital líquido, con registro público y auditable, lo que fortalece la seguridad de los inversionistas.

Costos y beneficios

El proceso de tokenización no implica grandes barreras técnicas ni económicas. En el caso de esta plataforma, el ejecutivo explicó que “la entidad interesada solo debe conectar su sistema a la red de Gaia, que integra el dispositivo IoT con la blockchain. El costo es bajo y se paga anualmente, asociado al gasto de digitalizar cada kW”.

Asimismo, describe que ese gasto mínimo —denominado gas fee— se ve ampliamente compensado por los beneficios: acceso a incentivos, certificados verdes y nuevos ingresos por servicios digitales.

Según Blanco, “el costo siempre está por debajo del beneficio, porque abre la puerta a varios mercados: créditos de carbono, certificados de energía y minería de datos energéticos. No reemplaza la venta de electricidad, sino que agrega una capa de valor adicional al activo”.

En el fondo, la tokenización actúa como un mecanismo de transparencia y confianza en un contexto donde la digitalización y la descentralización se vuelven estratégicas.

La trazabilidad blockchain permite identificar el origen de la energía, registrar cada transacción y garantizar que los certificados o bonos asociados sean auténticos.

Para el sector energético colombiano, esto implica una evolución hacia un mercado más digital, eficiente y participativo, donde las energías renovables no solo producen electricidad, sino también datos, valor financiero y seguridad institucional.

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En el marco del procedimiento del Acuerdo Preventivo  Extrajudicial (APE) oportunamente abierto por IMPSA ante el Segundo Juzgado de Procesos  Concursales, Circunscripción I de la Provincia de Mendoza, el 15 de octubre se llevaron a cabo  las asambleas de bonistas y obligacionistas de la sociedad a fin de considerar la oferta por la  reestructuración de la deuda, la cual asciende a 583 millones de dólares. 

La exitosa jornada se desarrolló en la sede de IMPSA, ubicada en Mendoza, y fue presidida  por la Lic. Ercilia Nofal. Contó además con la destacada presencia de la jueza Gloria Cortés. Durante la asamblea, los diferentes acreedores fueron sumando las conformidades  expresadas (incluyendo a acreedores bajo préstamos multilaterales tales como el Inter 

American Development Bank (BID), la Inter-American Investment Corporation (BID Invest), Export Development Canada y la Corporación Andina de Fomento, obteniéndose así un  resultado positivo del 86% de los mismos, que representa el 98% del total de la deuda  elegible computable, en ambos casos de conformidad con el art. 45 bis de la Ley 24.522. 

De esta manera, habiéndose aprobado la oferta de APE por mayorías que superan  ampliamente las requeridas por la legislación aplicable, IMPSA procederá en los próximos  días a presentar el mismo ante el juzgado interviniente para su homologación. 

Este rotundo respaldo de los acreedores a la actual gestión liderada por Jorge Salcedo, presidente de IMPSA; Juan Manuel Domínguez, vicepresidente de la empresa; y Pablo Magistocchi, country manager, ratifica el rumbo que tomó la empresa para retomar su  protagonismo en los sectores de energía nuclear, grúas portuarias e hidroelectricidad en  América Latina, Estados Unidos y Asia. 

“Con la reestructuración se consolida la puesta en marcha de la nueva IMPSA, cuyo objetivo  es demostrar cómo una inversión estadounidense en tecnología argentina convertirá a  IMPSA en un fabricante esencial de grúas portuarias y de componentes nucleares para los  mercados estadounidense y argentino, retomando simultáneamente su participación indispensable en la fabricación y rehabilitación de centrales hidroeléctricas en el mundo”,  destacó Jorge Salcedo, presidente de IMPSA. 

“Agradecemos la confianza de nuestros acreedores y el apoyo de los gobiernos argentino y  estadounidense en esta nueva etapa. Estamos convencidos de que esta reestructuración de  deuda constituye el paso inicial que permitirá a IMPSA ser un ejemplo de un caso empresarial  exitoso entre dos países aliados”, agregó Salcedo. 

En cuanto a la propuesta de reestructuración, como surge de la propia oferta de APE, esta  reprogramación de vencimientos de la deuda preexistente permite que IMPSA pueda  comenzar a pagar capital a partir del año 10, contado desde la homologación del APE, lo cual  resulta de vital importancia para brindar a la sociedad el tiempo necesario para el  ordenamiento y normalización de sus operaciones y de su estructura, y continuar con el  proceso de obtención de nuevos contratos conforme al plan de negocios impulsado por su  nuevo accionista controlante, Industrial Acquisitions Fund LLC. 

Este hito representa un antes y un después para IMPSA, a tan solo ocho meses de la toma  de control por parte de los nuevos accionistas, ya que permitirá preservar la continuidad de  la empresa, su tecnología de primer nivel mundial en áreas de gran relevancia estratégica  desarrollada durante sus más de 100 años de existencia, expandirse a los mercados  internacionales y fortalecer la actividad industrial mendocina con el apoyo del gobierno provincial.

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América Latina se encontró en una encrucijada energética sin precedentes: un crecimiento exponencial de la demanda eléctrica empujado por la electromovilidad, el hidrógeno, la digitalización y el cambio climático, en un contexto donde aún persisten brechas en infraestructura y una baja integración regional. Esta fue la principal conclusión del panel “Perspectiva Energética Regional” desarrollado durante la X Semana de la Energía organizada por OLADE.

“En los próximos años vamos a tener un salto importante en demanda eléctrica. No vamos a tener la capacidad de atender eso si no lo planificamos desde ahora”, advirtió Leandro Pereira de Andrade, director del Departamento de Información, Estudios y Eficiencia Energética del Ministerio de Minas y Energía de Brasil.

Desde Honduras, el secretario de Energía, Eric Tejada, complementó que su país experimenta un aumento interanual del 18% en la demanda eléctrica, impulsado por la electrificación del transporte, la climatización de viviendas y la expansión industrial.

“Estamos trabajando con modelos prospectivos, porque es una realidad que en todos los países vamos a experimentar incrementos sustanciales”, manifestó.

La aparición de nuevos consumidores intensivos como los data centers, la cripto minería, la industria turística y los parques industriales demandó una respuesta urgente en infraestructura energética.

“No hay forma de que un sistema pueda acompañar esa carga si no se planifica desde ahora”, subrayó Pereira de Andrade, quien aseguró que Brasil tenía actualmente más de 60 proyectos de data centers en análisis para los próximos cinco años.

El crecimiento del consumo eléctrico también se extendió a usos residenciales. “Con olas de calor de 40° en primavera, la gente empieza a climatizar sus viviendas. La electrificación residencial también empuja la demanda”, explicó el funcionario brasileño.

En el caso de Paraguay, el viceministro de Minas y Energía, Mauricio Bejarano, sostuvo que la principal preocupación era que ese crecimiento “sea con contenido nacional, con más desarrollo local”. En esa línea, enfatizó la necesidad de vincular la política energética con una visión de industrialización: “Queremos utilizar los recursos renovables para generar energía más competitiva, que dé valor agregado y puestos de trabajo”, afirmó.

Planificación, integración y diversificación: pilares para sostener la transición

El consenso de los países apuntó a que la integración energética regional es clave para sostener la transición, pero todos coincidieron en que su avance había sido muy limitado.

“Desde el año 2000 hasta hoy se han hecho más de 15 estudios de interconexión regional. No necesitamos más estudios, necesitamos voluntad política y decisiones concretas”, enfatizó Pereira de Andrade. A su vez, consideró urgente la necesidad de pensar la infraestructura de transmisión con visión supranacional: “Hay que planificar más allá de las fronteras”, indicó.

En esa misma línea, Bejarano sostuvo que “la interconexión con Brasil es crítica, porque estamos compartiendo energía sin aprovechar toda la complementariedad de nuestras matrices”, haciendo referencia a la central de Itaipú. El funcionario también se mostró abierto a una integración eléctrica más profunda con países vecinos, pero resaltó que “hay que crear mecanismos de gobernanza que den certezas a los actores”, remarcó.

Ryan Copp, director de Energía del Ministerio de Servicios Públicos de Belice, aportó una visión centroamericana: “No podemos ver la región como países individuales, hay que verla como un conjunto. La integración energética debe pensarse como una necesidad urgente”, sostuvo.

El gas natural fue mencionado como un energético clave para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico en la transición hacia fuentes limpias. “Hoy tenemos 27 GW de gas en operación, pero con utilización inferior al 25% en promedio. Esto significa que es una reserva estratégica que hay que usar mejor”, detalló Pereira de Andrade.

En el caso de Honduras, Tejada enfatizó que si bien estaban apostando por renovables, el gas natural seguía siendo parte esencial de su matriz en el corto y mediano plazo: “Necesitamos firmeza y confiabilidad para acompañar esta transición”, señaló.

También hubo un retorno de interés por la energía hidroeléctrica, especialmente en países como Paraguay y Brasil, donde la sequía de años anteriores generó cuestionamientos a su viabilidad. “Volvemos a mirar a la hidroeléctrica como una fuente firme, aunque sabemos que el cambio climático afecta su previsibilidad”, mencionó Pereira de Andrade.

El almacenamiento energético surgió como una tecnología estratégica para sostener el crecimiento de renovables intermitentes. Jaime Sigetti, director general en Chile de Miny and Company, aseguró que los proyectos con almacenamiento estaban ganando terreno en su país. “Chile fue el primero en tener la Ley de Almacenamiento. Se está invirtiendo y avanzando fuerte en eso”, remarcó.

Desde todos los países se remarcó la necesidad de planificar el sistema energético con un enfoque social, ambiental y de equidad territorial.

Tejada sostuvo que uno de los grandes desafíos era implementar proyectos energéticos que “respeten a las comunidades, generen valor local y no reproduzcan modelos extractivistas”. También advirtió sobre los riesgos de que la transición energética terminara siendo desigual: “Hay que evitar que esta transformación beneficie a unos pocos y deje a muchos atrás”, alertó.

Desde el Banco Mundial, la moderadora del panel, Lucía Espinelli, reforzó la idea de una transición justa y ordenada. “Lo importante es que los países puedan identificar sus cuellos de botella, que trabajen con planificación y que no esperen a que los problemas escalen”, concluyó.

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El nuevo marco regulatorio energético publicado por el Gobierno mexicano hace algunos días establece criterios que abren ventanas de oportunidad para inversión privada en infraestructura de recarga con generación distribuida.

Estos documentos, que reemplazan el marco heredado de la reforma energética de 2013, introducen conceptos como la planeación vinculante del sector energético y la justicia energética, con implicaciones directas para el desarrollo de la electromovilidad en el país.

«Es positivo que estas nuevas leyes sean analizadas por los empresarios, especialmente por los socios de AMPES, dada su participación directa como proveedores de estaciones de servicio y la posible integración al suministro de carga eléctrica para automóviles y otras modalidades de transporte eléctrico», señala David Hernández Martínez, Coordinador de Normatividad de la Asociación Mexicana de Proveedores de Estaciones de Servicio (AMPES).

El contexto es favorable: México cerró el tercer trimestre de 2025 con ventas de 24,498 vehículos eléctricos e híbridos enchufables, un crecimiento del 50% respecto al mismo período del año anterior, según la Electro Movilidad Asociación (EMA).

Sin embargo, la infraestructura de carga pública apenas alcanza las 3,514 estaciones, evidenciando una brecha crítica que representa tanto un desafío como una oportunidad para el sector privado.

El Reglamento de la Ley de Planeación y Transición Energética establece que la Secretaría de Energía (SENER) debe elaborar cinco instrumentos de planeación obligatoria, entre ellos el Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico (PLADESE) con horizonte de 15 años.

Lo relevante es que la Comisión Nacional de Energía (CNE) deberá considerar estos planes al otorgar permisos para proyectos de infraestructura de carga, lo que podría limitar geográficamente el desarrollo de electrolineras privadas en zonas no prioritarias.

«El documento relaciona directamente estos reglamentos con la electromovilidad y sus implicaciones para favorecer o limitar las inversiones en esta materia», advierte Hernández Martínez en diálogo con Mobility Portal Latinoamérica.

«Los empresarios que deseen invertir deben considerar los retos y oportunidades que esto representa».

Sin embargo, el mismo reglamento abre una ventana de oportunidad: establece que la infraestructura de recarga debe priorizarse para transporte público masivo, lo que podría acelerar proyectos de electrificación de autobuses urbanos y taxis.

Generación distribuida: la clave para estaciones de servicio

Uno de los aspectos más favorables del nuevo marco regulatorio es la flexibilización de los umbrales para generación distribuida.

El reglamento eleva de 0.5 MW a 0.7 MW la capacidad instalada que no requiere permiso, y crea la figura de autoconsumo interconectado para proyectos de hasta 20 MW con trámite simplificado.

Esto significa que una estación de servicio que desee integrar cargadores eléctricos puede instalar paneles solares hasta 0.7 MW sin permiso de generación, o hasta 20 MW bajo la nueva figura de autoconsumo con procedimiento administrativo ágil.

• Esta capacidad es suficiente para alimentar entre 15 y 30 cargadores rápidos de 50 kW, dependiendo de la configuración del sistema.

«Para posibles desarrolladores o inversionistas, sería de interés que se dispusiera el análisis de posibles fuentes de financiamiento para iniciativas del sector privado», comenta el Coordinador de Normatividad de AMPES.

Si bien los reglamentos energéticos no contemplan fuentes de financiamiento específicas para electromovilidad, existen instrumentos complementarios.

El Decreto Plan México, publicado en enero de 2025, otorga deducción inmediata del 86% al 83% de la inversión en «vehículos cuya propulsión sea a través de batería eléctrica» y equipamiento relacionado.

Adicionalmente, el Decreto de Polos de Desarrollo Económico, vigente desde mayo de 2025, permite deducción inmediata del 100% de inversiones en activos fijos para proyectos en zonas prioritarias, aplicable hasta septiembre de 2030.

El desafío de la claridad regulatoria

La pregunta crítica que plantea Hernández Martínez es si «con la publicación del reglamento existe claridad total para invertir en proyectos de infraestructura de electromovilidad por parte de la iniciativa privada».

Según el especialista, el sector espera este tipo de claridad «respecto a solicitudes y autorizaciones, sobre todo si se trata de proyectos de infraestructura de expendio al público de carga eléctrica«.

La respuesta es matizada. El Acuerdo A/108/2024, publicado en septiembre de 2024 por la entonces Comisión Reguladora de Energía (CRE), mantiene vigencia operativa y establece requisitos técnicos de conexión para electrolineras, estándares de conectores y obligaciones de transparencia en precios.

Sin embargo, el nuevo reglamento introduce elementos de incertidumbre.

El artículo 197 del Reglamento del Sector Eléctrico establece que los centros de carga para electromovilidad «pueden registrarse como Demanda Controlable«, una figura que permitiría a operadores de cargadores ofrecer reducción de demanda a cambio de tarifas preferenciales.

El problema: la CNE tiene un plazo de 120 días hábiles (aproximadamente hasta febrero de 2026) para publicar las disposiciones específicas que regulen esta figura.

Adicionalmente, el reglamento introduce el requisito de Manifestación de Impacto Social (MIS) para proyectos de infraestructura eléctrica.

Aunque el alcance de esta obligación para electrolineras privadas aún no está completamente definido, podría implicar la elaboración de un Plan de Gestión Social con «Beneficios Sociales Compartidos» para comunidades del área de influencia, incrementando costos y plazos de desarrollo.

Una ventana de oportunidad para estaciones de servicio

A pesar de las incertidumbres, el sector de estaciones de servicio se encuentra en posición privilegiada para capitalizar la transición eléctrica.

Con aproximadamente 13,000 estaciones de servicio en México -según datos de la Comisión Reguladora de Energía-, la integración de cargadores eléctricos representa una estrategia de diversificación ante la eventual reducción del consumo de combustibles fósiles.

La EMA ha hecho un llamado específico a las estaciones de servicio tradicionales «para que se sumen a la tendencia global de incorporar cargadores rápidos como una fuente alternativa de ingresos».

La entidad además destacó que «pueden prepararse para el futuro, desempeñando un papel clave en la atención de las necesidades de movilidad de todo tipo de usuarios, especialmente en recorridos de larga distancia».

• El modelo de negocio es atractivo: empresas como VEMO, Evergo y FAZT han anunciado inversiones millonarias en infraestructura de carga pública.
• Soriana y FAZT planean instalar 1,000 estaciones para 2030, mientras que Evergo comprometió 200 millones de dólares para desplegar 15,000 puertos de carga en cinco años.

Para las estaciones de servicio que ya cuentan con terrenos estratégicos en carreteras y zonas urbanas, la combinación de cargadores eléctricos con generación solar distribuida y el potencial futuro de la figura de Demanda Controlable podría resultar en un modelo de negocio resiliente y alineado con las tendencias globales de descarbonización del transporte.

Fuente: Mobility Portal Latinoamérica

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Future Energy Summit (FES) anunció su ambiciosa gira 2026, un calendario de alto impacto que recorrerá nueve países entre Europa y América Latina. Esta iniciativa reafirma el propósito de FES de fortalecer el diálogo regional, promover la innovación tecnológica y generar espacios de articulación público-privada en torno a los desafíos y oportunidades de la transición energética.

La gira iniciará el 12 de febrero en Madrid, España, y continuará con paradas clave en Argentina (4 y 5 de marzo), República Dominicana (21 y 22 de abril), Guatemala (14 de mayo), México (19 de mayo), Perú (28 de septiembre), Colombia (30 de septiembre), Chile (28 y 29 de octubre) y finalizará el 3 de noviembre en Brasil, marcando una expansión geográfica que responde a la creciente demanda de foros estratégicos en estos mercados.

El lema de esta nueva edición “Conectamos a nuestros clientes con sus clientes” sintetiza la esencia de FES como plataforma de intercambio comercial, político y tecnológico, que busca generar conexiones reales entre los actores más influyentes del ecosistema energético. Por lo que cada evento se posiciona como un punto de encuentro clave entre gobiernos, empresas, inversores y referentes del sector, promoviendo una visión común de largo plazo.

Una de las principales novedades de la Gira 2026 es la incorporación de Guatemala y Brasil como nuevas sedes oficiales, ampliando la cobertura geográfica y abriendo el juego a nuevos actores estratégicos. Esta expansión no solo refuerza la presencia regional de FES, sino que también refleja la necesidad de potenciar mercados que están tomando decisiones clave para acelerar la descarbonización y diversificar su matriz energética.

Además, como parte de su evolución, FES lanzó una nueva iniciativa: Future Energy Summit Storage, un espacio especializado orientado al debate técnico y estratégico sobre almacenamiento de energía. 

FES Storage convoca a desarrolladores de baterías, inversores y empresas de energía, con el objetivo de fusionar el conocimiento técnico con oportunidades comerciales reales. Y durante los eventos, se discutirán tendencias de mercado, regulaciones emergentes y estrategias de inversión.

Desde su creación, FES ha promovido activamente la colaboración entre el sector público, privado y financiero, consolidándose como una plataforma de referencia en energía y sostenibilidad en América Latina y España. 

En ese marco, agradece a todos los partners y líderes tecnológicos que acompañaron durante 2025, y convoca a nuevas empresas a sumarse como aliados para posicionar sus marcas, impulsar conexiones comerciales y participar en el debate regional sobre el futuro energético.

Los encuentros de FES no solo se destacan por su nivel de contenidos y calidad de oradores, sino también por sus espacios de networking, donde cientos de representantes de empresas se congregan para generar acuerdos y avanzar en contratos vinculados a proyectos renovables, BESS , hidrógeno verde y soluciones integradas para la transición energética. 

Y igual que en anteriores ediciones, cada evento contará con transmisión abierta y gratuita a través de los canales digitales de FES, permitiendo ampliar el acceso y la participación de audiencias especializadas en toda la región.

La propuesta editorial de FES se complementa con cobertura periodística especializada en energías renovables, análisis de políticas públicas y seguimiento de tendencias globales, lo que refuerza su posicionamiento como un hub de contenidos de alta calidad para decisores del sector energético.

Con el respaldo de ediciones exitosas, una agenda regional fortalecida y el impulso de nuevas plataformas como FES, la Gira 2026 se proyecta con nueve encuentros estratégicos entre Europa y América Latina, donde las principales empresas del sector y funcionarios de primer nivel debaten, negocian y colaboran para avanzar hacia una transición energética real y sustentable.

La #ExperienciaFES no solo es un espacio de encuentro: es una herramienta estratégica de posicionamiento, conexión y toma de decisiones en un contexto donde las energías renovables demandan coordinación multisectorial y visión de largo plazo.

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Energía Estratégica lanza su nueva unidad especializada en almacenamiento energético, denominada Energía Estratégica Storage. 

Este nuevo espacio ofrecerá contenidos exclusivos sobre los principales ejes del almacenamiento con baterías: licitaciones, regulaciones, proyectos en curso, adjudicaciones, lanzamientos tecnológicos, innovación de productos y entrevistas con referentes estratégicos del sector; a fin de ser una fuente de información integral y confiable para los distintos actores que conforman la cadena de valor. 

DESCUBRA LA NUEVA WEB DE ENERGÍA ESTRATÉGICA STORAGE

La propuesta también abarca la organización de webinars y eventos virtuales especializados en sistemas BESS, que servirán como espacios de debate y actualización sobre los avances tecnológicos, los modelos de negocio emergentes y los desafíos regulatorios del sector.

El nuevo portal contará con espacios dedicados a la exposición de productos y soluciones tecnológicas, brindando visibilidad a fabricantes, integradores y proveedores que deseen presentar innovaciones en sistemas de baterías, software de gestión o infraestructura asociada.

La creación de Energía Estratégica Storage se produce tras el éxito del PVBook 2025, el catálogo internacional del sector fotovoltaico presentado recientemente y que se consolidó como una referencia clave para la industria solar de la región. 

Sumado a que el lanzamiento de esta nueva unidad especializada de Energía Estratégica responde a la acelerada expansión del almacenamiento con baterías en América Latina, la cual supera los 1560 MW de capacidad instalada,  según datos de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). 

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Este crecimiento no solo refleja la madurez del mercado, sino también el reconocimiento del almacenamiento como un componente estratégico en la planificación energética de los países. 

Por ejemplo, Argentina adjudicó 12 proyectos por 713 MW en su licitación AlmaGBA, mientras que Chile cuenta con más de 14 GW en proyectos con baterías en evaluación ambiental y se espera que alcance los 2 GW operativos para enero de 2026, superando en cuatro años la meta originalmente establecida para 2030. 

Pardow desde la Semana de la Energía: “La baja en costos BESS fue una ventana que Chile supo aprovechar”

A su vez, Colombia avanza en la definición de un marco normativo para integrar los Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB) al sistema eléctrico nacional, reconociéndolos como activos de red estratégicos.

También Centroamérica y el Caribe muestran un avance sostenido. Guatemala incorporará por primera vez sistemas BESS en su licitación PEG-5 de 1400 MW; mientras que República Dominicana y Honduras harán lo propio en sus subastas de 600 MW y 1500 MW, respectivamente, siendo esta última bajo la modalidad Build, Operate and Transfer (BOT), que prevé la transferencia de los activos al Estado luego de 15 años de operación (ver nota). 

En tanto que Panamá extendió su cronograma de licitaciones eléctricas hasta 2029 e incluyó el almacenamiento como tecnología elegible, con una subasta específica de 50 MW prevista para 2028.

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El nacimiento de Energía Estratégica Storage también se enmarca dentro de un movimiento más amplio de especialización temática impulsado por el grupo, que incluye espacios de articulación como FES Storage, un punto de encuentro para líderes y referentes del mercado de baterías que promueve el intercambio de conocimiento y experiencias entre los principales protagonistas del sector.

Incluso, el cierre de la gira 2025 de FES a Colombia y Chile con dos ediciones que pondrán en agenda los principales retos y oportunidades del sector. El 21 y 22 de octubre se celebrará la quinta edición de FES Colombia en la ciudad de Bogotá, y la cuarta edición de FES Chile tendrá lugar  los días 26 y 27 de noviembre en Santiago, encuentros que reunirán a más de 500 líderes para debatir sobre el futuro de las renovables y el almacenamiento. 

Y tras otro año de encuentros que consolidaron a FES como un espacio clave para el debate y la generación de oportunidades en el sector renovable, 2026 se proyecta con una agenda aún más ambiciosa, orientada a potenciar el networking, los debates estratégicos y el contenido especializado. 

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De esta manera, Energía Estratégica Storage se consolida como una plataforma informativa de alto valor, pensada para ejecutivos, utilities, desarrolladores, integradores, analistas y fabricantes que buscan información precisa y actualizada sobre uno de los sectores más dinámicos del mercado. 

La suscripción al newsletter ya se encuentra disponible, ofreciendo a sus lectores un acceso directo a información verificada, análisis de mercado y contenidos orientados a la toma de decisiones estratégicas.

Y quienes deseen formar parte o realizar consultas pueden hacerlo escribiendo a info@strategicenergycorp.com, donde se les brindará asesoramiento sobre participación, difusión y oportunidades dentro del nuevo espacio.

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