Con la vista puesta en las elecciones presidenciales del 16 de noviembre de 2025, el candidato a presidente de Chile por el Partido Nacional Libertario, Johannes Káiser, plantea una transformación profunda del sistema energético. 

El eje del programa se basa en una liberalización del mercado eléctrico, apostando por contratos bilaterales en condiciones más favorables que las actuales, que permitan reducir tarifas de los usuarios finales , con el objetivo de que Chile siga siendo un país competitivo y atractivo para las inversiones en el sector. 

“El modelo está diseñado para que los sectores productivos tengan acceso a un insumo barato y así competir en un mercado globalizado”, explicó Miguel Iglesias, CEO de EnergyAsset y asesor del programa de Energía de Káiser.

“Es increíble la diferencia de tarifas entre el mercado regulado y el libre; este último puede ser entre 20 y 30% más barato”, agregó en conversación exclusiva con Energía Estratégica.

En esa línea, el plan contempla el uso de contratos privados con precios estables, por ejemplo que, a partir de la implementación de sistemas de almacenamiento BESS, el precio ronde entre USD 40 y 50 por MWh durante el día, que permitan cubrir precios de tarde o noche de USD 60 a 70 por MWh, sin depender del spot, que hoy puede superar los USD 90. 

Uno de los puntos centrales del plan es reformar el marco normativo que frena las inversiones energéticas. Iglesias apunta directamente contra la demora en la permisología y diversas instancias que retrasan los proyectos como por caso los recursos de protección incluso cuando las comunidades ya tuvieron instancias para opinar, lo que genera un escenario ambiguo que frena la ejecución.

“La base del programa es que se construyan los proyectos lo más rápido posible y al menor precio posible para tener energía lo más barata posible para la comunidad y desde el equipo de gobierno contar con el compromiso de destrabar todas las distintas trabas y complicaciones que existen actualmente en la regulación para facilitar las inversiones”, sostuvo Iglesias. 

El programa también critica la propuesta de Cargo FET que planteó el ministro de Energía actual, Diego Pardow, para que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financien la ampliación de los subsidios eléctricos a través de un eventual cargo de compensación, el cual fue rechazado por el Senado pero que se espera que el Ejecutivo insista sobre el tema. 

“El actual gobierno propuso cambios de regla a los PMGD, buscando expropiar el 30% de sus ingresos para pagar subsidios. Es cierto que hubo un mal cálculo en el precio estabilizado, pero se debe resolver de otra manera, con mercado, liberando el sector, o también con cuenta pública, nunca fijando un valor arbitrario y expropiación de ingresos”, apuntó el CEO de EnergyAsset y asesor del programa de Energía de Káiser.

Además, el equipo del candidato a presidente de Chile por el Partido Nacional Libertario cuestionó la política tarifaria del Gobierno de Gabriel Boric, especialmente por no haber afrontado la deuda acumulada con las distribuidoras, que según el especialista, asciende a más de USD 6.000 millones, que debía cubrirse con fondos de la cuenta pública.

“Pardow no encontró nada mejor que desconocer esta deuda, cuando inicialmente estaba previsto que se pagara con recursos públicos”, denuncia el asesor energético. Para el equipo libertario, esta decisión generó alzas tarifarias inevitables y pérdida de confianza en el sector.

La propuesta de Káiser también contempla una matriz energética diversa, donde convivan distintas tecnologías con precios competitivos. Iglesias destaca la importancia de contar con una buena oferta para mantener costos spot bajos y contratos de largo plazo a buen precio, que posteriormente se trasladen a los usuarios finales, a la vez que generen empleo en la población. 

Generación distribuida sin trabas y con modelos ESCO

Uno de los pilares de la propuesta es el impulso a la generación distribuida (hoy en día la capacidad netbilling asciende a 359 MW), especialmente a través de modelos ESCO (Energy Service Companies), sin subsidios ni restricciones regulatorias, que permiten a usuarios industriales y residenciales acceder a tecnología sin necesidad de inversión inicial. “

“Es el mejor ejemplo para potenciar la GD, no ponerle ningún tipo de regulación ni traba a los modelos de generación distribuida, sobre todo a los modelos ESCO, porque es el mejor ejemplo de que el mercado solo resuelve, financia, instala y genera una mejora”, concluyó Iglesias. 

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El sector energético mexicano enfrenta una situación crítica debido al crecimiento de la demanda y las limitaciones en infraestructura. Especialistas advierten que, sin subastas a largo plazo ni reglas claras de despacho, las inversiones en renovables no avanzan al ritmo que el sistema eléctrico requiere, lo que compromete la posibilidad de construir una matriz energética resiliente y diversificada.

“Es indispensable que se reactiven las subastas a largo plazo. Hoy los cambios regulatorios y la incertidumbre jurídica pueden representar una barrera al desarrollo de las inversiones en proyectos de energía limpia”, señaló Usue Abad Contreras, especialista en energías renovables, en diálogo con Energía Estratégica.

“México necesita inversión, pública y privada, para poder cubrir la demanda”, agregó, pero para que la iniciativa privada participe, aclaró, “debe haber un marco regulatorio claro y de largo plazo”, junto con reglas operativas previsibles. 

Pese a las restricciones actuales, Abad considera que existen caminos viables para acelerar los procesos. “Todo esto puede ser solventado con equipos sólidos de Relaciones con Gobierno y Asuntos Regulatorios”, aseguró, y explicó que, bien gestionados, “estos equipos han demostrado en diversos proyectos que pueden reducir los tiempos de obtención de permisos hasta en un 40%”.

Para la especialista, establecer una buena relación con los diferentes stakeholders es determinante. “Todos los estados quieren garantizar la inversión y la seguridad energética de su población y sus industrias, la federación lo mismo. Hoy tenemos reglas más claras, pueden gustarnos o no, pero sabemos en qué tablero estamos jugando, y eso siempre es una ventaja», enfatizó.

Una de las regulaciones que espera el sector es la legislación secundaria del sector eléctrico, la cual también permitirá a la Ley del Sector Eléctrico que el Estado por medio de inversiones con Contratos Mixtos,  Asociaciones Público Privadas o Prestación de Servicios y proyectos de inversión financiada, puedan desarrollar los proyectos necesarios para ampliar la red de transmisión. Sin embargo, manifestó que es necesario esperar para ver qué se publica finalmente.

El desbalance entre oferta y demanda es uno de los problemas críticos que enfrenta el país. Según datos del CENACE, la demanda eléctrica en México crece a un ritmo del 2,9% anual, mientras que ni la generación ni la transmisión logran seguirle el paso. En 2023, la demanda fue de 351.000 GWh y se proyecta que llegará a 435.000 GWh en 2030.

Recientemente el gobierno federal señaló que el margen de reserva eléctrica aumentará de 6% en 2024 a 10% en 2025, lo que permitiría hacerle frente a la falta de energía y apagones. Además, la Secretaría de Energía lanzó la Estrategia para el fortalecimiento del Sistema Eléctrico Nacional y para la atención a la demanda, que prevé coordinación entre los diferentes órganos del sector y seguimiento a los mantenimientos programados de las centrales, reforzamiento de transmisión y distribución por parte del Estado en zonas de mayor vulnerabilidad.

Pese a las tensiones que enfrenta el sistema eléctrico mexicano, Abad Contreras apuntó que el momento es una oportunidad: “Podemos seguir trabajando junto con las asociaciones, las autoridades y las comunidades para llegar a acuerdos consolidados”. La clave, insistió, está en ofrecer certidumbre a los inversores.

“Hoy se ve claramente un giro de timón, con el que se puede trabajar mano con mano con las autoridades federales y estatales”, observó, al destacar que la Secretaría de Economía, la Secretaría de Energía y la Banca de Desarrollo Nacional actúan de manera más coordinada para fomentar inversiones.

Si bien el país experimentó una evolución de las renovables con caídas de los costos que igualan, o hasta superan a la baja, a los de las tecnologías convencionales, hay un retraso en el cumplimiento de los compromisos. . El objetivo de alcanzar un 35% de generación eléctrica renovable (contnado hidroeléctricas con 12.6 MW en su mayor parte)  para 2024 se encuentra lejos: hoy solo se ha logrado un 29%. “El problema no es solo generar más energía renovable”, adviertió Abad, “sino garantizar la transmisión de la misma”.

Bajo ese marco, la especialista propuso una hoja de ruta para la modernización de las redes eléctricas: construcción de nuevas líneas de alta tensión en zonas troncales y corredores regionales, digitalización del sistema con Smart Grids, almacenamiento eficiente y mantenimiento riguroso de líneas actuales. A esto se suma la interconexión de las penínsulas de Baja California y Yucatán, históricamente vulnerables.

Ese diagnóstico técnico se complementa con un conjunto de medidas estratégicas que, según Abad Contreras, permitirían transformar el sistema eléctrico mexicano de forma estructural. Entre ellas, destacó la reactivación de la flexibilidad operativa mediante la integración de almacenamiento, generación distribuida y la modernización del despacho con sistemas inteligentes.

A ello se suma la necesidad de habilitar mecanismos que faciliten la participación de inversión privada en la expansión de infraestructura de transmisión y distribución, consolidar los esquemas de autoconsumo interconectado y fortalecer la seguridad jurídica mediante procesos de conciliación internacional que garanticen la ejecución y pago de los proyectos comprometidos.

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Uruguay entra en una nueva etapa de planificación energética en la que el sector privado aguarda por señales concretas para garantizar la expansión del sistema de generación. Las empresas que invirtieron años atrás, responsables de transformar la matriz hacia más de 90% de generación renovable, enfrentan el vencimiento progresivo de sus contratos PPA. 

Por lo que desde la Asociación Uruguaya de Generadores Privados de Energía Eléctrica (AUGPEE) plantearon la importancia de discutir a tiempo cómo revalorizar esos activos y garantizar nuevas licitaciones competitivas.

“Hay contratos PPA que ya están casi a la mitad de cumplimiento y estamos analizando qué sucede luego de que terminen. Es decir, cómo esos activos le seguirán agregando valor al sistema luego del año N°20”, indicó Martín Bocage, presidente de AUGPEE, en diálogo con Energía Estratégica. 

Para ello se destacan dos caminos posibles: extender los contratos existentes o habilitar un mercado mayorista más profundo, en el que los proyectos puedan vender la energía sin necesidad de estar contratados directamente por UTE.

“Lo ideal sería no llegar a último momento con este tema sin resolver, sino cuanto antes se haga, más valor tendrá el sistema”, manifestó el entrevistado. Y en ese sentido, ya comenzaron los primeros acercamientos con autoridades para analizar mecanismos que permitan preservar la infraestructura y los costos de conexión ya asumidos.

En paralelo, el sector espera definiciones claras del Gobierno sobre cómo se incorporará la nueva demanda estimada en los planes energéticos. 

Para Bocage, esto debe decirse a través de esquemas abiertos y competitivos: “Esperamos ver sistemas competitivos, licitaciones donde los precios sean transparentes y donde la empresa nacional luego tome esos precios para construir parte de la capacidad adicional”, indica.

Aunque la nueva administración todavía no ha emitido señales oficiales (arribó al gobierno este mismo 2025), desde la Asociación consideran fundamental que esas definiciones se hagan pronto, especialmente para garantizar el suministro a la demanda regulada, a fin de que los usuarios tengan mejores precios de la energía que consumen. 

“No tengo duda que habrá mucha competencia si se lanzan nuevas licitaciones, como lo hubo en 2010. Además hay empresas que operan hace más de 10 años en el país y que han tomado experiencia, que sumado a la baja de costos de la tecnología, probablemente permitan precios más competitivos, a la par que Uruguay es un país que atrae inversores por su estabilidad y por su respeto a la regla de juego”, subrayó el presidente de AUGPEE. 

“Uruguay ha logrado una reducción en el costo nivelado de la energía para el abastecimiento de la demanda, incluso hasta prácticamente la mitad si se compara la etapa pre-renovable con post-renovables”, enfatizó. 

Tal es así que según un informe de EXANTE, presentado por la Asociación Uruguaya de Generadores Privados de Energía Eléctrica, el costo unitario cayó de 𝗨𝗦$ 𝟲𝟰 𝗮 𝗨𝗦$ 𝟰𝟰 𝗽𝗼𝗿 𝗠𝗪𝗵 entre los períodos 2007-2011 y 2015-2024 (valores reales), gracias al ingreso masivo de energía eólica, solar y biomasa. 

Mercado libre de energía: barreras por peajes y falta de profundidad

Uno de los puntos críticos que también destaca el sector privado es la estructura de costos en el mercado libre de energía, dado que una barrera está vinculada a los peajes, lo que se paga por transmisión o distribución, lo que limita la posibilidad de establecer una competencia real.

Esta situación preocupa especialmente por la llegada de consumidores de gran escala, como datacenters o industrias relacionadas al hidrógeno verde, que buscan precios de energía lo más bajos posibles. 

“Tenemos que resolverlo pensando en las potenciales nuevas inversiones que hay, que estarían viniendo o que estamos compitiendo para captar como país”, advirtió Bocage. 

Para el sector, resolver este punto no solo permitirá mejorar la competitividad de la energía local, sino también abrir nuevas oportunidades para proyectos que no queden contratados tras el vencimiento de los actuales PPA. 

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Diseñar una estrategia comercial efectiva para proyectos solares en Colombia requiere alinear los intereses de bancos, compradores de energía y desarrolladores. “Sin contrato, no hay proyecto”, manifiesta Liliana Alemán, directora de Athenea Consultoría Estratégica.

En diálogo con Energía Estratégica, la asesora advierte que los contratos deben estar firmados antes de presentar el proyecto a la banca, con plazos equivalentes al servicio de deuda y contrapartes de alta calidad crediticia, como generadores consolidados o comercializadores habilitados.

Desde 2019, el mercado colombiano habilita contratos de largo plazo de hasta 20 años, una condición que marcó un antes y un después en la bancabilidad de los activos solares.

Actualmente, los precios de venta se están cerrando por encima de 300 COP/kWh (aproximadamente 75 USD/MWh) para los años 2026 a 2029. “A partir de 2030 las proyecciones muestran precios más bajos, porque el mercado asume que entra mucha solar y nuevos generadores”, advierte.

Los comercializadores de energía son actores esenciales no solo para intermediar entre oferta y demanda, sino también para asumir obligaciones de balance, consolidar carteras y aportar respaldo financiero a los contratos.

Esta figura cobra relevancia especialmente para desarrolladores que buscan bancabilidad sin contar con una relación directa con el comprador final.

Para los desarrolladores, la alternativa más competitiva hoy es asegurar el 100% de la energía bajo contrato. “Hay gente que vende 100% pague lo generado, hay gente que vende una parte pague lo contratado y otra parte pague lo generado”, explica Alemán.

Por su parte, aclara que lo que no resulta viable es depender de la venta en el mercado spot, ya que los bancos no reconocen estos ingresos como garantes del repago.

Los contratos deben extenderse al menos entre 12 y 15 años, y coincidir con la duración de la deuda. También deben cerrarse previamente todos los riesgos asociados al proyecto: licencias ambientales, permisos sectoriales, títulos de propiedad del terreno y punto de conexión a la red. Sin esta documentación, no hay posibilidad de lograr cierre financiero.

El mercado no regulado gana atractivo por la alta demanda industrial y la posibilidad de negociar precios más competitivos. El diferencial histórico de 20 pesos/kWh entre regulado y no regulado se ha reducido a 8 o 10 pesos/kWh, lo que incentiva a comercializar energía solar en este segmento.

Adicionalmente, la titular de Athenea Consultoría Estratégica menciona que los proyectos pueden optimizar su rentabilidad con los incentivos fiscales de la Ley 1715, que permite descontar hasta un 50% del valor de la inversión contra utilidades retenidas.

Este beneficio aplica siempre que la empresa participe también como inversionista del proyecto, y no solo como compradora de energía.

Finalmente, la experiencia del mercado demuestra que la falta de cumplimiento en proyectos anteriores ha generado desconfianza.

“Se firmaron muchos contratos con proyectos que después no se construyeron. Eso dañó la confianza del mercado y exige hoy más seriedad en el planteamiento inicial”, concluye Alemán, quien considera que el sector debería avanzar hacia una mejor comprensión del funcionamiento del mercado, incorporar herramientas de gestión de riesgo más sofisticadas y profesionalizar las estructuras desde etapas tempranas para evitar la cancelación de iniciativas.

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Desarrollar un proyecto eléctrico en Perú podría tomar entre dos y cuatro años desde la etapa de factibilidad hasta alcanzar el estado de ready to build, confirman especialistas del Estudio Rodrigo, Elías & Medrano Abogados. Si bien el país ya cuenta con 105 proyectos eólicos y solares con Estudio de Pre-Operatividad aprobados que suman 23077 MW, el proceso de implementación de proyectos eléctricos implica múltiples fases y desafíos, desde la evaluación técnica y ambiental, la tramitación de permisos, la consulta previa, la negociación con comunidades hasta la obtención de financiamiento.

“No es que toda esa potencia se vaya a ejecutar. Muchos proyectos enfrentan grandes dificultades para obtener los permisos necesarios para alcanzar la fase “ready to build”. Luego, el desafío es conseguir el financiamiento, para lo cual, necesitan asegurar sus flujos futuros a través de contratos de venta de energía”, enfatizó Margarett Matos, Senior Associate Lawyer del estudio, en diálogo con Energía Estratégica.

Y explicó que uno de los principales desafíos es la superposición de proyectos en las áreas donde se concentran los recursos renovables. “En regiones como Ica y Arequipa, donde se ubican mayoritariamente los proyectos solares y eólicos, también existen concesiones mineras o áreas reservadas, lo que puede generar conflictos y demoras”, señaló Matos.

En la fase inicial, es indispensable realizar un estudio catastral exhaustivo para identificar la viabilidad del terreno y prevenir situaciones de concurrencia u oposición, ya que estas podrían frenar la obtención de la concesión eléctrica. Además, se debe evaluar la factibilidad técnica, considerando los puntos de conexión disponibles para evitar congestiones, curtailment y aprovechar eficientemente los recursos energéticos.

La tramitación de la certificación ambiental es uno de los pasos más críticos, que podrían generar demoras, si no se planifica oportunamente. Para los proyectos solares y eólicos, el trámite debe realizarse ante la Dirección General de Asuntos Ambientales del Ministerio de Energía y Minas. “Primero se debe determinar la clasificación anticipada del proyecto y luego obtener los términos de referencia, que son los lineamientos mínimos del expediente ambiental. Antes, este proceso podía demorar aproximadamente 30 días solo para definir los términos, lo que retrasa el resto de los permisos”, explicó Natalia Zúñiga, Asociada de Rodrigo, Elías & Medrano Abogados.

Recientemente, el Gobierno peruano aprobó una resolución ministerial con términos de referencia específicos para proyectos eólicos y solares, lo que representa un avance importante. “Esta medida demuestra una intención política de acelerar los procesos y que los proyectos renovables eventualmente se conviertan en el centro de la matriz energética”, destacó Zuñiga.

Sin embargo, aún existen aspectos pendientes. Por ejemplo, faltan lineamientos para el procedimiento de actualización del instrumento de gestión ambiental en el sector eléctrico, lo que genera incertidumbre en los titulares. «En la práctica, faltan reglas claras para dar predictibilidad sobre cuándo procede la figura de la actualización de los instrumentos de gestión ambiental», advirtió Zúñiga.

Otro avance reciente es la creación del diagnóstico arqueológico de superficie, un mecanismo que reemplaza al antiguo certificado de inexistencia de restos arqueológicos. Este nuevo procedimiento permite que un arqueólogo colegiado certifique la no existencia de restos en el área del proyecto, sin necesidad de aprobación previa del Ministerio de Cultura. 

«Es un paso positivo que ayuda a reducir tiempos en la ruta de obtención de permisos previos a la construcción del proyecto; sin embargo, aún falta ver cómo se aplicará esta figura en la práctica y los retos que implicará, considerando que con esta figura no se obtendrá un pronunciamiento formal de aprobación”, indicó Zúñiga.

El aspecto financiero es otro desafío crítico.  “El mercado spot es muy volátil, y eso impide que los proyectos puedan tomar decisiones de inversión sólo basados en ventas enel mercado spot”, advirtió Matos y señaló que en 2023, el costo marginal en Perú alcanzó un pico de 285,5 soles en horas punta (80 dólares), pero actualmente ronda los 116,59 soles (unos 30 a 35 dólares).

Cabe recordar que desde 2015, el gobierno peruano no realiza subastas específicas para renovables. Sin embargo, a inicios de este año se publicó un cambio normativo clave que modificó la Ley 28832, permitiendo separar la comercialización de la potencia firme de la energía firme, que genera señal clara para los inversores, aunque todavía falta reglamentar cómo aplicarán las distribuidoras estos cambios.

 Antes, los proyectos renovables sólo podían vender energía hasta la energía firme y  potencia firme reconocida, lo que limitaba su capacidad de comercialización directa con clientes finales. “Es fundamental que se definan reglas claras para los contratos de largo plazo, especialmente en el mercado regulado, donde las distribuidoras tienen contratos próximos a vencer”, afirmó Matos.

La expansión de proyectos renovables también enfrenta limitaciones en la infraestructura de transmisión. Según el plan de transmisión del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), hacia 2033 se prevén congestiones en la red eléctrica incluso bajo condiciones normales de operación. Aunque el COES detalla en su plan las nuevas líneas necesarias y los refuerzos de capacidad, especialistas advierten que no será viable que los proyectos de transmisión lleguen a ejecutarse antes del inicio de operación comercial de los proyectos renovables (RER). Esto crea un riesgo real de cuellos de botella en puntos críticos del sistema eléctrico, advirtió Matos.

“En Perú rige el principio de open access, es decir, todos los proyectos pueden conectarse a las redes salvo que no haya capacidad disponible. En ese caso, deben hacerse obras de reforzamiento, pero hoy esas obras no están aseguradas para que se realicen en el tiempo que se requieren”, explicó Matos.

Finalmente, las especialistas subrayan que falta definir otros aspectos normativos claves como los servicios complementarios, el almacenamiento con baterías y la generación distribuida comercial-industrial. “El proyecto de reglamento de generación distribuida que se ha discutido se enfoca en el segmento domiciliario, pero falta avanzar en regulación para mediana escala, donde ya hay varios proyectos en cartera”, apuntó Matos. Además, advirtió que se necesita un reglamento para servicios complementarios que garantice la estabilidad del sistema con más renovables.

Para el sector privado, estas definiciones serán determinantes. “El Gobierno ha mostrado intención política de avanzar en la transición energética, pero con el contexto electoral y los cambios políticos es difícil prever cómo evolucionarán estas normas”, concluyeron las especialistas.

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Ante la posible salida de Iberdrola en México, la presidenta Claudia Sheinbaum Pardo aseguró que el país mantiene condiciones claras y seguras para la inversión privada en generación eléctrica, con el 46% del mercado aún disponible para actores no estatales.

Durante su conferencia matutina del 24 de julio, Sheinbaum fue consultada por rumores que indican que la empresa española habría contratado a Barclays, compañía financiera, para vender 15 plantas, principalmente de energías renovables, por unos 4.700 millones de dólares. La presidenta reconoció que es información no fue confirmada aún y señaló que “la Secretaría de Energía informó que Iberdrola tenía una serie de inversiones que quería hacer en México”.

Si bien Iberdrola aún no ha emitido comentarios oficiales sobre la operación, la venta prevista incluiría activos de ciclo combinado y plantas renovables distribuidas en 12 estados, lo que marcaría una salida total de la firma, históricamente una de las más activas en el país. Según los rumores, la empresa estaría reorientando sus inversiones hacia mercados con marcos regulatorios más estables, como Estados Unidos y Reino Unido, apostando por la digitalización de redes y proyectos de transición energética.

Ante este escenario, Sheinbaum advirtió que, de confirmarse la salida, no está vinculada a la certeza jurídica. «La inversión privada en generación eléctrica es viable, está muy claro cuáles son las reglas actuales para que puedan desarrollarse, lo que pedimos es que las sociedades de autoabasto se pongan en regla”, declaró. 

Además, la mandataria enfatizó en que el modelo mexicano permite a los privados generar energía y venderla tanto a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como al mercado eléctrico mayorista, en un marco que prioriza la incorporación de tecnologías limpias: “Hay cerca de 6000 MW en donde pueden generar eso. Y la Secretaría de Energía está abriendo todos los mecanismos para que eso sea posible”, puntualizó.

Cabe recordar que a principios de 2024, durante el gobierno de López Obrador se adquirieron 13 plantas de la energética española por 6.200 millones de dólares, la transacción fue celebrada por el entonces presidente como una “nueva nacionalización” del sector. Sobre esto, la actual mandataria aseguró: “Se compraron para que CFE tuviera el 54% de la generación eléctrica, no es solamente un asunto de convicción, es por la estabilidad del sistema eléctrico nacional”.

Consultada sobre la posibilidad de que el Estado repita la operación de 2024 y adquiera las plantas en venta, Sheinbaum aclaró que “no lo tenemos contemplado, pero tampoco niego que pudiera plantearse una posibilidad”.

Uno de los temas de mayor tensión ha sido el sistema de sociedades de autoabasto, que Sheinbaum califica de ilegales aún con las reformas energéticas de gobiernos anteriores: “Una cosa es el autoabasto propio. Pero es muy distinto que pongas generadores eólicos en el sureste y le vendas energía a una tienda en Nuevo León usando las líneas de la CFE y pagando muy poco por ello”, aclaró.

Ya en 2021, el presidente Andrés Manuel López Obrador había anticipado la necesidad de renegociar los contratos de autoabasto, señalando que su origen burlaba el mandato constitucional que reservaba la generación al Estado. Fue este modelo el que sustentaba gran parte de la operación de Iberdrola en el país.

La presidenta actual aseguró que van a investigar si la información es certera y concluyó: “Hay muchas empresas que tienen deseos de seguir participando en la generación eléctrica en México”.

Proyectos históricos y desinversión: de pionera en subastas a retirada

La historia de Iberdrola en México no es menor. Desde su llegada, la compañía invirtió más de 5.000 millones de dólares en el país y operó instalaciones en al menos 12 estados.

En 2017, fue la primera empresa privada en participar como compradora en una subasta de largo plazo, un paso inédito que, en su momento, marcó su compromiso con la liberalización del sector eléctrico. Además, llegó a operar capacidad instalada cercana a los 9000 MW a través de centrales de ciclo combinado, fotovoltaicas y eólicas.

En 2023, Iberdrola también anunció una inversión de 1.000 millones de dólares para un proyecto solar en Nuevo León, aunque tras la venta masiva de activos en 2024, ese tipo de anuncios desaparecieron de su portafolio público.

Actualmente, Iberdrola México dispone en el país una capacidad instalada de más de 2,6 GW, a través de seis parques eólicos, tres parques fotovoltaicos y seis centrales de cogeneración y ciclo combinado. La posible venta significaría una fracción significativa del 45% restante que mantenía en el país, lo que en efecto podría ser interpretado como su retiro definitivo del mercado mexicano.

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América Latina y el Caribe han instalado 2,5 GW en sistemas de almacenamiento energético hasta junio de 2025, de acuerdo con una nota técnica publicada por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). Esta cifra, que incluye diferentes tecnologías, tiene un componente dominante: el 60% corresponde a sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems).

“Las baterías de ion-litio son la tecnología más implementada, debido a su modularidad, disponibilidad en el mercado y facilidad de instalación”, se detalla en el documento.

En este escenario, Chile lidera la región con más de 1005 MW de capacidad BESS en operación. A este volumen se suman cinco sistemas actualmente en pruebas, que representan otros 571 MW de potencia y 2378 MWh de energía almacenada. Entre los proyectos más ambiciosos destaca el “Oasis de Atacama”, de Grenergy, con una proyección de 11 GWh de almacenamiento.

A continuación, Brasil ocupa el segundo puesto con 171,25 MW de BESS en operación. Según datos de la consultora Greener, en 2024 el país incorporó 269 MWh adicionales, lo que implicó un crecimiento del 29% interanual. Gran parte de esta capacidad abastece sistemas aislados, especialmente en regiones con difícil acceso a la red.

México, El Salvador y Argentina también muestran avances importantes, con 192 MW, 64 MW y 17,5 MW respectivamente. Al mismo tiempo, otros países como Honduras, Perú y República Dominicana han dado pasos iniciales, insertándose en una tendencia regional que se acelera.

El rol estratégico del almacenamiento y sus desafíos

Aunque los números aún estén lejos de los grandes mercados internacionales, los proyectos en funcionamiento ya evidencian su valor estructural.

“El almacenamiento permite suavizar curvas de generación, desplazar carga y ofrecer servicios como regulación de frecuencia o arranque en negro”, explicó Medardo Cadena, autor del informe y asesor del Secretario Ejecutivo de OLADE.

Además de los beneficios técnicos, el almacenamiento contribuye a reducir la dependencia de combustibles fósiles, mejorar la eficiencia operativa y posponer inversiones costosas en infraestructura eléctrica.

En palabras de Cadena, “se trata de una herramienta estratégica que permite transformar los sistemas eléctricos en estructuras más sostenibles y resilientes”.

Sin embargo, los desafíos son múltiples. El primero es regulatorio: en numerosos países, aún no se define si el almacenamiento debe clasificarse como generación, consumo, transmisión o un servicio independiente. A esto se suma la ausencia de mecanismos que reconozcan económicamente los servicios prestados, lo que representa una barrera para el financiamiento privado.

“La falta de reglas claras y estables genera un entorno de alto riesgo e incertidumbre para los inversionistas”, se advierte en el documento.

Por otro lado, los altos costos de capital (CAPEX), la necesidad de adaptar redes eléctricas y la escasez de programas de incentivo específicos limitan la escalabilidad de la tecnología en varios mercados. Frente a este escenario, OLADE recomienda implementar marcos normativos claros, impulsar la inversión en I+D, y promover esquemas de financiamiento innovadores.

En cuanto a la diversificación tecnológica, el documento señala que, si bien los BESS dominan actualmente, otras alternativas cobran fuerza. El almacenamiento por bombeo hidráulico representa aproximadamente el 40% del total instalado en la región, con presencia significativa en Argentina y Brasil. También se exploran tecnologías emergentes como el almacenamiento térmico, el hidrógeno verde y sistemas gravitacionales, aún en etapas iniciales.

Por último, se anticipa un crecimiento sostenido en proyectos híbridos que integren almacenamiento con generación solar o eólica, así como una expansión del modelo descentralizado, especialmente en áreas rurales, insulares o no interconectadas.

“Estas experiencias han abierto el camino para nuevos modelos de negocio, esquemas de financiamiento y reformas regulatorias”, subraya Cadena.

De cara al futuro, la región necesita consolidar una visión estratégica compartida que articule al sector público, la iniciativa privada y los organismos multilaterales.

Tal como sostiene Andrés Rebolledo Smitmans, Secretario Ejecutivo de OLADE, “la integración del almacenamiento debe ser una prioridad si se desea avanzar hacia una transición energética justa y efectiva”.

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La falta de acceso a crédito ha sido una de las barreras más significativas para el desarrollo de proyectos solares en Colombia, incluso cuando estos ya cuentan con viabilidad técnica.

En este contexto, Asomicrofinanzas, Bancóldex, el Fondo Nacional de Garantías y la Asociación Colombiana de Energía Solar (ACOSOL) firmaron un memorando de entendimiento para facilitar la financiación de iniciativas de autogeneración y generación distribuida, principalmente en zonas con necesidades energéticas apremiantes y potencial productivo.

El acuerdo pone especial atención en las microempresas, que representan cerca del 90% del tejido empresarial colombiano y que, por lo general, operan con recursos limitados en sectores como el comercio, la agricultura y los servicios.

Este tipo de proyectos energéticos puede significar una reducción sustancial de costos operativos y un aumento en su competitividad, particularmente en áreas rurales o con infraestructura eléctrica deficiente.

Contempla la financiación de proyectos de hasta 2 MW, sin una capacidad mínima establecida, y sin requerimientos obligatorios de almacenamiento.

“Lo importante es que el proyecto cumpla con la normativa y las especificaciones requeridas”, aclaró el presidente de ACOSOL, Miguel Hernández.

Esto implica, por ejemplo, que las instalaciones deben ajustarse al Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE), así como a las disposiciones vigentes sobre autogeneración y generación distribuida en Colombia, sin que sea obligatorio incorporar almacenamiento u otros componentes adicionales.

En diálogo con Energía Estratégica explica que el acuerdo establece un modelo de colaboración entre entidades públicas y privadas, en el que los recursos serán provistos por Bancóldex, las garantías por el Fondo Nacional de Garantías y la banca tradicional actuará como canal de desembolso, pero con requisitos previamente filtrados.

La iniciativa, conocida como ‘Alianza solar por la transición energética’, se alinea con el objetivo nacional de reducir en un 51% las emisiones de gases de efecto invernadero para 2030, conforme a la Ley de Acción Climática.

¿Cuáles son los detalles del financiamiento?

El próximo 29 de julio, Bancóldex compartirá con los afiliados de ACOSOL las primeras líneas de crédito disponibles. A partir de esa fecha se conformarán mesas técnicas para diseñar nuevas líneas de financiamiento más adaptadas a los perfiles de usuarios.

“Con la firma de este acuerdo damos inicio a la socialización y a partir de ahí conformaremos mesas técnicas que nos permitan diseñar esquemas más eficaces y accesibles de financiación”, describió Hernández.

¿Dónde se aplicará este programa?

El acuerdo tiene como alcance todo el territorio nacional. Serán priorizadas aquellas zonas con alta vulnerabilidad energética y potencial productivo, que serán el foco de las estrategias de despliegue y capacitaciones técnicas lideradas por ACOSOL.

Regiones como la Costa Caribe, los Llanos Orientales y el suroeste colombiano enfrentan altos niveles de interrupciones en el suministro eléctrico, por lo que la energía solar puede representar una alternativa descentralizada, sostenible y resiliente que potencie el desarrollo productivo local.

La articulación entre el sector solar, el ecosistema financiero público y las entidades microfinancieras marca un precedente en Colombia. Este modelo de cooperación busca derribar obstáculos históricos y podría convertirse en referencia regional para replicar en otros países de América Latina.

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La Provincia de Buenos Aires impulsa la expansión del Plan de Generación Distribuida Solar con cinco nuevos proyectos en las localidades de Pipinas (Punta Indio), 16 de Julio (Azul), Pehuen-Co (Coronel Rosales), San Cayetano y Alberti.

Hoy, 25 de julio el Programa de Incentivo a la Generación Distribuida (PROINGED) realizará el llamado a licitación para la instalación de cinco nuevos parques solares fotovoltaicos en el marco del Plan de Generación Distribuida Solar, implementado conjuntamente por la Subsecretaría de Energía del Ministerio de Infraestructura y el Foro Regional Eléctrico de la Provincia de Buenos Aires (FREBA), en un trabajo conjunto con la la Dirección Provincial de Energía para la identificación y selección de las nuevas locaciones.

Los nuevos parques proyectados abarcan potencias que van de 300 kWp a 1 MWp, de los cuales San Cayetano y Pehuen-Co incluirán además acumulación en banco de baterías de litio, dada las particularidades de sus demandas que implican atención de picos de consumo en horarios nocturnos. 

Estos nuevos parques solares se sumarán a los 26 que ya se encuentran en funcionamiento en diferentes puntos de la provincia y al sistema Híbrido de la Isla Martín García, lo que dará como resultado una potencia solar instalada de 11.5 MWp en distintas localidades de la provincia.

Potencias de cada parque

• Pipinas: 300 kWp
• 16 de julio: 300 kWp
• Alberti: 500 kWp
• San Cayetano 400 kWp + acumulación en banco de baterías de litio de entre 800 y 1.000 kWh
• Pehuen- Co: 1000 kWp + acumulación en banco de baterías de litio de entre 2.000 y 3.000 kWh

El objetivo de sumar generación fotovoltaica en la Provincia es ofrecer soluciones energéticas sustentables en localidades que presentan condiciones críticas en la red de distribución eléctrica, especialmente aquellas ubicadas en puntas de línea de distribución. 

Esta estrategia permite:

• Mejorar la calidad del servicio eléctrico local en plazos breves de ejecución.
• Inyectar energía cerca de los centros de consumo, reduciendo pérdidas por transporte.
• Sustituir generación diésel por energía renovable.
• Aumentar la oferta eléctrica para impulsar emprendimientos productivos y el desarrollo local y regional.
• Mejorar la calidad del servicio eléctrico local, en tiempos de ejecución y puesta en servicio menores a las alternativas tradicionales y permitiendo diferir obras de mayor envergadura y plazos de ejecución, como lo son las obras de Alta Tensión.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) publicó un anteproyecto que podría transformar el esquema de permisos de generación en México para proyectos de autoconsumo interconectado de entre 0,7 y 20 MW. Esta nueva normativa habilitaría un trámite simplificado que, según los especialistas, representa una señal clara para el sector industrial, con un impacto directo en la agilización de procesos y la reactivación de inversiones.

«La industria necesita más capacidad ya que las redes están muy limitadas, esta medida es un instrumento que puede fomentar el crecimiento del sector», señaló Paolo Salerno, Managing Partner de SAENERGIA, en diálogo con Energía Estratégica, y aseguró que: esta medida envía señales claras a la industria: “El mercado no está paralizado, sigue avanzando”. 

El objetivo del cambio regulatorio es agilizar los procesos administrativos y facilitar la autorización de proyectos de autoconsumo, una figura clave en un contexto de alta demanda energética. La nueva normativa se alinea con la Ley del Sector Eléctrico y la Ley General de Mejora Regulatoria, que promueven políticas de simplificación administrativa y fortalecimiento de capacidades tecnológicas.

El nuevo esquema firmado por Juan Carlos Solís Ávila, director general de la CNE, es similar al permiso de abasto aislado que existía previamente, pero con una diferencia central: ahora el límite de capacidad está acotado a un rango de 0,7 a 20 megavatios.

El nuevo modelo elimina la necesidad de un permiso tradicional de generación para proyectos en este rango de potencia, lo que permitiría a las empresas acceder a un trámite mucho más ágil. «La gran diferencia con la normativa anterior es la velocidad. Esto va a liberar de una forma más rápida el otorgamiento de permisos», aseguró el representante de SAENERGIA.

Los principales beneficiarios de este cambio serán los parques industriales y el sector manufacturero, que enfrentan actualmente restricciones debido a la limitada capacidad de transmisión y distribución eléctrica. «La industria será el actor que más se va a  favorecer con este reglamento, puede fomentar el aumento de su capacidad y creo que es uno de los sectores que más impulso va a tener en este sexenio», señaló Salerno.

En términos de plazos, el proceso tradicional puede demorar entre 18 y 24 meses aproximadamente. Si bien no hay definición de cuáles serán los tiempos específicos para que la autoridad resuelva las solicitudes, la expectativa con el nuevo esquema es que se minimicen, y  si se lograra reducir a un año, sería un «excelente resultado» bajo la mirada del entrevistado.

Sin embargo, el ejecutivo advirtió que aún falta camino por recorrer. Aunque el anteproyecto fue presentado ante la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER), y aprobado por el Comité Técnico de la Comisión Nacional de Energía el 7 de julio de 2025, entrará en vigor tras la publicación de los nuevos reglamentos del sector eléctrico, la cual se espera para septiembre.

El acuerdo establece requisitos claros para acceder al trámite simplificado: se deberá presentar información técnica del proyecto, diagrama unifilar, plan de financiamiento, acreditación de experiencia en proyectos similares y los resultados del Estudio de Impacto del Centro Nacional de Control de Energía.

Además, para los sistemas de generación intermitente como la eólica o la solar, los desarrolladores necesitan indicar si se cuenta con respaldo propio o contratado, e inyectar energía a la Red Nacional de Transmisión o Redes Generales de Distribución.

Más allá de la simplificación de permisos, la industria pone el foco en la necesidad de fortalecer la infraestructura de transmisión y distribución. En este sentido, la reciente estrategia de fortalecimiento del Sistema Eléctrico Nacional (SEN)  publicada por el Gobierno es vista como un complemento fundamental. «El gobierno está haciendo un esfuerzo importante, pero la industria privada también tiene que ver cómo apoyar. Es fundamental contar con estos documentos estratégicos para tener claridad hacia dónde va el país», apuntó Salerno.

«El anuncio es un mensaje positivo para el sector. Pero hasta que no se publique el reglamento, no hay proceso completo», aclaró.

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En el proceso de calificación de instalaciones de transmisión parece haber una indiscutida sintonía en la industria eléctrica, aún más, incluso el legislador estuvo de acuerdo en que es necesario revisar ciertos aspectos. El Diálogo ACEN “Líneas de transmisión dedicadas y zonales: ¿hay que ajustar el reglamento que las califica?”, que se realizó el 23 de julio, reflejó esa unanimidad con matices por supuesto entre los cuatro gremios directamente involucrados.   

Quizás la más citada fue la palabra estabilidad, cuya falta, según ACEN, se puede convertir en una barrera hacia los clientes elegibles al tomar decisiones. El contexto legal fue abordado en la intervención inicial por Javiera Méndez, socia y directora ejecutiva en Valgesta Legal, quien remarcó que la función y la definición original de las líneas tiene que seguir estando en el centro de la calificación.

“Hoy día no cambia la funcionalidad de una línea zonal, sigue siendo de servicio público, si es que su principal función es abastecer a los clientes en zonas de distribución. Bajo esa lógica, recalificarla cada cuatro años genera una serie de inconvenientes y no se justifica. Lo que está sucediendo es que son los propios clientes regulados elegibles, que hoy día son más dada la baja de umbral a 300 kilos, quienes por optar por tarifas más baratas en generación están cambiando el guarismo de las líneas de uso mixto”, sostuvo Méndez.

Por su lado, Andrés Vicent, Director de Regulación y Estudios en Empresas Eléctricas, comentó que a veces es necesario una recalificación “porque la topología de la red de transmisión cambia. Estamos en un mundo dinámico donde es necesario cada cierto tiempo revisar y pensar, dada la mecánica y las dinámicas del mercado y de los clientes»

«Ahora, con la frecuencia y volatilidad que se está viendo, ahí creemos que no. Todos se ven perjudicados en una recalificación permanente que genera inestabilidad, incertidumbre, volatilidad y eso en la toma de decisiones de las inversiones es aún más complejo”, agregó. 

Según Jorge Candia, Director de Estudios y Regulación en Transmisoras, esto se relaciona con la vocación funcional de las instalaciones de transmisión, “si tengo instalaciones que son calificadas para abastecer demanda regulada, no tiene sentido que cada 4 años se tenga que recalificar según la capacidad instalada de agentes que decidieron entrar al mercado y cambiaron totalmente la posición de agentes incumbentes que no participaron de esa decisión. El problema es la variabilidad que tiene el guarismo para la calificación de esas instalaciones. Por parte de Transmisoras, no nos hace sentido muchas veces que este guarismo dependa por ejemplo de la capacidad instalada y no de la generación real, en un contexto de transición energética donde tenemos mucha generación renovable variable”. 

Añadió que las decisiones que toman los últimos clientes pueden terminar impactando a todo el resto de los clientes incumbentes porque, nuevamente, modifican este guarismo que es variable en el tiempo dependiendo de las decisiones de generación y de la demanda. “Buscamos que la recalificación sea acotada, sea previsible e idealmente sea invariable. Buscamos una previsibilidad y una estabilidad en los umbrales que se utilizan en la recalificación”, enfatizó.

El Secretario Ejecutivo de ACEN, Eduardo Andrade, explicó que el Decreto 10 estableció que aquellas instalaciones que sean utilizadas por clientes libres en más de un 51% pasan a ser instalaciones dedicadas. Antes ese guarismo era 90%, por lo tanto, ello daba más estabilidad a la calificación. “El guarismo no depende de una ley, basta con una definición de alguien que esté inmerso en la redacción del decreto para cambiarlo”.      

Sin duda, según Javier Bustos, Director Ejecutivo de Acenor, “aquí hay un riesgo, una incertidumbre que los actores no lo están pudiendo gestionar y esto genera ineficiencias. Nuestra regulación debería avanzar es no complicarles la vida a los clientes. Coincido en que hay que buscar algún equilibrio que vaya más en la lógica del nuevo sistema eléctrico que tenemos y con foco en las necesidades del cliente”. 

En tanto, Andrade señaló que la visión de ACEN es que la Ley y el Reglamento fueron bastante claros en señalar qué instalaciones tenían que ser de cada uno de estos segmentos. “La Ley dice que pertenecen a estos segmentos aquellas instalaciones que están dispuestas esencialmente. De acuerdo con la Real Academia Española (RAE), dispuestas esencialmente son aquellas cosas que fueron construidas para. No se está hablando del uso posterior, sino que del uso original. Conforme a esa interpretación de la Ley, nuestra posición es que las instalaciones de transmisión zonal fueron construidas para atender a usuarios en servicio público, por lo tanto, independiente del uso posterior de la línea eso es algo invariable. Lo que fue construido para atender a clientes regulados, independiente del uso que se les dé posteriormente, tiene que continuar siendo calificado en esa instancia”.

Más aún, puntualizó que la Ley es clara al señalar que solamente hay una condición bajo la cual puede ser recalificada y se refiere específicamente a instalaciones de transmisión dedicadas que han sido objeto de algún tipo de ampliación, modificación definida por los planes de expansión. En ese caso, tiene que pasar a ser parte de alguno de los otros segmentos ya sea transmisión nacional, zonal o de polo de desarrollo. 

Añadió que la mirada de ACEN “es que la calificación sencillamente no se puede estar recalificando. El día de mañana cuando tengamos niveles de elegibilidad más bajo, ósea niveles de potencia conectada más bajos, este problema se nos va a presentar de nuevo, más allá del ajuste que podamos hacer a este guarismo. Si avanzamos en el mercado libre podría darse en un futuro, usando la metodología actual, que todas las instalaciones pasarían a ser dedicadas”.    

En la oportunidad, remató los comentarios anteriores Paulina Muñoz, Jefa de Gestión de Infraestructura del Departamento Eléctrico de la Comisión Nacional de Energía, quien indicó que para la CNE “el proceso de calificación es un proceso que es necesario que esté contenido dentro de la regulación del sistema».

«Obviamente hay que evaluar y hacer algunas mejoras. Su periodicidad está en Ley, por lo tanto, es difícil de cambiar y creo que vamos a seguir un buen rato con el tema de cada cuatro años. Es evidente que hay que ir revisando la funcionalidad como para qué están dispuestas las instalaciones. Tenemos que reconocer que hay una evolución del sistema, no solamente por la calificación centralizada, sino que también cuáles han sido las decisiones de distintos actores y agentes que están presentes en el mercado. Eso también genera distintas condiciones, situaciones, para un montón de otros agentes. La forma, el guarismo son perfectibles. Tenemos el espacio para hacerlo. Ahora estamos en la modificación del Reglamento”, enfatizó.

Finalmente, Muñoz agregó que “sabemos que hay cosas que son perfectibles y otras que efectivamente se deberá modificar conforme a la Ley 21.721 que fue publicada en diciembre pasado. Reconocemos que acá hay un espacio, tenemos que hacer mejoras en los procesos”.

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Future Energy Summit (FES), prepara nuevas cumbres clave para Brasil, Perú, Colombia y Chile, donde se seguirán analizando oportunidades nuevos negocios en el camino de la transición energética con amplios paneles de debate y espacios exclusivos de networking.

FES continuará su gira 2025 de encuentros de profesionales del sector de las energías renovables tras lo hecho durante el semestre del año con eventos de Argentina, República Dominicana, México y España, que cada uno de ellos reunió a más de 400 líderes de la industria energética.. 

📌Más información: https://futurenergysummit.com/summits-fes/ 

Una de los puntos destacados es que todas las cumbres FES tuvieron y tendrán transmisiones virtuales, siendo la única plataforma de eventos que transmite gratuitamente todos sus encuentros a través de su canal oficial de YouTube. 

El objetivo de ello es impulsar el desarrollo de nuevas tecnologías y difundir las últimas novedades de la agenda renovable junto a periodistas especializados; como también conectar empresas y líderes para generar sinergias y networking de más alto nivel.

Por ejemplo, FES Argentina -realizado a fines de febrero- tuvo dos transmisiones en vivo a lo largo de ambos días de evento que suman miles de visitas e interacciones en simultáneo.

Además, dicho encuentro contó con la particularidad de que hubo un streaming con cobertura especial en vivo por parte de Energía Estratégica, unidad de Strategic Energy Corp, por el que pasaron CEOs, directores, expertos en energías renovables y funcionarios gubernamentales, y donde se analizaron los paneles de debate al momento. 

Bajo esa misma es que continuarán los próximos eventos organizados por FES para lo que resta del año. La próxima cita será el 6 de agosto con el webinar “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025” (inscripciones abiertas), dedicado a uno de los mercados renovables más grandes del mundo, que está a la espera de nuevos acontecimientos para avanzar en su transición energética, como la subasta de reserva de capacidad con baterías, las concesiones para parques eólicos offshore y las previsiones para las licitación de nueva energía A-5 que se celebrará el 22/8 del presente año. 

📌Más información: https://futurenergysummit.com/summits-fes/ 

Perú será el siguiente destino presencial en Latinoamérica, y la primera vez que Future Energy Summit llegará a dicho país. El lunes 29 de septiembre, FES Perú promete una importante convocatoria de stakeholders locales e internacionales, en un contexto de plena expansión de proyectos de generación y transmisión, sumado a la implementación de modificaciones legislativas y reglamentos que motivaría nuevas licitaciones.

Casi un mes más tarde será el turno de FES Colombia, los días 21 y 22 de octubre, quinta edición en el país que se realizará el mismo año en el que el Ministerio de Minas y Energía adelantó un paquete de 19 medidas para destrabar proyectos renovables y agilizar solicitudes de puntos de conexión, a la par que se inició un proceso de la nueva subasta de expansión del cargo por confiabilidad, con el objetivo de promover la entrada de nuevos parques al sistema durante el periodo 2029-2030.

Mientras que la gira 2025 de Future Energy Summit se cerrará el 26 y 27 de noviembre en Santiago, Chile, pocos días después de las elecciones presidenciales del país para el período 2026-2030; por lo que la cuarta edición de FES Chile será crucial para conocer el rumbo de la transición energética que tomará el país por los próximos años, incluyendo la participación de sistemas BESS, aceleración de permisos sectoriales y los resultados de licitación de suministro 2025/01 para clientes regulados por 1680 GWh. 

Y tantos esas transmisiones como todas aquellas de FES Argentina, FES Caribe, FES México y FES Iberia quedarán disponibles en el canal oficial de YouTube de Future Energy Summit para que cualquier persona pueda revivir y volver a disfrutar de los más de cientos de disertantes en diversos paneles de debate, en los que se abordaron las perspectivas 2025, el futuro de proyectos renovables, tendencias, tecnologías emergentes y el rol de las mujeres para un virtuoso desarrollo del sector, entre otros puntos.

Para consultas por entradas o patrocinios comunicarse con commercial@strategicenergycorp.com. ¡No se pierda la oportunidad de participar! ¡Nos vemos en FES!

📌Más información: https://futurenergysummit.com/summits-fes/ 

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El sector renovable de Chile está a la espera de nuevas licitaciones de suministro a largo plazo para clientes regulados, que aporten previsiones de cara a los próximos años. 

Si bien este año la Comisión Nacional de Energía (CNE) ya tiene prevista una convocatoria de corto plazo por 1680 GWh, para abastecer las necesidades de los clientes regulados a partir de 2027 hasta el cierre del 2030, desde la industria eléctrica aseguran que pronto se reactivarán las subastas para mayores períodos de suministro. 

“La CNE trabaja en licitaciones de largo plazo, con inicio de suministro entre el 2030 y el 2031. Incluso hay un llamado a participar en una mesa de discusión, con el objetivo de perfeccionar las bases y que las licitaciones sean más atractivas para los clientes y generadores”, informaron fuentes del sector en diálogo con Energía Estratégica. 

Y cabe recordar que, según el informe final de licitaciones 2024, existe un volumen total de 20500 GWh a subastar en seis procesos distintos, que se ejecutarían entre 2026 y 2028. Mientras que los proyectos adjudicados deberán entrar en operación y entregar energía a partir de 2029 en adelante, con un cronograma escalonado:

• En la licitación de 2026, se licitarán 1.300 GWh/año para abastecer la demanda desde 2029, 1.000 GWh/año a partir de 2030 y 3.400 GWh/año desde 2031.
• La subasta de 2027 prevé 1.800 GWh/año para 2032 y 7.000 GWh/año a partir de 2033.
• La convocatoria de 2028, se subastarán 6.000 GWh/año con inicio de suministro en 2034.

Estas licitaciones de suministro no sólo apuntarían a cubrir nueva demanda, sino también a reemplazar contratos caídos correspondientes a procesos anteriores, situación que está reconfigurando la planificación energética del país.

Es decir que el proceso incluye un componente particular a comparación de otros años: la relicitación de contratos desistidos por empresas adjudicatarias que decidieron no ejecutar los proyectos por diversos motivos. 

«Por las razones que sean, la CNE hace cobro de la garantía respectiva con la aprobación de las distribuidoras y se da por terminado anticipado el contrato o no iniciado, dependiendo del PPA. Y ese volumen de energía que quedó vacante deberá ser nuevamente licitado», explicaron fuentes del sector renovable.

Una estrategia integral para el mercado eléctrico

Desde la CNE se plantea esta serie de licitaciones como una estrategia integral que servirá de termómetro para conocer el nivel de interés del mercado por los contratos de largo plazo bajo la modalidad de PPA regulados. Aunque los procesos son diferentes entre sí, forman parte de un mismo plan estructurado.

«La idea es que este proceso sirva como un test respecto al apetito que hay con los PPA regulados», aseguraron desde la industria eléctrica. Esto permitirá evaluar cómo responde el mercado a las oportunidades de contratación de suministro a largo plazo, un factor clave para la estabilidad del sistema eléctrico chileno.

En paralelo, la mesa de discusión técnica convocada por la CNE tendrá la misión de revisar y mejorar las bases de licitación, con el objetivo de aumentar la competitividad de los procesos y atraer mayor participación tanto de clientes como de generadores. «Se trata de procesos distintos, pero que pueden ser vistos bajo la misma estrategia», remarcaron las fuentes del sector renovable.

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José Irastorza, business development director de Risen Energy, brindó una entrevista exclusiva en el marco de FES Iberia 2025, uno de los principales foros de discusión técnica y comercial del sector energético iberoamericano, donde reveló los principales avances tecnológicos de la compañía en módulos fotovoltaicos y almacenamiento, con una hoja de ruta clara hacia la alta eficiencia y la flexibilidad operativa para el segmento comercial e industrial.

“Hemos certificado una célula de 30,99% de eficiencia”, subrayó sobre la tecnología que permite el desarrollo de módulos de hasta 850 vatios pico (Wp) por unidad. Este avance se sustenta en la tecnología HJT Tandem con perovskita, una línea iniciada por la compañía en 2018 y que hoy ya comercializa módulos de 735 Wp, con una proyección escalable a partir de 2027.

Aunque mantienen producción en tecnología TopCon para mercados que lo demandan, el ejecutivo aclaró que “la apuesta completa va por la línea del HJT”, reafirmando así la estrategia a largo plazo de Risen Energy basada en eficiencia y diferenciación tecnológica.

Almacenamiento inteligente y soluciones C&I

El desarrollo de almacenamiento energético es el segundo gran eje de la compañía. En este terreno, Risen Energy ha rediseñado sus soluciones para ofrecer mayor densidad energética, eficiencia térmica y modularidad.

“Todos nuestros productos de gran escala han pasado a ser refrigerados por líquido”, afirmó Irastorza, permitiendo comprimir 5 MWh en contenedores de 20 pies, frente a los 40 pies previos.

Entre sus nuevas configuraciones destacan:

• Cabinas de 836 kWh para dos horas de respaldo.

• Un contenedor de 3,76 MWh para aplicaciones de una hora.

• El sistema Stackable, una solución modular de entre 42 y 120 kWh, diseñada especialmente para el mercado comercial e industrial (C&I).

Además, Risen Energy ofrece dos versiones all-in-one que integran PCS y protecciones, adaptándose a las distintas necesidades industriales.

“Tenemos una solución que reconecta en menos de 20 milisegundos para que no haya ningún pestañeo en la industria”, destaca el ejecutivo sobre las aplicaciones más sensibles a interrupciones eléctricas.

La compañía también ha innovado en los modelos de mantenimiento y garantías. Su Long Term Service Agreement (LTSA) ha sido optimizado, junto con una nueva garantía flexible basada en ciclos de uso, que se ajusta a las necesidades reales del cliente.

“El cliente español hoy no tiene claro cuál es la forma en la que va a capturar la mayor rentabilidad sobre su batería”, explica Irastorza, motivo por el cual buscan evitar ataduras contractuales inflexibles.

Europa y LATAM: expansión desde Madrid

Desde su base europea, Risen Energy coordina una estrategia de expansión en múltiples mercados clave, de modo que la compañía se ha preparado desde 2023 para abordar todos los mercados de LATAM y Europa desde Madrid.

En Europa, la empresa está activa en España, Portugal, Italia, Grecia, Irlanda, Benelux y Europa del Este, mientras que en América Latina tiene proyectos en Brasil, Chile y México, además de conversaciones en curso en otros países de la región.

No obstante, el ejecutivo reconoció que el crecimiento aún enfrenta obstáculos, principalmente la falta de marcos regulatorios y mecanismos de financiación que permitan avanzar más rápidamente en los desarrollos.

“De todo modos, siempre hay novedades en los clientes que te abren los ojos y alimentan el pensamiento”, afirmó el business development director, en referencia a los aprendizajes obtenidos en foros internacionales.

Dale play al video para ver la entrevista completa con José Irastorza de Risen

👉 Ver en YouTube: https://www.youtube.com/watch?v=Gx8LBnXCpRo

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El próximo 29 y 30 de julio, Montevideo será sede del XI Congreso LATAM Renovables “EnergIA Inteligente”, uno de los encuentros más influyentes del sector energético regional, organizado por la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER). 

El evento contará con la participación del recientemente electo presidente de Uruguay, Yamandú Orsi, en una señal clara del respaldo político que tendrá esta nueva edición, llamada a marcar hitos en la planificación energética del país y de América Latina.

“LATAM Renovables ya es un clásico, un punto de encuentro en el sector. Como cada año, nos juntamos actores del sector público, privado, académico y de la sociedad civil para confluir en un espacio de diálogo”, indicó Diego Oroño, presidente de AUDER, en diálogo con Energía Estratégica. 

El Congreso, que ha funcionado históricamente como espacio para anuncios oficiales y balances de gestión, se posiciona este año como una plataforma fundamental para abordar la necesidad de definir una hoja de ruta clara para la incorporación de nueva capacidad renovable en Uruguay. Con un modelo energético que ya alcanza un altísimo porcentaje de generación limpia, el país se enfrenta ahora al desafío de consolidar esa base con nuevas tecnologías y marcos regulatorios adecuados.

“El foco principal de este año se vincula con la inteligencia artificial (IA) y la energía. Ahí estamos dando una mirada de dos ejes. Por un lado, el potencial que tiene la IA como motor para generar una transición energética con las garantías de justicia y eficiencia que necesitamos. Por el otro, (1:06) los desafíos que implica, como el consumo de energía que le conlleva al sector energético un desafío adicional”, explayó Oroño. 

Entre las figuras destacadas que formarán parte de las jornadas se encuentran la ministra de Industria, Energía y Minería, Fernanda Cardona; el ministro de Ambiente, Edgardo Ortuño; y las presidentas de UTE y ANCAP, Andrea Cabrera y Cecilia San Román, respectivamente, quienes aportarán su visión sobre el momento actual del sector y los próximos pasos para fortalecer la transición energética.

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

Hidrógeno, generación distribuida y un debut estratégico

Uno de los ejes centrales del Congreso será el debate sobre proyectos vinculados al hidrógeno verde, una de las grandes apuestas del país para posicionarse como proveedor clave de energía limpia a nivel global. 

Junto a esta temática, se analizarán avances en generación distribuida, estrategias para ampliar la participación ciudadana en la producción de energía, y propuestas concretas sobre cómo mejorar los marcos regulatorios para facilitar nuevas inversiones.

En esta edición, y por primera vez en la historia del Congreso, se incluirá un panel exclusivo sobre almacenamiento con baterías, una tecnología considerada crucial para optimizar el uso de energías intermitentes como la solar y eólica. En un país donde más del 90% de la matriz eléctrica proviene de fuentes renovables, el almacenamiento representa el siguiente paso lógico para robustecer la estabilidad del sistema y maximizar el aprovechamiento de la energía generada.

Movilidad eléctrica: una prioridad estratégica

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

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

Diversidad, liderazgo joven y mirada de género

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

En línea con este enfoque inclusivo, también se realizará una actividad impulsada por la Asociación Uruguaya de Mujeres en Energía, cuyo objetivo es fomentar la incorporación de mujeres en el sector energético, así como en carreras vinculadas a la ciencia y la tecnología. Esta participación refuerza el compromiso del evento con una transición energética justa, diversa e inclusiva.

Con una agenda cargada de temas estratégicos y la presencia de las máximas autoridades nacionales, el Congreso LATAM Renovables se perfila como un espacio esencial para debatir, consensuar y trazar el futuro energético de Uruguay. Las discusiones no solo girarán en torno a las necesidades del presente, sino que también buscarán proyectar el país hacia los próximos desafíos: descarbonización del transporte, integración regional, exportación de energía limpia y consolidación de la seguridad energética.

En tiempos de transición global, el rol de Uruguay como ejemplo regional será analizado a fondo en este foro, que promete dejar definiciones clave para el mediano y largo plazo.

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El sector energético de Argentina sufrió un nuevo revés en un área clave: Osvaldo Rolando presentó la renuncia como interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE). 

La renuncia se dio el pasado miércoles 23 de julio ante el secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, y la secretaria de Energía de la Nación, María del Carmen Tettamanti. Y su salida se debe a “motivos estrictamente personales”, según informaron desde la cartera energética nacional y será efectiva a partir del 1 de agosto. 

Es decir que se irá luego de orientar el proceso Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) de los contratos de concesión de Edenor, Edesur, Transener y otras transportistas, lo que derivó en aumento de tarifas eléctricas y propuestas para mejorar el servicio. 

Lo que sorprende es que la renuncia llegó a menos de un año desde que asumió el cargo, ya que a fines de octubre del año pasado sustituyó a Darío Arrué como interventor del organismo con el aval de Daniel González y en medio de una seguidilla de cambios en áreas claves del sector energético de Argentina.

Y cabe recordar que el ahora ex N°1 del ENRE posee más de cuatro décadas en el sector eléctrico, incluyendo la presidencia en la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA) entre 2011 y 2015 y la titularidad de la Subsecretaría de Energía Térmica, Transporte y Distribución Eléctrica de la Nación entre 2015 y 2017.

Incluso, antes de ser confirmado como interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad fue uno de los principales asesores de la vicepresidencia de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA), en aquel entonces bajo la nómina de Mario Cairella, quien dejó dicho puesto en marzo del presente año (ver nota). 

Además, la salida del organismo que controla a las generadoras y transportistas de electricidad de todo el país -y a las distribuidoras Edenor y Edesur- se da pocos meses antes de la creación del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, producto de la unificación de ENRE con el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), conforme al Decreto 452/2025

Y el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad funcionará bajo la órbita de la Secretaría de Energía y será dirigido y administrado por un Directorio integrado por cinco miembros: presidente, vicepresidente y tres vocales, todos designados por el Poder Ejecutivo Nacional. 

Bajo ese contexto, todavía se desconoce quién reemplazará a Osvaldo Rolando como interventor del organismo o si su salida acelerará la unificación entre ENRE y ENARGAS para dar lugar a la nueva entidad que controlará y deberá dar cumplimiento a las obligaciones de la industria eléctrica y del gas natural. 

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ENGIE Chile festejó la puesta en marcha de tres parques de generación y almacenamiento de energía limpia, así como también anunció un importante hito para continuar construyendo un futuro más sostenible.

Se trata del inicio de construcción del Parque Eólico Pampa Fidelia, un nuevo proyecto que contará con 51 aerogeneradores, que sumarán 306 MW de capacidad, que será inyectada al Sistema Eléctrico Nacional.

Ubicado en la Reserva Eólica de Taltal, esta iniciativa podrá abastecer el equivalente a 300.000 hogares del país con energía 100% renovable, una vez que entre en operación comercial en el primer semestre de 2027. Esto contribuirá significativamente a la reducción de 91 mil toneladas de emisiones de CO2 al año.

“Solo en 2025 hemos logrado conectar 468 MW de energía verde a la matriz energética del país y hoy estamos contentos de celebrar este gran logro para nuestra compañía así como también para Chile anunciando un nuevo proyecto: el Parque Eólico Pampa Fidelia. Todo este trabajo es clave en nuestra ambición de contar con una capacidad instalada de 3.5 GW en 2027, de los cuales más de un 60% serán de energía renovable y almacenamiento. Nuestra transformación, de la mano de la salida del carbón, es mucho más que un plan, es una realidad”, sostuvo Juan Villavicencio, Managing Director Renewables & Batteries de ENGIE Chile y quien asumirá la Gerencia General de la compañía el próximo 1 de agosto.

Más energía renovable para Chile

En el evento, denominado “Más energía renovable para Chile”, la compañía celebró la entrada en operación comercial de BESS Tamaya, Parque Eólico Kallpa y BESS Capricornio. En conjunto, estos tres sitios ubicados en la región de Antofagasta y que fueron conectados al sistema durante este primer semestre de 2025, suman 468 MW de capacidad instalada.

La ceremonia fue liderada por Rosaline Corinthien, CEO de ENGIE Chile; y Juan Villavicencio, Managing Director Renewables & Batteries de ENGIE Chile; y contó con la presencia de la Seremi de Energía de la región de Antofagasta, Dafne Pino; la Seremi (S) de Salud, Leonor Castillo; la Seremi de Agricultura, Karina Araya, el alcalde de Antofagasta, Sacha Razmilic; el alcalde de Taltal, Mario Acuña; el alcalde de Mejillones, Marcelino Carvajal; entre otras autoridades regionales, locales, representantes de la comunidad y ejecutivos de la compañía.

“En pocos años hemos transformado radicalmente el portafolio de ENGIE Chile. En 2018 contábamos con un 1% de capacidad instalada en energías renovables y hoy en 2025 esa cifra se ha incrementado a un impresionante 45%. Nos hemos alejado gradualmente de la generación de carbón, hemos expandido significativamente nuestra huella de energía limpia y surgido como líderes en soluciones de almacenamiento de energía. Esta transformación ha sido impulsada por un profundo respeto por las personas y su entorno, construido a través de un diálogo continuo y significativo con las comunidades”, expresó Rosaline Corinthien. 

«Hoy como región y país celebramos un avance concreto en nuestra ruta hacia la descarbonización: la entrada en operación comercial de tres proyectos emblemáticos. Para el Gobierno del Presidente Gabriel Boric, la convicción es clara; la transición energética debe ser Socioecológica Justa. Una transición que no solo transforme la forma en que generamos energía, sino también los territorios; que respete la historia, la cosmovisión y los derechos de las comunidades a ser protagonistas del desarrollo. Una transición que impulse el empleo, la formación, los encadenamientos productivos y que, por sobre todo, no deje a nadie atrás”, dijo Dafne Pino.

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El gobierno de Colombia publicó a consulta ciudadana el proyecto de decreto que crea la Licencia Ambiental Solar para proyectos de energía solar (LASolar), aplicable a instalaciones con capacidades entre 10 y 100 megavatios (MW). El documento fue elaborado por la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), en articulación con el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible y bajo la orientación del presidente de la República. También cuenta con su respectiva memoria justificativa.

“El cuidado de la naturaleza es una responsabilidad irrenunciable, y la lucha contra la crisis climática, una urgencia inaplazable. La justicia ambiental es un compromiso con la vida, con los territorios y con las generaciones futuras. Con la LASolar, avanzamos hacia un licenciamiento ambiental estratégico, racional y participativo, alineado con la Transición Energética Justa”, señaló la directora general de la ANLA, Irene Vélez Torres.

La medida busca optimizar el procedimiento de licenciamiento para proyectos de bajo impacto ambiental, reduciendo tiempos y mejorando la calidad de la información técnica. También incentiva a los usuarios a optimizar el diseño de sus proyectos y a acortar los tiempos de elaboración de los estudios de impacto ambiental. Como instrumento estratégico para el sector de renovables, la LASolar reconoce el carácter de utilidad pública y beneficio social de estas actividades, y contribuye a acelerar el desarrollo de energía limpia en Colombia.

Gracias a la experiencia y capacidades tecnológicas del Centro de Monitoreo Ambiental de la ANLA, la entidad podrá desempeñar un rol más activo en la etapa de preparación de los proyectos, emitiendo Términos de Referencia Específicos y suministrando información útil para la elaboración de los Estudios de Impacto Ambiental.

Con la LASolar, la ANLA contará con plazos definidos: tras la radicación, tendrá 5 días hábiles para verificar los documentos y emitir el auto de inicio; luego, dispondrá de 10 días hábiles para requerir información adicional si es necesario. El solicitante tendrá hasta 30 días hábiles para responder, con posibilidad de prórroga. Finalmente, una vez recibida esa información, la ANLA contará con 10 días hábiles para pronunciarse sobre la viabilidad y emitir la respectiva decisión.

Este nuevo esquema permitirá reducir en un 70% el tiempo en el trámite de licenciamiento ambiental ante esta autoridad. Además, se consolida como un mecanismo institucional que aporta de manera directa al cumplimiento de los compromisos internacionales adquiridos por Colombia frente al cambio climático, particularmente en el marco de su Contribución Nacionalmente Determinada (NDC).

El proyecto también promueve mecanismos de asociatividad con comunidades locales y gobernanza social para las transferencias del sector eléctrico. Se enmarca en las disposiciones del Plan Nacional de Desarrollo 2022–2026, que promueve la democratización de la energía, la participación de las comunidades en el desarrollo de proyectos sostenibles y el fortalecimiento institucional en torno a la transición energética.

La ANLA reafirma su compromiso con una transición energética justa, eficiente y territorialmente equilibrada.

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Panamá da el primer paso concreto en su estrategia de transición energética con la apertura de la licitación LPI ETESA 01-25, convocatoria destinada a 135 MWEq de volumen de energía y 35 MW de potencia.

Este proceso busca contratar suministro de energía y potencia firme, exclusivamente proveniente de nuevas instalaciones eólicas e hidroeléctricas, con entrada en operación a partir del 1 de enero de 2029 y contratos PPA con una vigencia de hasta 20 años.

La Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA), responsable de gestionar la convocatoria, invita a empresas locales e internacionales a presentar sus propuestas en esta competencia, que representa la primera etapa operativa del cronograma plurianual de subastas eléctricas anunciado por el gobierno panameño.

«La publicación de este cronograma marca un punto de inflexión en la forma en que Panamá planifica el crecimiento de su parque generador», enfatiza Juan Manuel Urriola, Secretario Nacional de Energía de Panamá, en diálogo con Energía Estratégica.

La licitación pública para hidroeléctricas y eólicas estará abierta hasta el 30 de octubre (fecha en que se hará la apertura de sobres) y el 12 de noviembre se revelarán los resultados preliminares, aunque las ofertas estarán en evaluación hasta el 20/11.

Mientras que la resolución de adjudicación se publicará el 22 de diciembre y, de no haber objeciones o comentarios que retrasen el sector, la adjudicación firme será el 5 de enero de 2026 y la firma de contratos se llevará a cabo hasta el 24 de febrero de dicho año.

Contratos a largo plazo y exigencias técnicas claras

Un aspecto destacado del pliego LPI ETESA 01-25 es la extensión de los acuerdos hasta 2048, lo que otorga previsibilidad tanto al sistema eléctrico como a los desarrolladores. La convocatoria se divide en dos categorías:

• Renglón 1: Energía proveniente de nuevas plantas eólicas e hidroeléctricas con regulación menor a 90 días.

• Renglón 2: Potencia firme, exclusivamente para nuevas centrales hidroeléctricas bajo los mismos parámetros.

«Los contratos a corto plazo no permiten recuperar adecuadamente la inversión en nuevos proyectos, y eso termina reflejándose en precios más altos para el consumidor», advierte Urriola.

Según explica, al ampliar el horizonte contractual a dos décadas, se logra diluir el costo inicial de los proyectos, lo que genera tarifas más competitivas y predecibles. Este enfoque no solo facilita la planificación financiera, sino que también reduce el riesgo asociado al desarrollo de infraestructura renovable, estimulando la llegada de capital internacional.

Por otro lado, la licitación impone requisitos técnicos estrictos para asegurar la confiabilidad del sistema. Solo podrán participar proyectos que cuenten con licencia definitiva o contrato de concesión otorgado por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

«La primera licitación se enfoca en nuevas centrales eólicas e hidroeléctricas con entrada en operación en 2029«, aclara el funcionario.

Además, se exige que los aerogeneradores cuenten con certificación internacional tipo IEC 61400-1 y que las turbinas eólicas correspondan a tecnologías tipo 3 o 4, con capacidad de control de voltaje y regulación de potencia real y reactiva, conforme al Código de Redes Eólico de Panamá.

El proceso también considera la sincronización con la expansión de la red de transmisión, a cargo de ETESA, garantizando así una integración ordenada de los nuevos proyectos.

Seguridad energética y participación internacional

Una de las decisiones más relevantes del diseño de esta licitación es la exclusión, en esta etapa, de la tecnología solar fotovoltaica. Aunque se reconoce su creciente competitividad en precios, el gobierno prioriza por ahora las fuentes capaces de brindar cobertura durante las 24 horas del día.

«En esquemas abiertos, la alta competitividad del solar fotovoltaico puede llevar a que toda la adjudicación se concentre en esta tecnología, lo que dejaría sin cobertura los periodos en los que no hay generación solar, como las noches», explica Urriola.

No obstante, el cronograma nacional ya prevé una convocatoria exclusiva para energía solar en 2026. De esta forma, se garantiza su incorporación progresiva sin comprometer la estabilidad del sistema.

El proceso LPI ETESA 01-25 abre una oportunidad tanto para compañías panameñas como para actores internacionales interesados en el mercado eléctrico del país.

«Esperamos una participación dinámica de empresas locales con experiencia en proyectos renovables, así como el ingreso de nuevos inversionistas regionales y globales interesados en el mercado panameño», afirma.

La posibilidad de presentar ofertas a través de consorcios o asociaciones accidentales fomenta la cooperación entre empresas, facilita la transferencia tecnológica y contribuye a la creación de empleo. Los participantes deberán presentar una fianza de 25.000 dólares por cada MW ofertado, además de acreditar su capacidad técnica y financiera, incluyendo experiencia en operación y mantenimiento de parques eólicos o centrales hidroeléctricas.

Esta primera licitación se inscribe en el Cronograma Anual de Licitaciones Eléctricas, un instrumento que dota al mercado panameño de previsibilidad y orden en la expansión de su matriz energética. Entre 2025 y 2028, se prevé realizar al menos cinco procesos competitivos que permitirán incorporar más de 2.700 MW de capacidad nueva, de acuerdo con cifras oficiales.

«Desde el punto de vista energético, el cronograma establece un camino claro para la incorporación de nuevas capacidades renovables —eólica, hidroeléctrica, solar y respaldo— de manera ordenada, técnica y complementaria», concluye Urriola.

Con esta licitación, Panamá inicia una etapa clave para acelerar la descarbonización de su matriz y consolidar un sistema eléctrico más resiliente, competitivo y sostenible.

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En una entrevista exclusiva en el marco de Future Energy Summit (FES) Iberia 2025, Alejandro Ramos, Sales Director Spain & Latam de Schletter, detalló la estrategia global y regional de la empresa. El proveedor internacional de estructuras metálicas para energía solar busca reforzar su presencia en Europa, especialmente en la península ibérica, y expandirse con fuerza en América Latina.

“Nuestro objetivo principal es consolidarnos en Reino Unido, Francia, Holanda y Alemania, donde ya tenemos una posición sólida, pero también queremos extrapolar ese modelo al mercado de Iberia”, manifestó Ramos.

En cuanto al mercado ibérico, el ejecutivo reconoció que los desafíos regulatorios y la madurez del sector hacen que el avance sea más pausado en comparación con otros países europeos. “Todos sabemos lo que sucede en Iberia, que es un poco más complicado. Quizás al ser un mercado más experto, las cosas van un poco más lentas”, comentó.

Sin embargo, Schletter ha identificado un nicho estratégico en inversores y desarrolladores provenientes de Holanda y Alemania interesados en desplegar proyectos solares en España. “Hemos encontrado una muy buena sinergia con ellos y queremos desarrollar ese potencial”, agregó el directivo.

En Latinoamérica, la compañía sigue avanzando en su estrategia de expansión con el mismo modelo de soluciones llave en mano, apostando por la personalización y la rapidez de instalación. La empresa está atenta a las tendencias en sistemas de seguimiento solar y la adaptación de estructuras a las particularidades geográficas de la región.

Schletter no solo ofrece el suministro de soluciones avanzadas para proyectos fotovoltaicos en suelo, sino también un servicio integral de ingeniería, que incluye el diseño y la implementación de estructuras adaptadas a cada proyecto. “Contamos con una ingeniería de desarrollo que se encarga de la especialización de cómo implementar esas estructuras metálicas en el suelo”, explicó el ejecutivo, quien remarca que el foco está en facilitar al cliente una solución completa.

En ese sentido, Schletter ha comenzado a ofrecer también la instalación directa de sus estructuras, una estrategia que busca “facilitar la vida de nuestros clientes desarrolladores”, apuntó el directivo. Esto representa un movimiento estratégico clave para diferenciarse en un mercado altamente competitivo.

Dale play al video para ver la entrevista completa con Alejandro Ramos de Schletter

👉 Ver en YouTube: https://youtu.be/2KpszSus5GA

Uno de los aspectos destacados por la compañía es la capacidad de sus sistemas para mejorar la bancabilidad de los proyectos solares. “El retorno de la inversión de nuestra estructura es uno de los mayores del mercado”, sostuvo Ramos, haciendo hincapié en los bajos costes de contingencia y en un mantenimiento prácticamente nulo.

Además, Schletter ha ampliado sus garantías estructurales y anticorrosión sin que eso afecte al coste inicial del proyecto, un elemento crucial para los desarrolladores e inversores, según apuntó el representante de la compañía.

Actualmente, la empresa desarrolla sistemas de inclinación fija, diseñados para facilitar la instalación rápida en todo tipo de terreno, con cargas elevadas, durabilidad garantizada por acero pre-galvanizado y revestimientos adaptados a cada entorno. Estos sistemas se fabrican optimizados para lotear el transporte y reducir el coste nivelado de electricidad (LCOE), además de requerir un mantenimiento mínimo.

Asimismo, la compañía apuesta por el desarrollo de tecnologías específicas para agri‑PV, un segmento en crecimiento que combina producción agrícola con generación fotovoltaica. Los sistemas están diseñados para minimizar el impacto en el suelo, permitiendo la coexistencia de cultivos y paneles.

Finalmente, Ramos subrayó que la clave de la estrategia de Schletter es ofrecer un producto robusto, fiable y rentable a largo plazo. “Al ver que nuestras contingencias son básicamente nulas, hemos podido tomar más riesgos y reducir el coste inicial de nuestra estructura. Así ayudamos al cliente a tomar la decisión correcta y trabajar con nosotros”, concluyó.

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La Ley Marco de Permisos Sectoriales de Chile está lista para su promulgación tras ser aprobada por la Sala de la Cámara de Diputadas y Diputados. La normativa permitirá disminuir considerablemente los plazos de permisos sectoriales, simplificando y modernizando los procesos administrativos, sin flexibilizar los estándares regulatorios vigentes.

“La reducción de los tiempos de tramitación de permisos será del 30% a 70%, siendo el 30% en aquellos proyectos más complejos y hasta 70% para las obras más simples”, resaltó Felipe Andrade, sugerente de Regulación, Legal y Gestión Socioambiental de Redinter en Chile, empresa que gestiona en total más de 7.600 kilómetros de líneas de transmisión en Chile, Perú y Brasil.

“Por lo tanto, la nueva normativa impactará directamente en una tramitación más expedita, sin obstáculos, sin detenimientos adicionales, lo que significa incentivo a la inversión en Chile”, agregó en diálogo con Energía Estratégica. 

La ley contempla la creación de una ventanilla única digital para monitorear permisos y plazos máximos, junto a la implementación de comités regionales encargados de revisar procedimientos específicos, lo que permitirá destrabar proyectos que hoy están detenidos por cuellos de botella administrativos, como por ejemplo requisitos poco claros o discrecionales.

Desde Redinter subrayaron que la transmisión eléctrica es un eslabón crítico en este proceso, ya que habilita el transporte de la energía renovable desde las zonas de generación hacia los centros urbanos e industriales. 

“Nuestras instalaciones están emplazadas en regiones estratégicas para las renovables como Tarapacá, Arica y Parinacota, Tocopilla y Atacama. Por eso esta ley es fundamental para que podamos acompañar el desarrollo del sector”, destacó el subgerente.

El impacto económico de la nueva Ley Marco de Permisos Sectoriales también es significativo, ya que según los cálculos compartidos por la compañía, “podría generar un aumento de 2,4 puntos en el PIB de Chile en un período de 10 años”, gracias al destrabe de inversiones en infraestructura. 

“Esto incentiva directamente la inversión y el desarrollo, aportando crecimiento económico y empleo”, enfatizó Andrade, considerando que hasta ahora, los proyectos de transmisión eléctrica han enfrentado múltiples obstáculos regulatorios, incluyendo la falta de criterios uniformes y la duplicidad de procesos generan incertidumbre y retrasos injustificados.

Y uno de los puntos clave de la normativa es que no flexibiliza los controles ambientales ni los procesos de consulta a comunidades, por lo que los proyectos deberán cumplir con las mismas exigencias socio ambientales, pero sin enfrentarse a barreras burocráticas adicionales que no aportan valor al proceso.

“Es muy importante tener en cuenta que esta ley no descuida la administración ambiental ni las obligaciones con las comunidades. Los estándares se mantienen, pero se eliminan las trabas innecesarias”, aclaró el sugerente de Regulación, Legal y Gestión Socioambiental de Redinter en Chile.

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Durante el panel de apertura “Oportunidades de Financiación para América Latina y el Caribe” de la VII Reunión Ministerial de Energía de la CELAC 2025, Félix Fernández-Shaw, explicó el interés de la Unión Europea en desarrollar las energías renovables en la región, destacando la necesidad de avanzar en integración eléctrica y transferencia tecnológica.

“La UE quiere aportar una asociación para la inversión, para la transición energética latinoamericana y del Caribe”, declaró el Director de la Dirección General de Asociaciones Internacionales (DG INTPA) de la Comisión Europea. 

Asimismo, detalló que esta estrategia contempla tanto financiación reembolsable como no reembolsable, además de asistencia técnica en regulación, integración y generación eléctrica.

La iniciativa incluirá también una propuesta de interconexiones que se presentará en la cumbre CELAC-UE en Santa Marta el 10 de noviembre, con apoyo de OLADE y el Gobierno colombiano.

Según el directivo, Colombia es un caso ejemplar en la región: “El 88% de la generación renovable conectada al sistema en este país está producida por empresas de la Unión Europea”.

Además, anticipó que tienen previsto invertir 20000 millones de dólares adicionales en renovables en el país. La apuesta contempla también la transferencia de experiencia en integración eléctrica y descarbonización. 

Desde la OLADE, el Secretario Ejecutivo Andrés Rebollo aportó cifras contundentes: En un escenario de carboneutralidad al 2050, América Latina y el Caribe requeriría un financiamiento en energía renovable de 400 mil millones de dólares. Pero si se suman transmisión, almacenamiento y seguridad del sistema, el monto asciende a 930 mil millones de dólares.

Sin embargo, la gerente del programa ESMAP, Gabriela Elizondo Azuela, alertó que América Latina enfrenta uno de los costos de capital más altos del mundo, con un estimado tres veces superior al de los países de la OCDE, como en el caso de México y Brasil.

“Es necesario estructurar plataformas de mejoramiento crediticio y de reducción de riesgos que atraigan capital privado para proyectos de infraestructura renovable”, sostuvo Elizondo.

Mientras que desde el Grupo Banco Mundial están trabajando en soluciones financieras combinadas, incluyendo la Agencia Multilateral de Garantías de Inversión, con experiencias ya en México, Brasil y el Caribe.

El BID, por su parte, hace lo propio en Colombia con el desarrollo de una plataforma país que articule distintas fuentes de financiamiento para energía y electromovilidad.

“Estamos financiando generación solar junto a la banca de desarrollo FDN y mecanismos como BID Clima que movilizan capital privado”, indicó Thomas Serebrisky, especialista en infraestructura del organismo, quien también subrayó que apoyan con préstamos de inversión para focalización de subsidios y la promoción de garantías contra riesgos regulatorios y tarifarios.

Desde el Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF), el director regional Ángel Eduardo Cárdenas enfatizó que la clave está en la preparación de proyectos renovables bancables. Incluso, CAF trabaja con empresas públicas y gobiernos subnacionales para estructurar iniciativas en energía y están promoviendo instrumentos financieros innovadores, como canjes de deuda por clima y préstamos con bonificaciones por cumplimiento de indicadores ASG. Además, se destacó la importancia del financiamiento de políticas públicas para acompañar los procesos de transición regulatoria necesarios para atraer inversión privada.

La interconexión Colombia-Panamá y otras iniciativas regionales fueron destacadas como claves para consolidar mercados renovables regionales. Sin embargo, los expertos coinciden en que se requiere voluntad política, convergencia regulatoria y coherencia entre países para concretarlas. 

Como conclusión general del panel, se destacó que América Latina y el Caribe enfrentan retos estructurales profundos para viabilizar inversiones en renovables, entre ellas la fragmentación normativa entre países, la falta de estabilidad regulatoria y la escasez de marcos legales robustos dificultan la movilización de capital privado.

A esto se suma la limitada capacidad de preparación de proyectos, especialmente a nivel subnacional, donde muchas iniciativas carecen de estudios técnicos, financieros y ambientales que las hagan bancables. Por lo que ell desafío no solo radica en el financiamiento disponible, sino en construir las condiciones para que este se traduzca en infraestructura concreta y sostenible. 

La entrada La UE impulsa alianza para financiar renovables en América Latina se publicó primero en Energía Estratégica.

Growatt, un proveedor líder mundial de soluciones de energía solar distribuida y almacenamiento de energía (ESS), ha asegurado posiciones destacadas en el ranking global de inversores fotovoltaicos 2024, consolidando su liderazgo en el sector de la energía solar y demostrando su sólido desempeño en segmentos clave del mercado. Según el último informe, Growatt ocupa las posiciones:

• N.º 1 global como proveedor de inversores fotovoltaicos residenciales
• Top 3 global en inversores híbridos
• Top 5 global en inversores fotovoltaicos comerciales

Estas clasificaciones se basan en el recién publicado 2024 PV Inverter Market Tracker de S&P Global Commodity Insights, una autoridad líder en inteligencia del mercado solar mundial. Los resultados marcan un avance respecto al desempeño de Growatt en 2023, cuando fue reconocido como el N.º 2 en inversores fotovoltaicos residenciales y Top 5 en el ranking global de inversores fotovoltaicos.

“Ser reconocidos por S&P Global como la principal marca de inversores solares en 2024 —especialmente como el proveedor N.º 1 de inversores fotovoltaicos residenciales a nivel global— es un verdadero honor”, afirmó Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt. “Este logro es un testimonio de las sólidas alianzas, la confianza de los usuarios y la dedicación incansable de nuestro equipo global». 

Empoderando a millones con soluciones solares inteligentes y confiables

Como marca líder en inversores solares, Growatt ofrece un portafolio integral de soluciones de energía solar, incluyendo inversores híbridos, sistemas solares residenciales y comerciales, y soluciones inteligentes de almacenamiento de energía. Growatt suministra soluciones energéticas inteligentes a clientes en más de 180 países, brindando energía limpia a millones de hogares y negocios en todo el mundo, y ayudándoles a adoptar una energía independiente, sostenible y rentable.

• En el segmento residencial, los inversores de Growatt son reconocidos por su fiabilidad, alta eficiencia y funciones avanzadas de monitoreo, convirtiéndose en la elección preferida de los propietarios.
• Como uno de los principales proveedores de inversores híbridos, Growatt ofrece sistemas que integran perfectamente la generación solar con el almacenamiento de energía, brindando a los usuarios mayor control, capacidad de respaldo y resiliencia energética.
• Para el mercado comercial e industrial (C&I), Growatt continúa expandiendo su alcance con soluciones de inversores solares confiables para empresas, ayudándolas a reducir costos energéticos y acelerar sus objetivos de neutralidad de carbono.
• Los sistemas de almacenamiento de energía (ESS) de Growatt, diseñados tanto para uso residencial como comercial, se combinan perfectamente con los inversores solares para proporcionar independencia de la red y soluciones energéticas adaptables a cualquier escenario.

Gracias a nuestra comunidad global

Growatt expresa su más sincero agradecimiento a sus socios, distribuidores, empresas EPC, instaladores y usuarios globales, cuyo apoyo y confianza han hecho posibles estos logros. Desde los equipos técnicos en terreno hasta los socios regionales de ventas y servicio, este éxito pertenece a todos los que trabajan por expandir el acceso a la energía limpia.

“Este hito pertenece a nuestra red global. Juntos estamos dando forma a un futuro más sostenible y resiliente energéticamente», declaró David Ding, CEO de Growatt.

Compromiso con la innovación, el servicio y la sostenibilidad

Growatt sigue liderando el sector mediante una fuerte inversión en I+D, destinando el 4,5% de sus ingresos anuales a investigación y desarrollo. La empresa cuenta con cuatro importantes centros de I+D ubicados en Shenzhen, Huizhou, Xi’an y Alemania, y un equipo de más de 1.100 ingenieros especializados en tecnologías fotovoltaicas y de almacenamiento de energía. Esta sólida base mantiene a Growatt a la vanguardia, con una profunda experiencia en las tecnologías clave que impulsan la generación y el almacenamiento de energía solar.

La compañía también ha lanzado una amplia gama de herramientas impulsadas por IA, sistemas de almacenamiento de energía con inversores híbridos, asistentes inteligentes de energía y plataformas de monitoreo avanzado para optimizar el rendimiento de los sistemas y ofrecer una gestión energética fluida a los usuarios de todo el mundo.

Para brindar un mejor apoyo a sus socios globales, Growatt ha construido una extensa red de centros de capacitación, equipos de servicio posventa y centros técnicos, garantizando que los usuarios reciban asistencia rápida y profesional en cualquier región.

Como una empresa solar líder con presencia global, Growatt reafirma su compromiso de desarrollar soluciones adaptadas a los mercados emergentes y fortalecer su misión de ser la compañía de inversores solares más confiable en la transición hacia una energía limpia.

La entrada Growatt alcanza el puesto Nº 1 como proveedor global de inversores fotovoltaicos residenciales en 2024 se publicó primero en Energía Estratégica.

Si algunos referentes del sector de la generación distribuida pudieran proponer las principales urgencias al gobierno colombiano, pondrían sobre la mesa tres prioridades ineludibles: aumentar la inversión pública en infraestructura de transmisión y distribución, establecer un sistema nacional de certificación para instaladores y empresas del sector y fortalecer la formación técnica en energías renovables para responder a la demanda creciente de mano de obra calificada.

De esta manera lo señala Diana Marcela Prieto Castañeda, Analista de ingeniería EPC de Erco Energy, quien en diálogo con Energía Estratégica remarcó que aunque el segmento avanzó positivamente, «debería haber una plataforma que certifique a quienes desarrollan estos proyectos».

La informalidad es una de las causas más frecuentes por las que muchos usuarios desisten del autoconsumo. Y los datos recientes respaldan esta proposición, con más de 7.000 usuarios registrados en el sistema al cierre de 2024 y una capacidad instalada de 452 MW, según información del Ministerio de Minas y Energía. 

Sin embargo, el ritmo de crecimiento se desacelera por demoras en trámites, barreras técnicas en la conexión y ausencia de estándares unificados para instaladores e integradores.

Tal como ejemplificó la especialista, en regiones como el Valle del Cauca, se identifica una proliferación de proyectos deficientes que terminan dañando la reputación del sector: «Firmas outsiders montan su sistema experimentalmente, y como no funciona, ofrecen un mensaje a la comunidad que la energía solar no sirve».

A esto se suma un déficit de más de 15.000 técnicos calificados, mientras la matrícula en programas técnicos vinculados a la energía cayó un 18,6% entre 2020 y 2024, de acuerdo al Observatorio Laboral para la Educación.

Prieto Castañeda cuestiona el desinterés creciente de los jóvenes por las carreras técnicas vinculadas a la energía. «Muchas personas dicen que pueden ganar más como influencer que estudiando una carrera, y eso está vaciando las universidades», sostuvo.

La consecuencia no es menor: menos formación técnica, más informalidad y menor capacidad instalada para sostener el crecimiento solar en el país.

Junto a este control de calidad, considera fundamental una mayor participación estatal en el financiamiento de obras de infraestructura.

Pese a los incentivos fiscales vigentes, como la devolución del IVA o las depreciaciones aceleradas, «los recursos que se destinan a renovables no son suficientes, y están yendo a otros sectores», añadió la ejecutiva.

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La Secretaría de Energía de Argentina definió,  a través de la Resolución 311/2025, las primeras tres obras de transmisión que serán concesionadas al sector privado bajo un modelo de licitación nacional e internacional para empresas con capacidad técnica y financiera para llevar adelante los proyectos.

Una de las obras seleccionadas es AMBA I, con más de 500km de infraestructura que mejorará la capacidad de abastecimiento en el Área Metropolitana de Buenos Aires que reducirá la necesidad de generación ineficiente y mejorará la confiabilidad del sistema en uno de los principales centros de consumo del país, donde se concentra el 40% de la demanda de energía nacional.

La segunda obra es la línea de 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins, un corredor que permitirá la evacuación de mayor generación renovable y convencional que se puede instalar en la región Cuyo a la vez que permitirá evacuar parte de la generación de COMAHUE.

Mientras que la tercera infraestructura seleccionada es la línea de transmisión 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, que mejorará la conexión entre la Patagonia y el sistema troncal.

Dichos proyectos forman parte del recientemente lanzado megaplan de 16 obras prioritarias por más de 5600 kilómetros de líneas de transporte eléctrico en 132 y 500 kV, destinadas a aliviar cuellos de botella y evitar cortes en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

A diferencia de los modelos anteriores, el nuevo esquema se basa en un régimen de concesión de obra, en el cual la totalidad de la inversión, construcción, operación y mantenimiento estará a cargo del sector privado, sin comprometer recursos del Estado.

Es decir que, tal como anticipó Energía Estratégica (ver nota), los proyectos se financiarán y ejecutarán por players privados, sin costo para el Estado, y se solventarán mediante el pago de un concepto tarifario por parte de los usuarios por los usuarios del servicio público de transporte de energía eléctrica del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que sean beneficiados con esta nueva infraestructura.

El oferente que gane la licitación podrá recuperar la inversión recién cuando la obra esté concluida y en funcionamiento. Y cumplido el período contractual de operación y mantenimiento de las obras de ampliación, el concesionario deberá transferir a valor cero las instalaciones construidas al Estado Nacional y su operación y mantenimiento podrá asignarse por el Concedente al Transportista de cuyo sistema es parte integrante la ampliación en cuestión.

Si bien aún no hay fechas definidas, el documento aclara que la Secretaría de Energía de la Nación determinará el momento y la secuencia de los llamados a licitación de cada las obras mencionadas.

Mientras que la prioridad de despacho y/o la prioridad de uso de la capacidad disponible frente a terceros otorgada a favor del adjudicatario podrá ser cedida en forma total o parcial a favor de terceros que sean agentes o participantes del MEM.

“Solicitud de prioridad de uso de la capacidad disponible frente a terceros de hasta el 90% de la capacidad de transporte a construir, durante un período que no podrá exceder la vida útil del proyecto de demanda asociado, circunstancia que deberá ser acreditada por el/los Comitente/s del Contrato COM. En casos excepcionales, debidamente justificados, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) podrá considerar la solicitud de prioridad de uso de la capacidad disponible frente a terceros, de más del 90% de la capacidad de transporte a construir”, detalla la Resolución 311/25.

Mientras que para las ampliaciones de transporte asociadas a proyectos del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), la reserva de prioridad de despacho frente a terceros tendrá un plazo total de vigencia de 10 años consecutivos. 

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360Energy avanza en su proceso de internacionalización con un aterrizaje estratégico en España, de la mano de su socio-accionista Grupo Stellantis. La empresa, reconocida por su experiencia en Argentina con más de 250 MW solares instalados, apuesta por trasladar su know-how a Europa.

“Nuestro desafío es demostrar en estos mercados que estamos a la vanguardia de la tecnología”, sostuvo Benjamín Reynal, director de Coordinación Operativa Hemisferio Norte, en una entrevista exclusiva durante Future Energy Summit (FES) Iberia 2025.

La compañía llega al mercado español con proyectos concretos de autoconsumo y almacenamiento, apostando a un modelo de integración tecnológica que combina carports solares con plantas de gran escala y sistemas híbridos. “Estamos trabajando con proyectos de gran escala de 20, 50 y hasta 100 MW, hibridados con baterías y con conexión directa a las plantas”, explicó Reynal.

Uno de los focos estratégicos de la expansión es el desarrollo de modelos híbridos con almacenamiento, una tendencia en auge debido a la situación actual de los mercados europeos.

“La saturación de redes y de nodos que se está viendo en España y en el resto del mundo hace que empiece a ser atractivo desarrollar este tipo de proyectos”, afirmó el directivo de 360Energy.

La empresa ya cuenta con experiencia concreta en la combinación de generación y almacenamiento, habiendo instalado su primer parque de baterías hibridado en Argentina y el primer parque solar de gran escala. “Todo ese know-how lo queremos traer a estos mercados”, enfatizó Reynal.

La expansión internacional de 360Energy no se limita al mercado español, donde actualmente desarrolla un sistema de autoconsumo solar en Vigo. La estrategia de crecimiento también contempla proyectos de mediana y gran escala en otros países clave, con el objetivo de consolidar la presencia regional y replicar el modelo de negocio exitoso desarrollado en Argentina.

En Italia, la empresa tiene en marcha tres parques solares: Atessa, Pomigliano y Cassino. En Brasil, avanza con la ejecución de Porto Real, Goiana y Betim, mientras que en México impulsa las plantas Saltillo Complex, Saltillo Norte y Toluca, se trata de un ambicioso proyecto de 100 MW distribuidos entre carport y tracker, con 200 MWh de baterías, que está proyectado como la segunda central de carport más grande del mundo.

Además del desarrollo de grandes parques solares, la estrategia incluye la comercialización de energía a través de acuerdos de compra y venta (PPA), siempre combinando la experiencia en ingeniería, construcción, operación y mantenimiento de los activos. La firma está trabajando para posicionarse como un actor clave en proyectos de autoconsumo empresarial, respondiendo a la demanda creciente de soluciones sostenibles y eficientes.

“Creo que va a ser un modelo a replicar luego en otros clientes que lo ven como algo atractivo, como una oportunidad”, anticipó el entrevistado.

El desembarco en España no es un hecho aislado, sino parte de una estrategia global basada en la transferencia de conocimientos y sinergias entre mercados. “Estos eventos son muy buenos porque ponemos en común un poco las problemáticas, ventajas y pasos a seguir. Conectamos y estamos muy contentos de estar acompañándonos aquí”, concluyó Reynal tras su participación en FES Iberia 2025.

Dale play al video para ver la entrevista completa con Benjamín Reynal de 360Energy

👉 Ver en YouTube: https://www.youtube.com/watch?v=eAwMi4wgEJo

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