Honduras se encamina a transformar su sistema eléctrico con una licitación de largo plazo que prioriza energías renovables, transparencia y respaldo financiero. El objetivo es cubrir la demanda hasta 2030 y reducir el costo de la energía contratada mediante un modelo de subasta inversa, innovador en la región.

“Las metas estratégicas eran cubrir los requerimientos de energía hasta el año 2030 y además bajar los precios de la energía contratada”, manifestó el ministro de Energía, Erick Tejada, quien también subrayó la necesidad de incrementar el volumen de capacidad firme del sistema eléctrico nacional.

La estructura de la licitación establece una composición del 65% de tecnologías renovables y un 35% de fuentes no renovables, apuntando a una transformación estructural de la matriz energética del país. Un aspecto destacado es la inclusión obligatoria de un 20% de capacidad de almacenamiento, lo cual favorece la competitividad de soluciones renovables con baterías.

“La proporción de almacenamiento requerida era del 20% y las tecnologías renovables en general con almacenamiento iban a poder competir bien”, aseguró Tejada, dejando en claro que el diseño del proceso fomentaba la integración de soluciones limpias y firmes a la vez.

El proceso está a cargo de la consultora Quantum, que implementará una subasta inversa con rondas sucesivas. El esquema incluye un algoritmo de optimización y un software con un oferente virtual que puja a la baja, garantizando un mecanismo competitivo y trazable.

“La ENEE había contratado a la empresa consultora Quantum para que dirigiera el proceso de subasta inversa y rondas sucesivas”, explicó el ministro, quien destacó que “la implementación de un algoritmo de optimización y el software que usaba un oferente virtual que pujaba a la baja en cada ronda, aseguraba que era un mecanismo eficiente para obtener los mejores precios”.

Este modelo, además, está diseñado para garantizar altos estándares de gobernanza. “El sistema era auditable a cada paso, lo que brindaba un soporte de transparencia sólido”, remarcó Tejada.

Desde el punto de vista financiero, el proceso ya cuenta con respaldo concreto: el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE) aprobó una línea de crédito de $300 millones para respaldar los contratos adjudicados.

“El financiamiento ya estaba asegurado y era una doble garantía —además de la soberana— para respaldar los pagos de la licitación”, enfatizó el titular de Energía.

El cronograma establecido para la licitación es referencial, ya que —como es habitual en este tipo de procesos— se realizan aclaraciones, consultas y enmiendas que ajustan los plazos. Por eso, la estrategia apunta a asegurar tiempo suficiente para que los oferentes preparen sus propuestas de forma robusta. “Era importante dejar un buen margen de tiempo para que las empresas prepararan sus ofertas”, afirmó el ministro.

En un contexto político de transición, Tejada también resaltó la relevancia de que el proceso trascienda el cambio de gobierno. “La licitación iba a ser responsabilidad compartida entre el gobierno saliente y el entrante. El proceso era tan transparente y bien llevado que sería importante que existiera la continuidad”, advirtió.

El marco normativo también se actualiza para dar paso a procesos ágiles. Recientemente, la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) emitió un reglamento que habilita mecanismos de contratación rápida.

“Hace poco la CREE emitió un reglamento para licitaciones cortas de compra de potencia y energía”, confirmó Tejada. Y adelantó que “era probable que en este año se saliera con una licitación corta para ampliar capacidad renovable y además traer plantas del mercado de oportunidad al mercado de contratos.”

Esta licitación de largo plazo no solo apunta a robustecer el sistema eléctrico de Honduras con más capacidad firme y precios más competitivos, sino que marca una hoja de ruta para un desarrollo sostenible, con foco en renovables, innovación y transparencia.

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La decisión del Gobierno dominicano de incluir el almacenamiento como requisito obligatorio en la próxima licitación de renovables representó, para ASOFER, un punto de inflexión en la transformación energética del país. Alfonso Rodríguez, presidente de la asociación, sostuvo que la medida respondía a una necesidad urgente de integración eficiente de las renovables, y destacó que “la inclusión obligatoria de almacenamiento respondía directamente a la necesidad urgente de integrar más renovables de forma eficiente y segura”.

En esa línea, Rodríguez remarcó la importancia de la resolución SIE-136-2024, impulsada por la Superintendencia de Electricidad, la cual habilitó servicios de regulación mediante sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems). A su juicio, “esta decisión no solo optimizaba el uso de la energía generada, sino que marcaba un antes y un después en la forma en que concebíamos el sistema eléctrico nacional: más resiliente, más limpio y más competitivo”.

ASOFER consideró que el diseño final de la licitación sería determinante para maximizar su impacto. “Si la licitación permitía que los sistemas de energías renovables con almacenamiento compitieran de acuerdo a sus características óptimas y los servicios que podían prestar, el resultado sería extraordinario”, afirmó Rodríguez. No obstante, advirtió que “en el caso de que se adaptaran a la operación de una máquina térmica, quizá no lográbamos exprimir todo el jugo a esta licitación”.

Desde la asociación también valoraron de forma positiva el cronograma oficial, las nuevas regulaciones técnicas y la reciente infraestructura de transmisión, aunque plantearon ajustes clave para garantizar el éxito.

“El cronograma era ambicioso, y eso era exactamente lo que el país necesitaba: un futuro más sostenible, hoy”, expresó el presidente de ASOFER. Aunque respaldaron el plan, insistieron en que debía ir acompañado de avances concretos en infraestructura, regulación y operación. “Hoy, por ejemplo, se estaba produciendo curtailment o limitación de vertimiento de energía de proyectos de energía renovable en operación, en detrimento de la caja de las distribuidoras y de los proyectos de generación renovable”, señaló Rodríguez.

La resolución CNE-AD-0005-2024 fue identificada como un punto de inflexión. “Fue un catalizador de innovación. ASOFER observó un claro aumento en el interés por proyectos híbridos”, explicó. Además, empresas con plantas operativas evaluaban integrar BESS para mejorar su rentabilidad y prestar servicios de regulación. “Los sistemas BESS no solo cumplían con la normativa, sino que protegían la rentabilidad a largo plazo”, aseguró Rodríguez.

Respecto a los requerimientos técnicos —50% de potencia instalada y cuatro horas de duración para los BESS—, desde ASOFER los consideraron un buen punto de partida, pero no definitivos. “No podíamos aplicar criterios térmicos a soluciones renovables”, subrayó el ejecutivo. Para la asociación, era clave que las regulaciones se ajustaran según tecnología y ubicación. “Adaptar la regulación a estas realidades permitiría una operación más eficiente, evitaría sobrecostos y maximizaría los beneficios para todos los usuarios”.

Rodríguez insistió en que el país debía avanzar hacia una regulación moderna y flexible. “Teníamos ante nosotros la oportunidad de construir un marco regulatorio moderno, flexible y alineado con las mejores prácticas internacionales de hoy”, afirmó. En este marco, planteó como necesario avanzar hacia la liberalización del negocio y la prestación de servicios conforme a los mercados que establezca la SIE.

Desafíos, industria nacional y una infraestructura que acompaña

Los retos técnicos aún eran considerables. “Entre los retos destacaban los costos iniciales, la necesidad de una regulación más ágil, limitaciones en transmisión y la formación técnica local”, indicó Rodríguez. Aun así, vio más oportunidades que obstáculos. “Los sistemas BESS abrían nuevas fuentes de ingresos, como son la potencia, regulación de frecuencia y tensión, servicios auxiliares y otros posibles, que podían ser más competitivos que las soluciones tradicionales”, expresó.

Desde ASOFER estaban trabajando en programas de capacitación, incentivos financieros y propuestas regulatorias para abordar estas barreras. La asociación también vio esta licitación como una oportunidad histórica para dinamizar la industria nacional. “Hoy, más que nunca, debíamos apostar por el contenido local: técnicos especializados, proveedores nacionales, cadenas de valor robustas”, remarcó Rodríguez.

En esa línea, ASOFER colaboraba activamente con INFOTEP e ITLA para capacitar talento en energías renovables y almacenamiento. “Esta licitación sería un catalizador para el desarrollo industrial, y ASOFER estaba lista para liderar ese proceso junto a sus asociados”, sostuvo.

Por último, la reciente entrada en operación de la línea de 345 kV en Montecristi también fue interpretada como un paso fundamental para garantizar la evacuación de energía desde la Zona Noroeste, estratégica para el crecimiento renovable. “Fue una inversión estratégica que fortalecía la capacidad de evacuación desde una región clave para la generación renovable”, afirmó Rodríguez.

Además, la asociación trabajaba junto a ETED para facilitar el acceso a financiamiento y explorar el uso de BESS en transmisión. “Estas tecnologías permitían acelerar la implementación de mejoras, reducir costos y aumentar la eficiencia”, concluyó.

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La candidata presidencial de Unidad por Chile, Jeannette Jara, presentó los lineamientos programáticos que llevará a la primera vuelta. En un documento que destaca la transformación energética como oportunidad de desarrollo nacional, Jara propone posicionar a los sistemas de almacenamiento con baterías como uno de los pilares estructurales de su política energética.

“Chile es un país líder en materia de transformación y descarbonización de la matriz de generación eléctrica, y tiene una oportunidad histórica para posicionarse a la vanguardia mundial en la materia”, menciona el documento. 

En el corazón de su propuesta energética se encuentra la implementación acelerada de sistemas BESS para aprovechar de forma eficiente el potencial solar del país, particularmente en horario nocturno, desplazando así a los combustibles fósiles. 

“Alcanzaremos los 6 GW al año 2028 y crearemos las condiciones de mercado necesarias para que, al 2030, el 20% de la capacidad instalada cuente con almacenamiento”, afirma los lineamientos de la exministra del Trabajo y Previsión Social, quien resultó ganadora de las primarias frente a Carolina Tohá y Gonzalo Winter.

Según la candidatura, este despliegue no solo contribuirá de manera sustancial a la reducción de emisiones, sino que también permitirá una baja estructural en los precios de la electricidad, generando beneficios directos para sectores residenciales e industriales. 

En línea con esta estrategia, la visión de Jara apunta a un nuevo ciclo de crecimiento con orientación exportadora, sustentado en el desarrollo de la economía digital, los encadenamientos productivos y la diversificación de la matriz productiva. Recursos clave como el litio y el cobre —fundamentales para la manufactura de baterías— son considerados activos estratégicos para posicionar a Chile como un actor global de la transición energética.

Asimismo, el programa presidencial dedica un capítulo especial al hidrógeno verde, al que define como una industria fundamental para reemplazar el uso de combustibles fósiles en procesos productivos intensivos. De manera que se proyecta que Chile pueda convertirse en potencia exportadora de derivados del H2, en base a una cartera de inversiones proyectada en decenas de miles de millones de dólares para la próxima década.

El foco se concentrará en las regiones de Magallanes y Antofagasta, donde ya existe un ecosistema incipiente para el desarrollo de esta tecnología. Para ello, se ejecutará el Plan de Acción de Hidrógeno Verde, con medidas iniciales orientadas a generación de capital humano e infraestructura habilitante.

Oficina Presidencial para destrabar inversiones

Para lograr que estas transformaciones se materialicen, la propuesta contempla la creación de una Oficina Presidencial de Proyectos Estratégicos, encargada de coordinar y articular inversiones públicas y privadas de alto impacto.

unidad trabajará con los equipos de seguimiento de los ministerios de Energía, Minería, Obras Públicas, Vivienda, Economía y Trabajo, y tendrá como funciones centrales destrabar cuellos de botella, gestionar la provisión de insumos críticos y emitir instructivos presidenciales para acelerar tramitaciones prioritarias en las distintas agencias del Estado.

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La entrada en vigor de la Ley del Sector Eléctrico (LESE) en marzo de 2025 marca un punto de inflexión para el mercado mexicano. La nueva regulación, acompañada de un paquete de reglamentos secundarios que aún no fueron publicados, mantiene la prevalencia del Estado en actividades estratégicas, pero abre espacios a los privados. Para Alberto Vázquez Hernández, consultor en proyectos energéticos, aseguró que estos cambios generan un escenario en el que las compañías deben revisar su portafolio y redefinir cómo participan en el mercado.

“Durante el 2021 al 2023 se presentó un estancamiento y un retroceso debido a pausas y cambios en el marco regulatorio que generaron incertidumbre. Las reglas dejaron de ser claras y las empresas debieron replantear sus estrategias para no caer en incumplimientos”, advirtió Vázquez Hernández  diálogo con Energía Estratégica.

Frente al contexto actual de cambios regulatorios, la adaptación es la única alternativa: “Antes se vendía al gobierno mediante subastas, ahora puedes buscar otras opciones para colocar tu energía. El reto es adaptar la logística y cumplir las regulaciones para hacerlo viable”, señaló.

Según el especialista, el sector privado ya suma 23 GW de capacidad, equivalentes al 32% del total nacional, y planea invertir 5.000 millones de dólares entre 2025 y 2027. Esa magnitud de capital obliga a diversificar. “Una empresa puede decidir vender activos, asociarse o migrar a contratos privados. Lo importante es evaluar qué estrategia permite sostenerse en el mercado”, apuntó.

Un ejemplo de esta reconfiguración es la salida de Iberdrola del mercado mexicano y la venta de sus activos a Cox Energy por 4.200 millones de dólares, que incluye 15 plantas con 2.600 mw de capacidad entre renovables, ciclos combinados y cogeneración. Con esta operación, la compañía emerge como uno de los principales actores privados en operación, con un plan de inyectar 10.700 millones de dólares adicionales.Para Vázquez Hernández, estos movimientos reflejan la necesidad de que las empresas tomen decisiones estratégicas rápidas ante un marco regulatorio cambiante y con mayores exigencias de cumplimiento.

En paralelo a la reconfiguración empresarial, el sistema enfrenta una presión creciente de la demanda eléctrica, la cual aumenta un 2,9% anual, y mientras la capacidad instalada en 2023 era de 90.000 MW, el sistema requería más de 110.000 MW para cubrir la demanda real. El consumo pasará de 351.000 GWh en 2023 a 435.000 GWh en 2030, lo que convierte en urgente acelerar inversiones y destrabar permisos de conexión. “Hay muchos proyectos que están detenidos por cuestiones nomás de los permisos de conexión. El operador ya invirtió y ahora no sabe cómo va a operar”, señaló Vázquez Hernández.

El nearshoring agrega presión sobre el sistema eléctrico, especialmente en el norte y en regiones aisladas como Yucatán y Baja California. “Hay regiones que demandan mucho más energía y ahí las empresas deben evaluar no solo dónde generar, sino cómo almacenar y distribuir”, agregó el consultor. Tecnologías de almacenamiento como aire comprimido o bombeo hidráulico comienzan a ser parte de la estrategia corporativa.

Sin embargo, la transmisión sigue siendo el mayor obstáculo. El Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2024–2038 estima que México debe construir 15.000 kilómetros de nuevas líneas y modernizar buena parte de las existentes para poder incorporar entre 15 y 20 GW de renovables al 2030. Sin esa infraestructura, la expansión quedará limitada.

En este contexto, la generación distribuida emerge como un espacio dinámico de expansión. En 2024 se incorporó más de 1 GW, alcanzando 4,4 GW históricos y un crecimiento interanual del 48,4%. “En generación distribuida no tienes las mismas restricciones de transmisión o conexión que en gran escala. El límite por proyecto permite avanzar más rápido, aunque no sustituye la capacidad que demanda el país”, subrayó Vázquez Hernández. Cabe recordar que la nueva regulación también habilita modelos de autoconsumo de hasta 20 MW, ampliando las posibilidades para privados y consumidores.

En este sentido, el consultor aseguró que las empresas privadas no solo deberán enfocarse en generar energía, sino también en servicios adicionales como eficiencia energética, gestión de consumos, almacenamiento y respaldo. La nueva regulación obliga a un rediseño profundo: de actores que dependían de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como único comprador, a empresas que negocian contratos privados, diversifican clientes y amplían su cartera con servicios complementarios.

La metamorfosis regulatoria en México está reconfigurando el mapa del sector privado. Y, como advierte Vázquez Hernández, el futuro dependerá de cómo los inversionistas logren adaptarse a un mercado que cambia de reglas.

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Brasil se prepara para ingresar en la era de la energía eólica marina, y la Asociación Brasileña de Energía Eólica y Nuevas Tecnologías (ABEEólica) ya traza una hoja de ruta concreta. 

El cronograma proyectado augura la realización de una primera subasta de cesión de áreas offshore en 2026 y la entrada en operación de los primeros parques offshore después de 2030. Así lo anticipó la presidenta ejecutiva de la entidad, Elbia Gannoum, quien además resaltó la importancia de iniciar cuanto antes el debate técnico, normativo y estratégico.

“La eólica offshore está en un escenario posterior a 2030, quizá en 2032. Pero se debe debatir ahora para llegar a la vanguardia”, sostuvo Gannoum durante el encuentro “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025”, organizado por FES

El Poder Ejecutivo trabaja actualmente en la reglamentación de la ley de eólica offshore, lo que implicará la publicación de un decreto y ordenanzas específicas. Una vez finalizado ese proceso, se espera una subasta para la cesión de uso del mar, seguida por la obtención de licencias ambientales y la estructuración de los contratos y financiamiento de los proyectos.

“Si imaginamos una subasta en 2026, más otros tres años para la licencia hasta 2029 y la búsqueda del PPA y la construcción del proyecto, hablamos para luego del 2030”, puntualizó la referente de ABEEólica.

El cronograma coincide con las últimas decisiones del Ministerio de Minas y Energía (MME), que en julio publicó una ordenanza clave para abrir una consulta pública. El objetivo es recibir contribuciones sobre la metodología de selección de áreas destinadas a la generación offshore, un paso fundamental hacia la planificación estratégica de los futuros desarrollos.

El proceso contempla la delimitación de zonas marítimas o “prismas” que podrán licitarse bajo esquemas de oferta permanente o planificada. Además, los proyectos deberán cumplir con requisitos ambientales y técnicos, asegurar la compatibilidad con otras actividades marítimas y contemplar compensaciones económicas a comunidades costeras.

Por otro lado, la competitividad de la energía eólica offshore crece de la mano de una fuerte baja de costos a nivel internacional, a tal punto que, según Gannoum, en los últimos cuatro años, el coste de los servicios offshore ha caído “alrededor de un 40%, porque el mundo está invirtiendo fuertemente en ellos, principalmente China”.

Esta dinámica se combina con una creciente ganancia de escala, que genera condiciones más atractivas para proyectos a largo plazo. A partir de 2030, Brasil espera una “rampa de consumo elevada” vinculada al crecimiento de data centers, industrias electrointensivas y tecnologías como el hidrógeno verde.

“Será una reanudación del sector con crecimiento de una demanda en GW de capacidad”, estimó la ejecutiva. Y uno de los elementos estructurales del nuevo ciclo será el cambio en la forma de contratación de energía. Gannoum explica que, actualmente, la energía se vende en el mercado libre, y que el modelo tradicional de subastas públicas ha quedado atrás.

“Hoy en día, ya no hay subastas en Brasil. Los proyectos de eólica offshore tendrán contratos PPA como las demás fuentes. No veo ese escenario de subastas públicas”, afirmó. Por lo que, los futuros desarrollos se financiarán mediante contratos bilaterales en el mercado libre, lo cual requerirá una mayor sofisticación técnica, jurídica y financiera por parte de los desarrolladores.

Un sector en crisis que busca reactivarse

La visión a futuro contrasta con la situación actual del mercado eléctrico brasileño. Gannoum advierte que el país atraviesa una crisis, con una fuerte desaceleración de nuevos desarrollos debido a la falta de contratos y ventas firmadas.

A este contexto se suma la incapacidad del mercado para absorber todo el potencial de inversión existente. Situación que genera un freno estructural que exige respuestas urgentes y planificación de mediano y largo plazo.

“Estamos viviendo una verdadera crisis. Pero avizoramos que, en un horizonte de dos o tres años, saldremos de este valle y notaremos una reanudación en el crecimiento de esta industria”, proyectó.

Y uno de los puntos centrales para resolver la actual coyuntura es el cambio regulatorio y legal, que sigue pendiente pese a que el sector eléctrico brasileño no ha tenido una gran reforma desde hace más de dos décadas.

“Sentimos una carencia de cambio regulatorio. Eso explica la lluvia de medidas provisionales que hay en el Congreso, considerando que la gran reforma que experimentó el sector eléctrico ya tiene 21 años”, denuncia Gannoum.

Esta falta de actualización normativa representa un cuello de botella para atraer nuevas inversiones, diversificar la matriz energética y consolidar una transición energética robusta en el país.

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En Colombia, el impulso hacia una transición energética más acelerada se enfrenta a múltiples retos: alcanzar para 2030 un 12% de capacidad instalada en FNCER, mejorar la flexibilidad del sistema y diversificar la matriz para reducir la vulnerabilidad a fenómenos como El Niño.

Las demoras en licenciamientos ambientales, la falta de infraestructura de transmisión y la compleja interacción con comunidades en zonas de alto potencial renovable siguen siendo factores críticos.

Para los generadores, la IA ofrece ventajas estratégicas: desde la programación óptima de la producción y el despacho inteligente hasta la predicción de precios y curvas de demanda, incorporando variables climáticas, disponibilidad de recursos y condiciones de mercado.

Estas capacidades permiten maximizar ingresos, reducir penalidades por desbalances y aprovechar oportunidades en mercados intradiarios. También facilitan la detección temprana de anomalías en el consumo o en el desempeño de equipos, lo que reduce riesgos operativos.

“Cada vez las compañías son más conscientes de que la inteligencia artificial viene a cambiar las industrias, en particular el sector eléctrico. Va a haber una curva exponencial en el uso y adquisición de estas herramientas”, afirma Elkin Medina, CEO de MVM Global.

En diálogo con Energía Estratégica, el directivo detalla que la IA puede recomendar “los mejores momentos y qué tipo de energía utilizar y cuáles son las horas de producción más óptimas, o qué máquinas utilizar en qué momento, de acuerdo a los costos de energía”. Este enfoque, señala, no se limita a la reducción de consumo, sino que integra métricas que relacionan la eficiencia con la producción real.

El próximo mercado eléctrico andino de corto plazo entre Colombia, Ecuador y Perú, previsto para 2026, amplificará la necesidad de estas herramientas, al permitir transacciones más ágiles y el aprovechamiento de diferenciales de precio regionales.

En un sector que avanza hacia una operación más dinámica y descentralizada, la IA se perfila como un pilar para una gestión energética más estratégica, flexible y competitiva.

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Perú inicia una etapa decisiva para la transición energética con la aprobación de la Ley N° 32249, que moderniza el marco regulatorio, elimina barreras para la energía renovable y habilita la firma de contratos PPA entre generadores y usuarios libres sin necesidad de respaldo de potencia. Por lo que el ministro de Energía y Minas, Jorge Montero, estimó que este cambio podría atraer US$ 14000 millones en nuevos proyectos de generación limpia.

En este contexto, Energía Estratégica y Future Energy Summit (FES) elaboraron un informe dedicado al mercado peruano de cara al encuentro FES Perú que se celebrará el próximo 29 de septiembre en Lima y que reunirá a más de 400 stakeholders, incluyendo ejecutivos de empresas de generación, distribución y transmisión, así como inversores y especialistas en financiamiento.

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Las mineras, uno de los sectores más electro intensivos en Perú, han comenzado a responder a este nuevo paradigma mediante la firma de contratos de suministro renovable (PPAs) y el desarrollo de soluciones de autogeneración. En 2020, Southern Peaks Mining (mina Condestable) fue la primera en certificar el uso de energía 100% renovable, tras firmar un PPA con Statkraft Perú por 18 MW hasta 2033, con respaldo de certificados de energía renovable (RECs). 

Un año después, Anglo American elevó la apuesta con Quellaveco (Moquegua), la primera mina de gran escala en el país abastecida completamente con energía eólica, gracias a un acuerdo con ENGIE que destina la producción de Punta Lomitas (260 MW) a cubrir su demanda. Por lo que se espera que con este nuevo reglamento, que según Margarett Matos, senior Associate Lawyer en Rodrigo, Elias & Medrano Abogados, es “autoaplicativo” y ya está vigente, se verá un crecimiento en las firmas.

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Otro aspecto revolucionario para las energías renovables dentro de la Ley 32249 es el régimen de licitaciones que propone para abastecer al mercado regulado, similar al que rige en Chile desde hace varios años. Brendan Oviedo, especialista en energías renovables y socio del Estudio Hernández, revela que, de acuerdo a conversaciones que ha tenido con tomadores de decisión política, este Reglamento de Contrataciones de Electricidad para el Suministro de los Usuarios Regulados podría aprobarse este mes.

El Reglamento establece tres tipos de licitaciones: las de largo plazo de hasta 15 años con al menos 3 de carencia, mediano plazo hasta 5 años con al menos 2 de carencia y de corto plazo hasta 3 años con al menos 1 de carencia. Las licitaciones deben realizarse anualmente y son de cumplimiento obligatorio. 

Cabe destacar que, durante los primeros 12 meses de vigencia de la Ley 32249, las licitaciones solo podrán convocarse para productos de Potencia + Energía durante horas punta, mientras se transita hacia el nuevo modelo. Asimismo, los Distribuidores que posean activos de generación deberán participar en las licitaciones si desean utilizarlos para abastecer a sus usuarios regulados.

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No obstante, especialistas consultados por Energía Estratégica advierten que hay ciertas resistencias al régimen, sobre todo por parte de las distribuidoras, las cuales se muestran reticentes a que deban incorporar energía a través de estas subastas. Alegan que con estos esquemas podría darse un escenario de sobrecontratación si no se calcula debidamente la migración de usuarios regulados a libres. De superarse estas barreras y aplicarse el reglamento de licitaciones, la expectativa es que el año que viene Perú pueda estrenarse con una convocatoria en este sentido. 

Otro aspecto clave del nuevo marco regulatorio es que se define a los proveedores de servicios complementarios, incluyendo almacenamiento BESS y se ordena al Ministerio de Energía y Minas (MINEM) cerrar una normativa para desarrollar un mercado para este tipo de servicios. Se estima que la aplicación de este segmento se lleve a cabo a partir del 2026 y que se cree la figura del Proveedor de Servicios Complementarios. 

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Si bien esto permitirá un impulso de sistemas de almacenamiento, los grandes players locales ya han puesto en marcha emprendimientos, contando con know how para montarlos en el país.

Estos tres ejes regulatorios permitirán dinamizar y atraer más oportunidades de inversión al país. Sin embargo, el potencial de crecimiento ya es notable,Perú cuenta con 2,7 GW de proyectos eólicos y solares con concesión definitiva y un pipeline superior a 25 GW en desarrollo. 

Este contexto será eje de análisis en el Future Energy Summit (FES) Perú, que se celebrará el próximo 29 de septiembre en Lima y que abordará estrategias para posicionarse en un mercado que inicia una nueva etapa de PPAs, licitaciones y almacenamiento, y servirá como plataforma para identificar oportunidades y socios estratégicos.

La agenda incluirá la visión estratégica de referentes como Marco Fragale, CEO de Orygen, y Walter Sciutto, CEO de Pluz Energía Perú. También estarán presentes ISA Energía, COES, EDF Perú, Acciona Energía y otros destacados actores del sector.

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Tras varios años de ralentización, el sector renovable en México busca reactivarse en un nuevo escenario político, económico y normativo. Según el especialista en transición energética, Miguel Fernández, esta nueva etapa está siendo impulsada por tres factores clave: las metas climáticas trazadas al 2030, el fenómeno del nearshoring y una transformación normativa profunda que, si bien aún genera incertidumbre, comienza a abrir oportunidades de inversión.

“Estos tres componentes están incentivando y promoviendo cambios en los esquemas de financiamiento”, aseguró Fernández, y apuntó que el compromiso de alcanzar un 45% de generación renovable al 2030 está marcando la agenda pública y privada, mientras el nearshoring intensifica la demanda energética de polos industriales, especialmente en el norte del país. 

En este contexto, la reconfiguración de los esquemas de financiamiento se vuelve crucial. El especialista remarcó que los desarrolladores deben ampliar su mirada más allá de las herramientas tradicionales del mercado mexicano, especialmente cuando se trata de proyectos de gran envergadura o con componentes sociales. 

“Yo le recomendaría que no se quede únicamente con los esquemas de financiamiento de México”, sugiere el especialista, en referencia a un desarrollador que busca capital para su primer parque renovable. Y aseguró que existen opciones más atractivas en el exterior, como las ofrecidas por el Banco Interamericano de Desarrollo o entidades del sudeste asiático, que están cada vez más interesadas en financiar proyectos de inversión en América Latina.

Además, las entidades financieras locales también están siendo empujadas a transformarse. A partir del próximo año, los bancos estarán obligados a exigir reportes de sustentabilidad más rigurosos a las empresas cotizantes en la Bolsa Mexicana de Valores, lo cual impactará directamente en los criterios de análisis de riesgo y elegibilidad para créditos. 

En línea con esta tendencia, el especialista señaló que es necesario prestar atención a las nuevas guías de descarbonización para entidades financieras, ya que marcan una hoja de ruta clara para acceder a capital verde, especialmente para proyectos alineados con criterios ESG.

Respecto a la rentabilidad de las inversiones en el ámbito industrial, Fernández aportó un caso concreto para el contexto mexicano, en la región central del país, una instalación fotovoltaica para una industria bajo tarifa GDMTH podría recuperar su inversión en un plazo estimado de cuatro años. No obstante, aclaró que si se incorpora un sistema de almacenamiento con baterías (BESS), el retorno de inversión (ROI) se extiende hasta los seis años aproximadamente. Este plazo representa, según el consultor, un escenario competitivo en el contexto actual.

No obstante, Fernández advierte que la rentabilidad proyectada no depende únicamente del diseño financiero, sino también de las condiciones regulatorias y técnicas del país. En México, el marco normativo ha mostrado una dinámica cambiante que obliga a los desarrolladores a reaccionar con rapidez. Como ejemplo, recuerda que una reciente medida en el Mercado Eléctrico Mayorista dividió el territorio en dos zonas, pero fue derogada apenas dos meses después, afectando la planificación y los análisis de riesgo.

“Todo el mundo estaba corriendo con los análisis financieros, buscando inversionistas, y cuando se vino la derogación fue todo un tema”, manifestó el especialista, quien subrayó que estas fluctuaciones normativas pueden impactar directamente en el acceso a financiamiento y en los plazos de retorno.

Para Fernández, la reactivación del sector renovable en México dependerá en gran medida de contar con un marco regulatorio estable y previsible, capaz de dar certidumbre a los desarrolladores y confianza a los inversionistas.

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La licitación PET-3 marca el retorno de Guatemala a las grandes convocatorias de transporte eléctrico después de más de una década, y lo hace de la mano de la PEG-5, que busca adjudicar hasta 1400 MW de generación renovable.

El presidente de la Asociación Guatemalteca de Transportistas de Electricidad (AGTE), David Eduardo Cabrera Palomo, subrayó a Energía Estratégica que el éxito de este proceso depende de una planificación que anticipe las necesidades: “Transporte es esa unión de generación con demanda y es la que permite que haya un óptimo despacho y una óptima calidad en cuanto al usuario final”.

PEG-5 contempla contratos de 15 años para plantas nuevas y de 5 años para existentes, permitiendo la participación de tecnologías híbridas y sistemas de almacenamiento (BESS).

Según Cabrera, la integración de estos proyectos “es técnicamente manejable si se aborda con rigurosidad y una buena coordinación interinstitucional”. Sin embargo, advirtió que se requiere “una red que soporte las variaciones y una normativa que se optimice continuamente”.

A su vez, el presidente de la asociación resaltó que “el éxito de una licitación no es adjudicar, es que entren en operación los proyectos que se adjudicaron”.

En este sentido, advierte que hoy los plazos para presentar ofertas en el PET-3 son demasiado cortos para la magnitud de estudios requeridos: inventarios catastrales, estudios arqueológicos, análisis de áreas protegidas y prediseños de obras. “El número que yo presente en mi oferta va en relación al riesgo que debo asumir. Si no me dan tiempo suficiente, los precios tienden a ser más caros por la urgencia”, puntualizó.

Otro factor clave es la gestión de permisos, que en Guatemala puede tomar hasta 5 años, representando dos tercios del tiempo total de un proyecto de transmisión. Cabrera sugirió mecanismos como una ventanilla única estatal para centralizar trámites y “que el gobierno sea corresponsable junto con el adjudicatario de obtener esos permisos”.

Por primera vez, Guatemala lanza licitaciones de transmisión y generación de forma simultánea. No obstante, Cabrera advirtió que la PET-3 no cubre las necesidades que traerá la PEG-5: “La PET-3 cubre necesidades pasadas, de la PEG-4 y electrificación rural; la PEG-5 va a traer nuevas necesidades y para eso se requiere otra licitación”.

El directivo recuerda que históricamente la infraestructura de transporte debe anticiparse a la generación, ya que un proyecto de transmisión puede tardar 7 años en completarse, el doble que uno de generación. “Es como planificar una fiesta: el vestido lo tienes meses antes porque no quieres correr el riesgo de que no esté listo el día”, ejemplificó.

AGTE ha planteado propuestas concretas para mejorar las bases del PET-3 y atraer más participación: digitalización de trámites, plazos definidos para resoluciones municipales y gubernamentales, mecanismos para facilitar la adquisición de servidumbres y segmentación de lotes para evitar que proyectos rápidos se retrasen por mezclarse con otros más complejos.

De acuerdo con Cabrera, “si se logran esos incentivos dentro de las bases de licitación y dinamizamos el marco regulatorio, podremos tener licitaciones exitosas en participación, ejecución y puesta en operación”.

Por ahora, el sector espera las adendas que el Ministerio de Energía y Minas debe publicar a finales de mes. Cabrera reconoció que “la participación es más escasa de lo esperado porque los inversionistas esperan ver si las adendas logran mitigar el riesgo y ampliar plazos”.

Ana Beatriz Sánchez Melgar, directiva de AGTE, reforzó que “después de esperar 10 años por una licitación de transmisión, se debe cumplir la ley haciendo planificación cada dos años y abrir espacios de participación conjunta entre transportistas, distribuidores y generadores”.

En palabras de Cabrera, “esto es apenas la punta de un gran iceberg: de 140 proyectos prioritarios que el Ministerio identificó, solo 14 están en la PET-3. Si no aceleramos el transporte, no habrá transición energética en el país”

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La Empresa de Distribución Eléctrica Metro-Oeste (ENSA) confirmó a Energía Estratégica su participación en la licitación LPI ETESA 01-25, como compradora de energía bajo el esquema regulado por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP). Este proceso, desarrollado por la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA), se enmarca en el primer cronograma plurianual de licitaciones elaborado por la Secretaría Nacional de Energía de Panamá, con el objetivo de asegurar contratos firmes de generación renovable con visión de largo plazo.

Desde la compañía explicaron que ENSA, como empresa regulada, participaba del proceso en conformidad con la normativa vigente. Luz María Mejía, Gerente de Comunicaciones y Relaciones Corporativas, detalló que, aunque ETESA funge como Gestor de Compra, ENSA fue la responsable de remitir los requerimientos de contratación y luego recibir los contratos adjudicados. Aseguró que la empresa seguiría de cerca el proceso para garantizar su cumplimiento y velar por el mejor interés de sus clientes.

Cronograma base presentado:

Respecto del diseño del pliego —contratos a 20 años, inicio en 2029 y tecnologías elegibles limitadas a hidroeléctricas de pasada y eólicas nuevas—, Mejía subrayó que no debía analizarse de forma aislada, sino dentro de una planificación general. En diálogo con este medio, sostuvo que “el Pliego LPI ETESA 01-25 no debía analizarse de forma individual sino dentro del marco de un plan de compras de potencia y energía establecido por la Secretaría Nacional de Energía”. La ejecutiva remarcó que el cronograma prevé cinco licitaciones diferenciadas, orientadas a cubrir la demanda futura con una matriz energética diversificada.

Desde ENSA, el interés principal fue que las adjudicaciones permitieran cubrir las necesidades de potencia y energía —tanto a corto como a largo plazo— con precios competitivos.

“Desde nuestra empresa, el interés supremo era lograr adjudicaciones a precios competitivos para nuestros clientes”, afirmó.

Si bien la licitación 01-25 no contempló la inclusión de energía solar ni almacenamiento, Mejía reconoció que el cronograma sí contemplaba un acto exclusivo para centrales fotovoltaicas. A su juicio, el diseño final de ese proceso permitiría incorporar tecnologías complementarias como el almacenamiento, siempre que existieran condiciones adecuadas para garantizar competencia.

“En dicha licitación podrían incluirse tecnologías complementarias, como el almacenamiento, para establecer condiciones adecuadas de oferta”, explicó.

Sobre el posible impacto tarifario, la ejecutiva advirtió que una única licitación no debería modificar sustancialmente el costo promedio de abastecimiento. Sin embargo, señaló que si los precios adjudicados eran demasiado elevados, podrían afectar la tarifa a largo plazo. Recordó que los precios máximos definidos para esta licitación estaban por encima del monómico actual de compra de ENSA, pero aseguró que desde la empresa esperaban que fuera la competencia la que impulsara los precios a la baja.

“Esperábamos que fuera la competencia la que moviera estos precios para mantener o mejorar los precios que pagan nuestros clientes”, manifestó.

Finalmente, sostuvo que lo determinante no era el precio de un solo contrato, sino el equilibrio de toda la matriz.

“Era la combinación de todas las tecnologías la que iba a definir el costo final de abastecimiento”, expresó.

Proyecciones hacia 2026 y 2027

En cuanto a las próximas subastas incluidas en el cronograma (años 2026 y 2027), Mejía transmitió a Energía Estratégica que la expectativa de ENSA era que se cumplieran los tiempos previstos y que cada uno de los pliegos fomentara condiciones óptimas de participación y competencia.

“Esperábamos que los participantes presentaran ofertas competitivas para obtener los mejores precios posibles”, afirmó.

Además, indicó que con la realización oportuna de estas licitaciones, ENSA podría mantener sus niveles de contratación dentro del rango regulatorio óptimo, lo cual es crucial para proteger a sus clientes de las fluctuaciones del mercado ocasional.

“Era importante que todos nuestros clientes estuvieran respaldados mediante contratos de suministro”, concluyó.

Con más de 2.700 MW de potencia firme renovable proyectados a licitarse entre 2025 y 2028, el cronograma de la Secretaría Nacional de Energía marca un hito en la planificación energética panameña. La licitación 01-25 es solo el primer paso hacia un sistema eléctrico más resiliente, competitivo y comprometido con la descarbonización. ENSA, al sumarse activamente desde el inicio, consolida su rol en esta transición, apostando por estabilidad, eficiencia y precios justos para sus clientes regulados.

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La primera licitación pública destinada a proyectos renovables en República Dominicana, que incorporó sistemas de almacenamiento con baterías (SAEB), marcó un punto de inflexión en la transición energética del país. Para Enrique Segura Quiñones, abogado en Business, Corporate y Energy Law en Segura Abogados, “representó un compromiso firme del Estado con la expansión y diversificación de la matriz de generación”.

El proceso fue convocado por el Comité de Usuarios de Energía Distribuida (CUED) y aprobado por la Superintendencia de Electricidad (SIE). Además, se supo que los proyectos adjudicados debían contar con almacenamiento, dado que la licitación estableció nuevas exigencias técnicas al exigir este componente como parte integral.

Segura Quiñones resaltó que “fue la primera licitación pública destinada a proyectos renovables”, lo que la convirtió en un hito para la política energética dominicana.

Desde la perspectiva de inversión, “constituyó una oportunidad relevante para participar en el crecimiento del mercado eléctrico dominicano dentro de un marco regulatorio que había venido madurando”, afirmó.

No obstante, advirtió desafíos técnicos significativos: la exigencia de SAEB para proyectos con concesión previa, la obligatoriedad de prestar servicios auxiliares como grid-forming y arranque en negro, y requisitos técnicos adicionales para el almacenamiento.

“Fueron factores que debieron ser considerados en el diseño y viabilidad de los proyectos”, subrayó.

El bloque de hasta 600 MW —con contratos previstos a 15 años (180 meses)— generó expectativas de alta concurrencia de actores locales e internacionales.

“El tamaño del bloque licitado y la posibilidad de presentar proyectos desde 20 MW crearon un terreno propicio para consorcios con experiencia técnica y respaldo financiero”, sostuvo.

Sin embargo, la bancabilidad de los contratos PPA fue determinante. Persistieron incertidumbres en torno al tratamiento fiscal, particularmente sobre los incentivos de la Ley 57-07, y plazos de construcción de 24 meses, que podrían haberse ajustado según la complejidad y financiamiento.

Aunque no se habían publicado las bases completas, Segura Quiñones anticipó que el diseño competitivo estaría influenciado por el costo del almacenamiento.

“La inclusión del SAEB como componente integral elevó la complejidad técnica y financiera, incrementando los costos de inversión y operación”, explicó.

Por ello, estimó que los precios de adjudicación serían más altos que en PPA sin almacenamiento, y que la claridad en los criterios de evaluación y posibles mecanismos de indexación sería clave para “garantizar una competencia justa y eficiente”.

Pipeline de proyectos y Meta RD 2036

El sector previó nuevas licitaciones en el corto y mediano plazo, alineadas con la meta del 30 % de generación renovable al 2030. Para mantener un flujo robusto de proyectos, Segura Quiñones propuso optimizar la coordinación entre entidades como la SIE, la CNE, el MIMARENA, Hacienda y la DGII, con el fin de agilizar permisos y definir reglas claras para los incentivos fiscales del SAEB.

“Hubiese sido conveniente contar con datos más precisos sobre disponibilidad de red y capacidad de interconexión”, agregó.

La licitación se enmarcó en los objetivos de la Meta RD 2036, cuyo propósito fue duplicar el PIB real al 2036 con un crecimiento inclusivo del 6 % anual.

“La Meta RD 2036 representó una oportunidad histórica para transformar de manera estructural la matriz energética y posicionar al país como hub renovable del Caribe”, afirmó.

El plan contempló mayor penetración de renovables, reducción de pérdidas eléctricas, resiliencia climática mediante generación limpia y redes inteligentes, y el aprovechamiento del nearshoring para exportar energía limpia.

Gracias a la creación de comités sectoriales especializados y una Unidad de Gestión de Resultados, se facilitó el seguimiento de las acciones previstas en la estrategia. En palabras de Segura Quiñones, “el potencial real fue alto; el reto no fue de visión, sino de implementación constante y alineación público-privada”.

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Perú se está posicionando como uno de los mercados con mayor potencial y expectativas de crecimiento en energía solar dentro de América Latina, con más de 14 GW de proyectos en tramitación y construcción. En ese marco, JA Solar se consolida como uno de los actores claves, con un objetivo claro: alcanzar entre el 25% y el 30% de la cuota de mercado este año, tanto para utility scale como para generación distribuida.

La compañía, que estará participando en el próximo encuentro Future Energy Summit (FES) Perú, ya cuenta con dos grandes proyectos adjudicados, uno es el proyecto CSF Illa en Arequipa de 472 MW, firmado con Inver Renewable Management, que será el más grande del país. Además, firmaron un acuerdo para el proyecto San José de 180 MW, ambos marcan un hito para su posicionamiento.

“A nivel de proyectos ya asignados, somos la marca con mayor cantidad de megavatios comprometidos en el histórico del país”, aseguró Cristhian Romero, Gerente de Ventas de JA Solar para Perú, Ecuador y Bolivia, y señaló que con estas firmas podrán “superar satisfactoriamente” su objetivo de cuota de mercado y apalancar otros proyectos en la región.

“El pipeline de proyectos que prevemos en el país es de unos 800 MW anuales por lo menos hasta el 2027, mientras que a partir del 2028 dependerá de cómo se den las regulaciones”, analizó Romero en diálogo con Energía Estratégica.

Cortesía: Tesga Energy / Sistema de Bombeo – Distrito de Sechura, Piura.

En cuanto a generación distribuida, JA Solar también despliega una estrategia basada en alianzas con distribuidores. Actualmente trabaja con Grupo Sigelec, una empresa local con tres décadas de trayectoria, y con Autosolar, de matriz española. “La idea es poder trabajar de la mano con estos distribuidores y a través de ellos poder llegar a los usuarios finales”, explicó el representante de la compañía.

JA Solar aspira a captar este año un 30% del segmento de generación distribuida, lo que equivale a 25 megavatios, considerando un total estimado entre 80 y 100 megavatios en nuevos proyectos para este 2025 en dicho segmento. La apuesta se enfoca en sectores productivos con alto potencial, especialmente el agrícola: “Es un segmento que estamos viendo con bastante interés, no solo por su impacto económico, sino también social”.

El mercado de generación distribuida está generando expectativas en el sector renovable peruano, ya que, si bien aún no hay un reglamento promulgado, se espera que este año haya novedades.

“Las industrias han ido desarrollando proyectos interesantes, hay expectativas de que este año, y seguramente se mencionará en FES, tengamos un reglamento aprobado. Esto va a generar que comiencen a desarrollarse instalaciones a mayor velocidad, dado que van a tener un ingreso adicional sumado al beneficio de autoconsumo”, detalló el ejecutivo.

En ese marco, JA Solar proveerá módulos para el mayor sistema fotovoltaico de autoconsumo en una agroindustria del país, con una potencia que supera los 6 megavatios y que será instalado por Insoelec Solar SAC

Romero señaló que la base de esta expansión está en su presencia técnica local, una ventaja competitiva que destacó, lo que les permite acompañar los proyectos desde el desarrollo hasta la postventa: “Nuestro objetivo no es vender un módulo y quedar en la venta, sino tener una relación a largo plazo”, subrayó.

Además, aseguró que actualmente están priorizando o módulos con tecnología de celdas TOPCon de alta eficiencia y comprobado rendimiento en climas diversos: “Esta tecnología ya ha sido probada en cada una de las regiones del Perú con éxito, yestimamos que va a permanecer durante los siguientes cuatro años”, destacó.

El entorno regulatorio está impulsando las proyecciones del sector renovable. La Ley N° 28832, recientemente actualizada por la ley N°32249, representa un punto de inflexión. “Esta nueva ley está promoviendo el uso de las energías renovables y va a generar un un flujo de proyectos e inversión interesante en futuros años”, indicó el ejecutivo.

Respecto a la evolución de precios, Romero fue enfático: “Los precios han venido disminuyendo considerablemente en los últimos dos o tres años”, lo que ha dinamizado la ejecución de proyectos. Si bien hoy hay señales de un posible incremento por costos de materias primas y reducción de subsidios en China, estima que no se verá afectada la expansión del mercado peruano, debido al marco regulatorio favorable, la solidez jurídica y el interés creciente de inversionistas.

Sobre su participación en FES Perú, el encuentro que reunirá a los principales actores del sector, manifestó: “Nos alegra que esté por primera vez en el país,  es un espacio para construir y compartir experiencias con empresas locales y de otros países como Chile, Brasil o Colombia”.

Y anticipó que los grandes ejes a debatir serán la nueva ley 32249, el reglamento de generación distribuida y la preparación de las redes eléctricas para integrar nuevos proyectos.

“Nuestro enfoque va a ser mostrar la eficiencia y los casos de éxito de nuestra tecnología en países que ya vienen con muchos más años en el sistema fotovoltaico”, concluyó Romero.

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El crecimiento acelerado de la energía solar en El Salvador —con 734 MW instalados, el 23,7 % de la capacidad total del país— obliga al sistema a dar el siguiente paso: regular el uso de baterías como tecnología clave para respaldar la matriz y evitar vertimientos.

Ingrid Chávez de Mendoza, Directora de Operaciones Comerciales en EDP Services LTDA. de C.V., advirtió que la integración del almacenamiento es urgente para sostener la confiabilidad del sistema eléctrico. “La generación fotovoltaica nos estaba apoyando mucho en estas horas del día, pero si estaba nublado o durante la noche, se veía la disminución drástica del tipo de recurso”, planteó. “No era potencia firme”, subrayó.

Si bien ya existen baterías operativas en el país, su uso está restringido por la regulación vigente. Hoy solo pueden operar durante el período en que el sistema solar está produciendo. Esto impide que las instalaciones acumulen energía y la liberen durante la noche o en horarios de baja generación.

“Era una primera fase de la regulación que permitía eso, pero no permitía hacer un shifting para generar en otras horas ni para evitar vertimiento”, detalló la ejecutiva. “Tampoco lo permitía para dar servicios auxiliares al sistema”, añadió.

Estas barreras técnicas impiden que el almacenamiento cumpla funciones estratégicas dentro del sistema eléctrico: como el arbitraje de precios, el soporte en horas punta, la estabilización de la red y la prestación de servicios secundarios.

Por esa razón, la Unidad de Transacciones y la Dirección General de Energía ya trabajan en una nueva regulación. Si bien aún está en evaluación, el sector espera que el proceso no se dilate.

“Todavía está en evaluación. Uno esperaría que en este año o a la mitad del otro ya lo tuvieran. Ya tenían varios meses de estarlo evaluando, pero cada vez se volvía más necesario. El sistema ya lo requería”, afirmó Chávez de Mendoza.

Mientras tanto, empresas privadas y el propio Estado avanzan con nuevos desarrollos que incluyen baterías desde su concepción. “Todo el mundo ya estaba pensando en que la batería iba a ser un tema necesario”, sostuvo la Directora de EDP Services.

Una región que ya avanza y un país con potencial por destrabar

El Salvador no parte de cero: tiene un mercado renovable en crecimiento, un marco institucional estructurado y la experiencia de haber articulado políticas de largo plazo que lo convirtieron en exportador neto de energía.

Sin embargo, la falta de normativas actualizadas en almacenamiento amenaza con desacelerar ese impulso. Hoy, las baterías no pueden participar del despacho ni ofrecer servicios al sistema, y los desarrolladores deben enfrentar obstáculos como la imposibilidad de que los transmisores amplíen subestaciones preventivamente, lo que complica la interconexión de nuevos proyectos.

En paralelo, América Latina ya supera los 2,5 GW de capacidad instalada en BESS, liderada por países como Chile, que ya desplegó más de 1.000 MW y proyectos icónicos como Capricornio (264 MWh) y Oasis de Atacama (hasta 2,5 GWh de almacenamiento solar).

La tendencia también avanza con fuerza en México, Colombia y Brasil, donde el almacenamiento se combina con renovables para estabilizar la red, absorber excedentes y generar en horarios críticos.

El Salvador, con una participación solar significativa y una demanda creciente por soluciones de respaldo, tiene una oportunidad concreta para ponerse a tono con los líderes regionales.

“Creíamos que hacia eso íbamos”, concluyó Chávez de Mendoza, convencida de que el país puede consolidar su transición energética si logra destrabar la regulación del almacenamiento y abrir el camino a nuevas inversiones en flexibilidad.

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La heterogeneidad y lentitud de las Corporaciones Autónomas Regionales (CAR) en el licenciamiento ambiental es hoy el principal cuello de botella para los desarrollos de generación, especialmente los solares de escala media.

Así lo aseguró el exdirector de la UPME, Adrián Correa, quien considera necesario “repotenciar las capacidades de respuesta de las administraciones».

En diálogo con Energía Estratégica, el actual asesor y académico, indicó que existen 18 GW de generación aprobados en distintas fases —desde licenciamiento, consecución de terrenos y construcción, hasta pruebas— que “podrían cubrir los problemas energéticos de Colombia por tal vez un poco más de una década”, sostuvo.

A diferencia de la ANLA, donde se han estandarizado procedimientos y se redujeron tiempos promedio de evaluación de 155 a 62 días entre 2016 y 2020, las CAR presentan criterios, plazos y capacidades dispares que frenan los expedientes.

En la misma línea, el nuevo esquema LASolar —para proyectos 10–100 MW— fija plazos definidos (verificación en 5 días hábiles, requerimientos en 10 días, respuesta del promotor hasta 30 días prorrogables y decisión en 10 días), con una reducción de tiempos del 70 % frente al trámite tradicional.

El objetivo es replicar, en el ámbito descentralizado, la agilidad observada en la ANLA: formatos únicos, sistemas de información homogéneos, métricas públicas de desempeño por corporación y mecanismos de apoyo técnico (p. ej., equipos volantes o mesas técnicas sectoriales) que reduzcan la dispersión de criterios y acoten tiempos de evaluación.

Planeación socioambiental temprana: del papel a la práctica

Durante su gestión, Correa impulsó un cambio de enfoque en la planeación para anticipar riesgos sociales, ambientales y territoriales.

“Se creó un grupo social, ambiental y territorial dentro de la unidad de planeación. Es una técnica para incorporar señales, alertas, para hablar con las comunidades”, explicó.

Para bajar la conflictividad y mejorar la trazabilidad de los proyectos, en 2024 se realizaron visitas previas a comunidades explicando el alcance de las convocatorias en transmisión: “la gente ni siquiera sabía que había un proyecto identificado y se daba cuenta cuando ya empezaban trabajos”.

Esta diligencia temprana se complementó invitando a autoridades ambientales al Comité Asesor de Planeación, integrando señales sociales y ambientales en la definición de obras.

El caso La Guajira muestra el valor de la articulación interinstitucional: el trabajo conjunto con Minenergía, MinAmbiente y MinInterior permitió cerrar consultas previas y radicar el licenciamiento de la línea colectora en 2023, habilitando el paso a la evaluación ambiental.

Un problema multifactorial que exige coherencia institucional

Correa subrayó que el rezago de las renovables no convencionales no tiene un único responsable: hubo fallas de relacionamiento temprano, desconocimiento territorial y episodios de falta de articulación público‑privada; además, ciertas dinámicas regionales y políticas exacerbaron conflictos.

“Es un problema multifactorial… un país que realmente tiene muchos componentes bastante complejos”, describió, aludiendo también a contextos de economías ilegales y actores armados.

Pese a ello, identificó avances en los últimos dos años que empresas como ISA y Grupo Energía de Bogotá “reconocen” en materia de acompañamiento estatal y presencia territorial.

Otro acierto destacado fue la Misión Transmisión y el Plan de Modernización con 98 obras como hoja de ruta para robustecer la red y habilitar la transición.

No obstante sí cree necesario un “combo” tecnológico para flexibilidad y confiabilidad: renovables (solar y eólica), compensadores síncronos y baterías. “Es un combo absolutamente ganador y que va a estar sí o sí presente en el sistema eléctrico colombiano”, afirmó.

Por último, la señal regulatoria y de planeación para almacenamiento es otra prioridad: la UPME ya identificó obras en el centro y suroccidente, y avanzó en un análisis de impacto normativo para hibridación renovables+baterías, cuyo diseño de incentivos (puntos de conexión, subastas o cargos) será determinante para la bancabilidad.

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La ley de fomento a las energías renovables de Argentina está llegando a su fecha límite. Este año vence la estabilidad tributaria que protege al sector que permitió que las energías limpias cubrieran el 16,5% de la matriz eléctrica en 2024.

Es por ello que desde el ámbito legislativo apuntan a prorrogar el régimen por dos décadas más para sostener el crecimiento renovable y evitar futuros impuestos al sol o al viento por parte de distintas autoridades. 

“Trabajamos con cámaras, gobernadores y con el gobierno nacional en una iniciativa para renovar ese blindaje fiscal, y que haya 20 años más de estabilidad tributaria, pensando también que ya no hacen falta metas para el desarrollo porque ya se logró, pero sí reglas del juego claras”, indicó Martín Maquieyra, diputado nacional por La Pampa y vicepresidente de la Comisión de Energía de la Cámara de Diputados. 

“El sector no pide otros beneficios o metas más ambiciosas, solo que no se impongan más impuestos que los actuales”, manifestó en diálogo con Energía Estratégica..

No obstante, algunos beneficios contemplados no llegaron a utilizarse plenamente y, por ende, el vencimiento de la normativa dejaría al sector expuesto, lo que representaría un retroceso que atente contra el potencial ERNC a nivel nacional, y con el riesgo de que cualquier jurisdicción imponga tributos adicionales.

En paralelo, el legislador subrayó que la demanda futura de energías renovables está respaldada por sectores como la minería y los hidrocarburos, que ya desarrollan proyectos con fuentes limpias, por lo que continuar con la normativa vigente resultaría un paso en la transición energética local. 

Proceso legislativo y contexto político-electoral

La propuesta legislativa consiste en un proyecto de ley de cuatro o cinco artículos, enfocado exclusivamente en la prórroga de la estabilidad tributaria. Según el diputado, “parecería un proceso simple, pero el año de elecciones legislativas (se celebrarán el domingo 26 de octubre) puede dificultar el consenso necesario”. 

El plan contempla varias alternativas: presentar el proyecto ahora, esperar a después de las elecciones para avanzar en un clima más propicio o impulsarlo tras un recambio legislativo que dé mayor respaldo al oficialismo.

“Durante el verano no se puede perder tiempo, porque apenas caigan los beneficios, habrá riesgo de que se impongan impuestos”, enfatizó Maquieyra. 

Es decir que si bien las cámaras del sector renovable y varios gobernadores respaldan la continuidad del régimen, la ventana de oportunidad legislativa será estrecha en un año donde las tensiones políticas podrían postergar la discusión.

Con el reloj legislativo corriendo y metas aún por alcanzar, la prórroga de la Ley N° 27.191 se presenta como una pieza clave para garantizar que la Argentina no pierda el impulso que la llevó a estar cerca del 20% de cobertura renovable. El desafío es lograr que la política electoral no frene un consenso que el sector considera urgente.

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En Colombia, levantar capital para un parque solar no solo implica encontrar inversores, sino asumir un costo financiero que duplica al de mercados consolidados como el alemán. Con un WACC que supera el 15%, el peso del riesgo país representa una carga significativa que encarece la energía antes de que se genere un solo kilovatio.

La consecuencia: proyectos menos competitivos, inversionistas más cautelosos y un desarrollo renovable que avanza a contracorriente frente a países con condiciones macroeconómicas más estables.

Jorge Sierra Almanza, Gerente de Operaciones de Enersinc, advierte que en proyectos fotovoltaicos y eólicos, el capital puede representar entre el 60% y el 70% del costo total. “En países como Colombia, Ghana o Argentina, donde el WACC (costo promedio ponderado del capital) está por encima del 15%, gran parte del LCOE se destina a pagar intereses y retornos a los inversionistas”, explica, citando datos del último informe de IRENA.

En mercados con menor riesgo crediticio —como Dinamarca o Alemania— el impacto financiero no supera el 30%. Esa diferencia hace que la energía generada localmente sea menos competitiva y limita el desarrollo de proyectos frente a países más estables.

El alto WACC no es un problema solo para los desarrolladores: se traslada al Costo Nivelado de Energía (LCOE) y, en última instancia, al precio que pagan hogares y empresas.

Según Sierra, los precios promedio para proyectos solares a gran escala en Colombia se ubican entre 250 y 330 COP/kWh, mientras que en generación distribuida —menos escalable— superan los 350 COP/kWh.

Para revertir la situación, el especialista plantea una estrategia múltiple: garantías soberanas, seguros de riesgo cambiario, mayor participación de la banca multilateral y, sobre todo, “garantizar estabilidad jurídica y coherencia regulatoria” para mejorar el apetito inversor.

Colombia cuenta con 1.411 proyectos solares registrados con solicitud de conexión, que suman 74.599 MW, según datos de la UPME a julio de 2025. Sin embargo, muchos han quedado frenados o han cambiado de dueño por costos y riesgos no previstos.

Oportunidades y señales positivas

No todo es negativo: la caída global de hasta el 70% en el precio de equipamiento solar —incluyendo módulos e inversores— ayuda a amortiguar el sobrecosto financiero. Además, el país sigue siendo atractivo para actores con experiencia local, contratos sólidos y beneficios tributarios, capaces de obtener retornos por encima del 15%.

Para Sierra, este es un momento estratégico: “Los países con alta penetración solar ya no ofrecen los mismos retornos. Es la oportunidad de atraer inversiones hacia mercados como el nuestro, pero necesitamos resolver el sobrecosto financiero para que eso ocurra”.

En este escenario, también cobra relevancia la implementación de un nuevo mercado intradiario.

La propuesta del DETOR, aún en borrador, permitiría redespachar generación y corregir desvíos de forma diaria, reduciendo penalizaciones y bajando el riesgo operativo para las plantas renovables.

A diferencia del mercado spot, esta primera fase sería un mecanismo de ajuste diario gestionado por el operador del sistema, y podría estar vigente este mismo año si existe voluntad política.

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El próximo martes se llevará a cabo la apertura de ofertas económicas de la licitación de 500 MW sistemas de almacenamiento “AlmaGBA” de Argentina. Y previo a dicho acontecimiento, la Secretaría de Energía de la Nación anunció que los titulares de los 27 proyectos que compiten podrán presentar un sobre B complementario, habilitando la reducción de precios ofertados originalmente. 

Esta decisión responde a una modificación arancelaria clave impulsada por el Poder Ejecutivo, dado que, a partir del Decreto 513/2025, publicado el pasado 28 de julio, se eliminó el arancel del 18% para la importación de acumuladores interconectados, afectando directamente el costo de inversión de los sistemas de almacenamiento. 

Ante este nuevo escenario, se dispuso que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) reciba sobres B complementarios una hora antes del acto de apertura de ofertas económicas, con la particularidad que deberá incluir un factor de minoración entre 0,90 y 1. 

Este coeficiente será aplicado sobre el precio base de la potencia ofertada, determinando así el nuevo valor que se tomará en cuenta para la evaluación de las propuestas. Y según fuentes de CAMMESA, permitirá la reducción de precio de “hasta 10%”. 

Y cabe recordar que hay 14 firmas participantes son BAESA, Grupo Alberdi, Central Térmica Almirante Brown, Sullair, Coral Energía, Aluar, Central Dock Sud, Rowing, MSU Green Energy, Genneia, Pampa Energía, Talde Construcciones, Central Puerto y la sociedad entre Everyray LATAM y Alupar (únicas dos compañías internacionales presentadas).

Dichas compañías solicitaron una potencia mínima de 1182,5 MW, mientras que la máxima asciende a 1346,9 MW, repartidos en proyectos que van de 10 MW a 150 MW, que deberán poder ser operados al menos 180 ciclos por año y las centrales deberán tener la capacidad de extender la carga continua de las baterías por hasta 8 horas.

De esta manera, las empresas tendrán la posibilidad de ajustar sus propuestas económicas en línea con la nueva estructura de costos, manteniendo sus condiciones técnicas y calificaciones previas. Mientras quienes no presenten el sobre B complementario mantendrán el factor 1, es decir, sin modificación de precio. 

Desde CAMMESA aseguraron que si eventualmente llega a haber algún empate se seguirá utilizando el factor de mayoración original, aunque “resulta difícil que haya empates” debido a que con la nueva medida se implementa un factor de minoración que tiene tres decimales y “difícilmente coincidan dos precios”.

La habilitación de este mecanismo busca transparentar la mejora económica que implicará para los proyectos la eliminación del arancel. Según análisis técnicos, esta reducción de barreras a la importación podría representar una mejora cercana a 3% en la tasa de retorno interno de las iniciativas, incrementando su competitividad. 

Expectativas de precios y posibles próximas etapas

Si bien no se han develado valores esperados, desde el hay optimismo sobre los precios que se recibirán con esta instancia complementaria y abren la puerta a la posibilidad de otra ronda BESS en el futuro. 

“Al haber el doble de potencia ofertada, veremos si la Secretaría de Energía se contenta con asignar 500 MW o si luego habrá una ronda complementaria para aquellos proyectos que no fueran designados”, anticiparon en diálogo con Energía Estratégica.

Es decir que la posibilidad de una ronda adicional no está confirmada, pero se evalúa como una opción si las condiciones del mercado y la calidad de las ofertas así lo permiten. En cualquier caso, la implementación del sobre B complementario fortalece el proceso de adjudicación y consolida a AlmaGBA como un instrumento clave para el impulso del almacenamiento energético en Argentina.

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En un contexto de creciente demanda eléctrica y con la capacidad de generación presionada por la falta de inversión en grandes proyectos, el sector privado y diversos especialistas coinciden en que la reactivación de las subastas a largo plazo es una condición indispensable para garantizar el suministro y la competitividad del mercado.

“Hay una necesidad de impulsar de nuevo las subastas, representaban una certeza para los inversionistas y han vivido mucha incertidumbre los últimos años”, aseguró Sofía Díaz Plascencia, especialista en mercado eléctrico, en diálogo con Energía Estratégica.

 La ejecutiva advirtió que, sin este mecanismo, el país difícilmente podrá atraer la inversión necesaria para ampliar la capacidad de generación y cubrir la creciente demanda eléctrica. 

Uno de los principales hechos que generó debate sobre el panorama para los inversores fue la salida de Iberdrola del país. La especialista explicó que, más que una reacción al mercado o a la ausencia de subastas, la decisión fue estratégica, ya que “sabemos que parra la compañía su principal ingreso son las redes de distribución y transmisión, y en México no existe ese mercado”. 

En su lugar, ingresó la española Cox, con un modelo de negocio distinto. Para Díaz Plascencia, esto refleja que no todas las empresas responden igual a la incertidumbre regulatoria: “Si algo no ha estado funcionando a una empresa, no quiere decir que a otras no les vaya a funcionar. Hay nuevas empresas que están viendo a México como un mercado clave para inversión”.

Cabe recordar que entre 2016 y 2018, las subastas a largo plazo fueron el principal motor de expansión de las energías renovables en México. Estos procesos adjudicaban contratos de entre 15 y 20 años que aseguraban ingresos estables para los desarrolladores. “Si invertías en un proyecto, sabías que durante ese tiempo ibas a tener un ingreso garantizado”, recordó. El esquema ofrecía certidumbre a los inversionistas y permitió la entrada de capital extranjero, aumentando la competencia en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

Con el cambio de gobierno en 2019, las licitaciones fueron suspendidas. Díaz Plascencia apuntó que la ausencia de subastas ralentizó el desarrollo de proyectos utility scale, mientras que la generación distribuida creció, pero sin la capacidad de sustituir la escala y el impacto de los proyectos licitados.

El nuevo marco legal aprobado este año incorpora la figura de “producción a largo plazo”, que modificará el concepto tradicional de subasta. Según la especialista, “la totalidad de producción de energía y productos asociados es exclusivamente para la empresa pública del Estado”. Esto significa que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) será el único comprador y representante en el mercado, incluso para proyectos calificados. 

La ley también establece que la inversión privada no podrá superar el 46% en este esquema, reservando la mayor parte para CFE. Además, se elimina la figura del autoabasto, que permitía a las empresas asociarse con generadoras para asegurar su suministro. Para Díaz Plascencia, el nuevo esquema reconoce que “CFE no puede dar abasto a toda la demanda del país”, por lo que permite que los privados participen en proyectos de generación. Sin embargo, advierte que concentrar toda la comercialización en un único comprador podría desincentivar a los desarrolladores que buscan diversificar clientes y contratos.

Aunque la nueva ley ya se publicó, la reglamentación secundaria aún no se conoce y se espera que el Gobierno la lance el mes que viene, ya que el 15 de septiembre se cumple la fecha límite de 180 días a la Comisión Nacional de Energía (CNE) para hacer los cambios necesarios.

Díaz Plascencia concluyó que el éxito del nuevo modelo dependerá de que logre combinar el fortalecimiento de CFE con condiciones atractivas para el capital privado. “Esperemos que las leyes secundarias traigan buenas noticias”, proyectó.

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Durante su participación en el Ciclo Leaders de Strategic Energy Corp, Enrique García, director de Latinoamérica e Iberia de GCL System Integration, y Vítor Rodríguez, director técnico de Latinoamérica y Europa, presentaron la tecnología que marcará el rumbo de la compañía en los próximos años: los módulos perovskita tándem.

Esta innovación combina celdas de silicio con perovskita, superando el límite de eficiencia del 30% y alcanzando un estimado del 32%. “Estamos tan convencidos que inauguramos una fábrica de 2 GW y comenzaremos a entregar en la segunda mitad de 2026”, detalló Rodríguez. Según García, esta solución permitirá un salto del 8% en eficiencia manteniendo costos competitivos, reduciendo emisiones y consumo energético, con un impacto fuerte previsto para 2027.

La segunda gran apuesta es la trazabilidad de las emisiones de carbono y la reducción de huella en toda la cadena de valor. GCL, cuarto grupo energético del mundo y octavo fabricante global de módulos, ha desarrollado un proceso basado en silicio granular (FBR) que reduce un 74% las emisiones frente al método Siemens, alcanzando una media de 360-370 kgCO₂/kWh, muy por debajo del límite de 500 kg exigido en Francia. “Esto nos permite acceder a más bonos verdes y bonificaciones”, explicó Rodríguez, quien subraya que las ventajas se certifican con auditorías de TÜV Rheinland y el esquema Ecovadis.

La innovación también llega de la mano de la inteligencia artificial. GCL ha implementado una línea de producción inteligente en Singapur que ahora la escalará a todas las etapas, desde obleas hasta módulos. “Con IA mejoramos y optimizamos procesos de producción, calidad del producto y además ayudamos a clientes en operación y mantenimiento”, indicó Rodríguez.

En cuanto a tendencias tecnológicas, GCL desarrolla en paralelo BackContact para aplicaciones comerciales e industriales de bajo albedo y TopCon 2.0 para grandes plantas utility-scale. “Nuestra política es ver los proyectos y decidir junto a los clientes cuál es la mejor solución”, apuntó Rodríguez, destacando la flexibilidad en formatos y tecnologías según las condiciones de cada mercado.

García también analizó el escenario actual del mercado fotovoltaico en Latinoamérica, que califica de “absolutamente insano” por el exceso de capacidad y las ventas a pérdida de varios fabricantes. Explicó que algunos productores han pasado de 20 GW a más de 100 GW en capacidad, pero ahora se ven obligados a reducir líneas porque no logran llenarlas, incluso vendiendo por debajo de costo. “El sector solar se define por la inestabilidad, con cambios regulatorios y de mercado que nos obligan a adaptarnos constantemente”, remarcó.

Frente a ese contexto, GCL ha mantenido en 2024 una ocupación de fábrica del 93%, muy por encima de competidores que operan al 75% y otros al 50%. “Cuando un panel se vende un 10% o 15% por debajo de la potencia contratada, estamos ante un problema de calidad y sostenibilidad del negocio”, advirtió, haciendo referencia a prácticas detectadas en mercados como Brasil.

A esta situación de volatilidad se suma la presión de los precios internacionales: “Los materiales de China han subido un 40%, el silicio en una semana un 25%, el wafer entre un 40% y 43%, y la célula un 17%, por lo que es inevitable que el módulo también suba”, detalló.

Gracias a su integración vertical, GCL ha podido anticipar estos cambios y avisar a sus clientes con días o semanas de antelación, ventaja que atribuye a contar con órganos de decisión que permiten anticipar tendencias tanto en la compra de silicio como en la venta de módulos. El directivo advierte además sobre el impacto de los impuestos chinos a la exportación: el año pasado la devolución del IVA pasó del 13% al 9%, y para 2025 desaparecerá el “rebate”, generando un alza adicional del 9% en los precios de exportación. “Esto añade otra capa de inestabilidad a un mercado que ya es muy dinámico”, afirmó.

Con una estrategia que combina innovación disruptiva, control total de la cadena de valor y relaciones a largo plazo con clientes, García resume el rumbo de la compañía en tres palabras: “Confianza, seguridad y transparencia”.

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