El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile presentó los resultados del informe anual 2024 de monitoreo de la competencia en el mercado eléctrico. La evaluación reveló una leve mejora en los niveles de concentración y poder de mercado, junto a un avance relevante en la operación acoplada del sistema.

“Observamos una operación más acoplada que en años anteriores, con una creciente participación de las energías renovables en servicios complementarios, especialmente en horario solar”, destacó Paulo Oyanedel, director de la unidad de monitoreo de la competencia del CEN. 

Sin embargo, los recortes a las energías renovables también se incrementaron. El recorte horario promedio alcanzó un 20%, concentrándose en su mayoría en rangos entre 0% y 20%. “La principal causa de estos recortes es el exceso de oferta, que superó el 90% en la mayor parte del año”, advirtió el directivo.

Por otro lado, el segmento de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) registró cifras históricas en 2024. A diciembre, la potencia instalada alcanzó los 3242 MW, representando el 9,5% de la capacidad del SEN, de los cuales el 83,4% corresponde a energía solar.

Durante el año, la generación PMGD se elevó al 6,75% del total anual, en comparación con el 5,5% de 2023, alcanzando un máximo horario de participación del 26,1% en octubre.

“Además, hay 1283 MW de PMGD declarados en construcción, otros 457 MW en conexión y 115 MW en etapas de pruebas”, complementó Oyanedel.

“El principal incentivo para este segmento es el acceso a un precio estabilizado, desacoplado del mercado, lo que ha fortalecido su participación pese a la ralentización en la instalación de nueva capacidad”, añadió.

En términos económicos, las compensaciones por precio estabilizado crecieron un 55% respecto a 2023, con la tecnología solar como la única con resultados netos positivos. Aunque estas compensaciones benefician al segmento, también representan un costo sistémico que es absorbido por los clientes finales, generando un subsidio indirecto.

El informe también revela problemas persistentes en las licitaciones de transmisión. Durante 2024, se registraron 55 obras paralizadas, sumado a que el valor adjudicado de las obras de ampliación que sí tuvieron ganadores continúa superando los valores referenciales, lo marca una clara tendencia y cambio de paradigma en el sector.

“Esperamos que cambie la tendencia en las licitaciones de expansión del sistema de transmisión, porque al menos 24% de las obras de ampliación quedaron desiertas, mientras que las obras nuevas y adicionales condicionadas resultan adjudicadas”, manifestó el director de la unidad de monitoreo de la competencia del CEN. 

Recomendaciones del Coordinador Eléctrico Nacional

De cara a fortalecer la competencia, el Coordinador Eléctrico Nacional propone avanzar hacia un mercado  en base a ofertas, servicios complementarios y pagos por capacidad, en el marco del avance que requiere la industria en el actual contexto de transición energética que atraviesa el país.

Por lo que las principales recomendaciones del CEN, en línea con los estudios vinculados a la modernización y perfeccionamiento del MEM, son los siguientes:

• Transitar hacia subastas vinculantes de energía con doble liquidación.
• Aplicar recortes ex post a los PMGD para mejorar la competitividad.
• Incorporar a los PMGD en el Sistema de Información en Tiempo Real.
• Mejorar el acceso y la calidad de los datos disponibles.
• Modificar las licitaciones en cuanto a los requerimientos de corto circuito.

“El desafío es completar los pasos intermedios que permitan consolidar un mercado competitivo, sustentable y con mayor protagonismo de las energías renovables”, concluyó Oyanedel.

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CAPEX intensifica su apuesta por las energías limpias y traza una hoja de ruta con más renovables en Argentina. La compañía, con mayor experiencia en el rubro térmico, cuenta con 83,9 MW de capacidad ERNC entre parques operativos y en construcción, pero apunta a equiparar su cartera de proyectos. 

“CAPEX tiene un portafolio preparado de proyectos renovables que todavía no se materializan, de manera que tenemos 200 MW en desarrollo, producto de la posible ampliación de los parques solares La Salvación y Agua del Cajón (instalado y en construcción respectivamente) por hasta 100 MW cada uno”, destacó Diego López Cuneo, gerente comercial de CAPEX.

También posee 100 MW eólicos en desarrollo en la zona de Bahía Blanca y 100 MW más en La Rioja, que participaron en la licitación RenMDI. Sumado a que está dando los primeros pasos en conseguir los terrenos en San Juan para desarrollar proyectos.

“Tendremos una matriz que virará más hacia lo renovable que hacia lo térmico. Pero la ampliación de los parques solares depende de la capacidad de transporte disponible en la red”, complementó Maximiliano Amigo, líder comercial de Energía Eléctrica de CAPEX.

Un hito reciente es la asociación con Arcos Dorados, la mayor franquicia de McDonald’s en América Latina y el Caribe. En febrero entró en vigor el mayor contrato PPA de Arcos Dorados en el país, mediante el cual CAPEX suministrará 15.000 MWh anuales de energía solar desde el parque La Salvación por un período de siete años. 

Este acuerdo permite que 78 sucursales de la franquicia en Argentina se abastezcan completamente con energía renovable y por el cual McDonald’s logró el 50% de su consumo energético con renovables en LATAM. 

Además, la firma CAPEX logró prioridad de despacho para su parque fotovoltaico Agua del Cajón (30 MW) en el pasado llamado del Mercado a Término (MATER), a través del mecanismo de asignación Referencial “A”, es decir con posibilidad de curtailment hasta 8% de la energía anual característica en las condiciones previstas de operación.

“Dicho proyecto se ubicará en la provincia de Neuquén, en la zona de Plottier, porque tenemos una central térmica en el mismo lugar con un ciclo combinado de 670 MW; sumado a que la zona tiene un factor de planta prácticamente igual a San Luis”, informó López Cuneo.

El futuro de la red eléctrica, un factor clave

Pese al dinamismo de su portafolio, la expansión de los proyectos renovables está supeditada a la capacidad de transporte de la red eléctrica. Cuello de botella que se mantiene desde hace varios años, pero que se espera se resuelva pronto ante una posible resolución del gobierno que abordará la expansión del sistema de transmisión entre el sector público y privado. 

Tal es así que CAPEX se muestra dispuesta a evaluar su participación en proyectos de transmisión, siempre y cuando se otorguen los incentivos adecuados, se garantice prioridad de uso sobre esa infraestructura y se tengan en cuenta los costos asociados correspondientes. 

Sin embargo, desde la compañía reconocieron que “un proyecto de 100 MW que deba incluir una línea de transmisión podría elevar considerablemente su costo” y que en algunos casos la expansión por parte de los privados estará supeditada a que se agrupen varios generadores para lograr su viabilidad.  

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Future Energy Summit (FES) Iberia 2025 se celebrará el próximo 24 de junio en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt, en Madrid. En su tercera edición, el evento volverá a consolidarse como el espacio estratégico donde se definen las oportunidades de inversión, innovación y transición del sector energético. Más de 400 ejecutivos públicos y privados se darán cita para compartir experiencias y perspectivas sobre almacenamiento, PPAs, hidrógeno verde, energías solar y eólica, y modelos de financiamiento.

Entre los participantes de esta edición estarán Alantra, Galp, Matrix Renewables y 360Energy, compañías que lideran estrategias de desarrollo energético en Europa y América. Se sumarán a otras empresas del sector como Chemik, Yingli, Risen Energy, Schletter Repsol, EDP y BLC Power Generation, que aportarán su experiencia tecnológica, comercial y financiera en distintos espacios del evento.

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Chema Zabala, Managing Director de Alantra Energy Transition, compartirá su visión sobre mecanismos de inversión y valorización de activos en el contexto de transición energética. Desde Portugal, Carlos Relancio, Director de Energías Renovables de Galp, abordará los desafíos de integración y crecimiento de la matriz renovable en el mercado ibérico.

El evento completo de la edición FES Iberia 2024

Luis Miguel Álvarez, VP Development Europe & LatAm de Matrix Renewables, será uno de los referentes en los paneles vinculados al desarrollo de proyectos a escala utility, mientras que Benjamín Reynal, Director de Coordinación Operativa para el Hemisferio Norte de 360Energy, aportará su perspectiva sobre implementación, eficiencia operativa y expansión de capacidad solar.

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La edición 2025 incorporará, además, nuevos espacios de análisis estratégico. Entre los ejes confirmados en la agenda del evento se destacan el panel exclusivo sobre el Sur de Europa, que abordará oportunidades regulatorias y de mercado; el panel de offtakers, enfocado en el rol de los compradores de energía; y el espacio centrado en Latinoamérica, donde empresas con presencia regional compartirán sus planes de crecimiento.

Junto al contenido técnico, FES Iberia será también un punto de encuentro privilegiado para el networking de alto nivel. La organización anticipa espacios para reuniones privadas, encuentros bilaterales y un cóctel exclusivo con actores clave del ecosistema renovable.

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También se puede revivir lo más destacado de la edición anterior siguiendo el hashtag #FESIberia en redes sociales.

Resumen del encuentro

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La Cámara de Industrias de Costa Rica (CICR) respalda el Proyecto de Ley de Armonización del Sistema Eléctrico Nacional, ya que el nuevo marco podría incentivar la inversión privada en generación limpia y generar un mercado más competitivo, donde los precios bajos y la estabilidad energética beneficiaría a toda la economía nacional.

De acuerdo con Carlos Montenegro, director ejecutivo de la CICR, la propuesta legislativa trae consigo tres grandes aciertos que destacan por su capacidad de transformar el sector eléctrico de Costa Rica. 

En primer lugar, la apertura del mercado de generación de electricidad, permitiendo la participación de más actores, tanto públicos como privados. “Esto aumenta la oferta de energía, fomenta la competencia y garantiza mejores precios para todos los consumidores finales”, aseguró el ejecutivo.

El segundo acierto es la introducción de un operador del sistema y mercado independiente, el Ente Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional (ECOSEN). “Este nuevo ente garantizará una gestión técnica, neutral y objetiva, libre de conflictos de interés”, anticipó el portavoz de la CICR al considerar que con esta nueva figura se logrará separar las funciones de operación del sistema y la administración del mercado, de la influencia de los operadores que participan en la cadena del suministro eléctrico. “Esto brinda transparencia y confianza al sistema”, añadió.

El tercer acierto es el fortalecimiento de la planificación del sector energético. “Al establecerse una visión integral que considera la diversificación de la matriz energética y la sostenibilidad, se promueve una mayor seguridad energética y se asegura que las decisiones se tomen bajo criterios técnicos y estratégicos, respondiendo a las necesidades del país”, sostuvo.

En exclusiva para Energía Estratégica, Carlos Montenegro afirmó que de incluirse esos aciertos en la versión final que se apruebe en la Asamblea Legislativa, se podría esperar un aumento de inversiones privadas en energías renovables, que repercuta favorablemente en los precios y competitividad del mercado.

“Si estos tres pilares se mantienen, podemos anticipar un aumento significativo en la inversión privada en el sector eléctrico, especialmente en energías renovables”. 

Siguiendo con su testimonio, el referente de la Cámara de Industrias comentó que Costa Rica tiene un potencial enorme para la generación de energía limpia, y esta apertura permitirá que más empresas aporten al sistema, lo que además se requiere para satisfacer el crecimiento de la demanda actual y la atención de la demanda de las industrias del futuro. 

“En términos de impacto, veremos una mayor oferta de energía renovable, lo que naturalmente se traducirá en una reducción de precios. La competencia entre generadores garantizará que las tarifas sean más competitivas y esto beneficiará tanto a las industrias como a los consumidores residenciales. 

Además, la diversificación de las fuentes de energía fortalecerá la estabilidad del sistema y reducirá nuestra dependencia de fuentes tradicionales, haciéndonos menos vulnerables a las fluctuaciones del mercado internacional de combustibles y del cambio climático”. 

Con un mercado de generación abierto, las empresas distribuidoras y cooperativas podrán comprarse entre sí y comprar a privados, dejando a un lado el esquema de comprador único actual, que hace que solamente el ICE, vía contratos y con un tope tanto en atención de la demanda como en el tamaño de las plantas, pueda comprar energía a privados. 

Con ello, será posible para los operadores del sistema de distribución (que no se modifica con la propuesta legislativa) la posibilidad de comprar energía más barata y con ello contar con tarifas más bajas para los consumidores finales.

Si bien en la CICR no se encuentran agrupados productores de energía, consideran que cambiar el modelo de «comprador único» en el sector eléctrico propiciaría un ecosistema de competencia que pueda devenir en tarifas más bajas, energía accesible y estable no sólo para sus asociados sino para todos los usuarios.

“La CICR representa a consumidores intensivos de electricidad que necesitan energía de calidad, constante y a precios competitivos para producir sus bienes y servicios. Esta apertura del mercado no solo beneficiará al sector empresarial y particularmente a los industriales, sino también a las pymes, al pequeño comercio y al consumidor residencial”, finalizó Carlos Montenegro, director ejecutivo de la Cámara de Industrias de Costa Rica (CICR).

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La provincia de Río Negro avanza con firmeza en su estrategia para convertirse en un polo de atracción de inversiones en energías limpias. A partir de la creación de un mapa de renovables, el gobierno provincial ha logrado cuantificar, valorizar y analizar todos sus recursos energéticos, lo que permite poner a disposición de los inversores información estratégica clave para la toma de decisiones. 

“El potencial eólico del mapa renovable es tremendo; tenemos proyectos desarrollados que van desde 50 MW hasta 600 MW o 1200 MW”, aseguró María del Carmen Rubio, directora de Evaluación de Proyectos y Regulación de la Secretaría de Energía y Ambiente, durante un streaming realizado por Strategic Energy Corp en el encuentro FES Argentina. 

“También contamos con proyectos solares desarrollados, dado que contamos con medición por la generación distribuida, con mucho potencial en solar, así que tenemos un parque en Bariloche ya muy desarrollado para el parque industrial tecnológico y otros dos proyectos en el Alto Valle (Allen y Fernández Oro); por lo que estamos trabajando un gran abanico de proyectos”, añadió. 

En paralelo, la provincia promueve el desarrollo de mini-hidroeléctricas, de los cuales algunos ya se presentaron en la licitación RenMDI en el año 2023, y se trabaja en la ejecución de pequeñas centrales de menos de 2 MW en canales de riego de la zona del Alto Valle y Alto Valle Medio.

Aunque la especialista aclaró que los proyectos ya desarrollados por la Secretaría de Energía y Ambiente son escalables y remarcó la importancia de analizar el estado de la red de transmisión eléctrica y las restricciones que pudiera haber para llevar adelante los parques de generación.

“Trabajamos fuertemente en armar las carpetas de proyecto de manera completa. Por lo que el acompañamiento incluye desde la elaboración de pre-proyectos y estudios de impacto ambiental hasta la gestión de la disponibilidad de tierras”, explicó la funcionaria. 

“Cuando es un proyecto privado 100%, desde el gobierno facilitamos la gestión del estudio de impacto ambiental, asesoramiento y la parte de tierras, entre otros puntos”, añadió. 

Esta iniciativa se complementa con un ambicioso Plan Director de Obras e Infraestructura, que contempla obras prioritarias en los próximos 25 a 30 años. Entre ellas se destacan líneas de 132 kV, estaciones transformadoras y la apertura de estaciones de 500 kV, además de importantes inversiones en la distribución eléctrica y generación aislada. 

“El plan está siendo ampliado con dos grandes obras que han impactado en la provincia a partir del oleoducto y el GNL. Actualmente está en revisión para incorporar las modificaciones y prioridades, y pronto estará listo el plan de obras definitivo”, adelantó Rubio durante el streaming en FES Argentina. 

Evaluación ambiental y plazos de aprobación más ágiles

Uno de los grandes diferenciales de la provincia es su capacidad de agilizar los procesos de evaluación ambiental, de modo que el gobierno completa el estudio de impacto ambiental entre dos y tres meses para proyectos pequeños, y hasta seis meses para grandes emprendimientos. 

Esta agilidad se debe en gran medida a que, gracias al mapa de recursos energéticos, gran parte de los proyectos ya cuentan con estudios previos, lo que reduce significativamente los tiempos de análisis.

La interacción con el sector privado es constante. “Siempre llevamos nuestra carpeta de proyectos, los ponemos a disposición y el privado selecciona cuál es de su interés, la tecnología apropiada y con las barreras e indicaciones correspondientes”, concluyó Rubio, reafirmando la vocación de Río Negro por posicionarse como un territorio ideal para la inversión en energías limpias.

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El mercado eléctrico centroamericano vive un momento clave. Las convocatorias de licitaciones de largo plazo locales abren oportunidades históricas para el desarrollo de proyectos energéticos de gran escala.

Guatemala ya puso en marcha la esperada Licitación Abierta PEG-5, que promete ser la más grande y sostenible de sus historia, ya que está orientada a incorporar 1.400 MW y priorizará la contratación de fuentes limpias y renovables. A la par, también avanza en el proceso de selección de ofertas vinculadas a infraestructura eléctrica para ejecutar el Plan de Expansión del Sistema de Transporte (PET-3).

Honduras no se queda atrás. La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) también ultima detalles para lanzar la mayor licitación de su historia, para la contratación de 1.500 MW mediante una subasta inversa por rondas sucesivas que también buscarían privilegiar tecnologías renovables para cubrir parte del suministro.

Estas no serían las únicas licitaciones en Centroamérica pero sí las más grandes a llevarse a cabo durante este año. En este contexto, Energía PD, empresa de ingeniería con 18 años de experiencia en la región, se posiciona como un actor estratégico para acompañar el despliegue de proyectos de envergadura.

Desde su rol como Business Developer en Energía PD, Esteban Benites confirma que la compañía analiza con detenimiento las oportunidades que presentan estos procesos. “Energía PD es una empresa muy especial por el aporte que brinda al desarrollo energético de Centroamérica. No vemos solamente un proyecto como tal, sino que evaluamos el aporte a la red energética del país y obviamente, como todo está interconectado, también a la región”

Con presencia activa en Honduras, El Salvador, Nicaragua, Guatemala, Belice y el Caribe, la empresa fortalece sus negocios en la región, destacando casos de éxito recientes participando en distintas etapas de ejecución de proyectos eléctricos como la construcción de una línea de transmisión de 230 kV que conecta las subestaciones de San Pedro Sula Sur y San Buenaventura, o el desarrollo de más de 250 MW de capacidad de generación y el EPC tanto para plantas térmicas como solares fotovoltaicas.

Además, según anticipó Esteban Benites en conversación con Energía Estratégica, la compañía se encuentra preparada para responder a las nuevas demandas del mercado, integrando soluciones de almacenamiento BESS en proyectos solares, lo que fortalece su oferta integral de cara a nuevos proyectos que se puedan ofertar en las licitaciones.

“Estamos capacitados para poder hacer el diseño, el procurement de estos equipos y la puesta en marcha. Somos ‘all in one’. No nos limitamos solamente a la ingeniería o a la construcción, también brindamos el servicio completo, hasta el comisionamiento y el servicio postventa de los equipos de marcas que representamos”, detalló el referente de Energía PD. 

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ENGIE Energía Chile comunica que Rosaline Corinthien dejará sus actuales roles de Gerente General de la sociedad y Country Manager en Chile, para asumir como Directora General de Transmisión y Distribución de Energía del grupo ENGIE a nivel global, a partir del próximo 1 de agosto de 2025. En su reemplazo asumirá en el cargo Juan Villavicencio, quien hoy se desempeña como Director General de Energías Renovables y Baterías de la compañía.

Juan Villavicencio es chileno, 45 años, Ingeniero Civil Mecánico de la Universidad de Chile, MBA de la Pontificia Universidad Católica y LLM de la Universidad Adolfo Ibáñez. Se unió a ENGIE como Director General de Energías Renovables en 2023. Cuenta con una vasta experiencia liderando equipos en compañías enfocadas en implementación de proyectos y servicios mineros, de celulosa y energía, previo a su llegada a ENGIE.

“Este nombramiento representa un gran desafío en lo personal, pero también es un reconocimiento al trabajo que hemos venido realizando en Chile, llevando adelante una estrategia de inversiones clara y coherente con nuestro propósito, que nos ha permitido mantener una excelencia operacional en la implementación y operación de nuestros activos. Sin duda, nuestra misión será seguir con el camino trazado por Rosaline en estos años, mejorando aún más nuestra competitividad y eficacia, adaptándonos como empresa a las necesidades de nuestros clientes y desarrollando nuestra estrategia ESG”, señaló Villavicencio.

El Directorio aprovechó la oportunidad para agradecer y resaltar el trabajo desempeñado por Rosaline Corinthien durante sus años frente a la compañía, junto con desearle el mayor de los éxitos en su nuevo desafío en el Grupo ENGIE.

Durante su administración, EECL alcanzó importantes hitos en su plan de transformación y su plan de inversiones de 1.800 millones de dólares al 2027: la construcción y puesta en marcha de BESS Coya- uno de los sistemas de baterías de almacenamiento de energía más grandes de Latinoamérica-, la construcción y puesta en marcha del Parque Eólico Kallpa -el mayor activo renovable de la compañía en Chile- y la construcción de diversos proyectos BESS y reconversión de sitios, entre otros. Gracias a esto, el portafolio de energía de la compañía hoy llega a 3.1 GW de capacidad instalada, de los cuales más del 40% está compuesto por energía renovable.

“Estoy muy agradecida por el gran trabajo realizado por nuestros equipos durante estos años. Mi foco ha estado siempre puesto en acelerar la transformación energética en Chile, pero también en desarrollar una cultura que fortalezca y promueva los indicadores no financieros, como la inclusión femenina, la reducción de nuestra huella de carbono y la instalación de mecanismos que potencien un mejor gobierno corporativo. Estoy segura que nuestra compañía va en el camino correcto para continuar liderando la transición energética en Chile”, dijo Corinthien.

Rosaline Corinthien fue la primera mujer en ejercer el cargo de Gerente General de ENGIE Chile y una de las pocas mujeres en ocupar esta posición en empresas que integran actualmente el IPSA. Durante su mandato se consolidó la gestión de los índices ESG, en los que se destacó la seguridad laboral y la promoción de la diversidad de género y el liderazgo femenino en la compañía, que hoy cuenta con mayoría de mujeres en su Comité Ejecutivo. Estas acciones le valieron distintos reconocimientos, como por ejemplo ser nombrada como una de las 100 Mujeres Líderes por Mujeres Empresarias y El Mercurio el año 2024

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México cerró 2024 con una capacidad instalada de 12,5 GW en tecnología fotovoltaica, de los cuales 8,1 GW corresponden a proyectos de gran escala y 4,4 GW a generación distribuida. Este último segmento muestra un crecimiento sin precedentes, con un incremento interanual del 48,4%, alcanzando 1,086.22 MW de nueva capacidad instalada a través de 106,934 contratos.

Este año, la ampliación del límite de GD a 700 kW y la definición de la modalidad de autoconsumo entre 700 kW hasta 20 MW generan expectativas de un aumento en el volumen de nuevos negocios, particularmente en los sectores comercial e industrial.

“El mercado de generación distribuida es por lo menos 1 GW al año sin problema, y si sigue la curva, es como 1.3 GW al año y después bajará un poquito. Pero en el sexenio acumularle 9 GW definitivamente es posible, además de la parte de utility”, estimó Manuel Arredondo, Country Manager México de ZNShine Solar.

El Plan de Fortalecimiento y Expansión del Sistema Eléctrico Nacional 2025-2030 contempla la ejecución de 9 proyectos fotovoltaicos por 4,673 MW de capacidad, incluyendo las etapas finales de la Central Fotovoltaica de Puerto Peñasco, que sumarán 580 MW adicionales en el corto plazo.

“El panorama es muy bueno, estamos muy contentos y la verdad es que el año va bastante bien para nosotros. Ahora sí, gracias a Dios, a diferencia del año pasado”, expuso Arredondo.

Durante una entrevista audiovisual en el Future Energy Summit México (FES México), el referente empresario explicó que la ampliación del límite de GD de 500 kW a 700 kW, junto con la creación de la modalidad de autoconsumo de hasta 20 MW, genera un escenario de alto potencial, aunque no exento de incertidumbre.

“Eso es muy incierto también porque no sabemos 20 MW de qué manera se podrá implementar, porque por teoría económica de clústeres, las compañías tienden a estar juntas en parques industriales donde no hay tanta área”, señaló.

En este escenario, ZNShine apuesta a mantener su ventaja competitiva a través de soluciones tecnológicas diferenciadas. “Por lo que nosotros somos famosos es por una patente que tenemos en el vidrio como tal que impide que se le pegue el polvo. Entonces, eso disminuye 30% del soiling factor. Para México es esencial porque es un país polvoso y tenemos escasez de agua. Entonces eso lo vendemos sin problema, ya tenemos más de 100 MW vendidos en México únicamente de módulos de doble vidrio con grafeno”, precisó Arredondo.

A la consolidada línea de productos se suma otra de sus soluciones enfocadas a instalaciones sobre techos con limitaciones estructurales como las que pueden presentarse en sectores productivos dónde aprovechar generación distribuida y autoconsumo.

“Estamos lanzando un panel flexible; se le dice flexible, pero en realidad lo que es particular de este panel es que es de bajo peso. Ese producto ha tardado seis meses en desarrollarse con varios millones de dólares, pero como tal es un producto que está hecho para techos que no aguantan mucho peso. Y actualmente todos esos techos que han sido rechazados, en 2025 se activarán”, detalló el directivo.

En cuanto a la estrategia de mercado, Manuel Arredondo, Country Manager México de ZNShine Solar, afirmó: “Ahorita, nos toca consolidarnos. Es una etapa de negocios completamente distinta, son alianzas distintas también. Nosotros distribuimos mucho con Exel Solar, pero también trabajamos con Solar Max y Solar Center, grandes distribuidores en México, y estamos muy contentos con ese desempeño que hemos tenido”.

La entrada México podría lograr 2 GW de crecimiento anual durante este sexenio se publicó primero en Energía Estratégica.

En un contexto donde la generación solar fotovoltaica crece rápidamente en la región, el almacenamiento de energía comienza a posicionarse como un componente estratégico para garantizar la flexibilidad y confiabilidad de los sistemas eléctricos. Sin embargo, los marcos regulatorios de muchos países aún no alcanzan a dimensionar ni remunerar todo el potencial de las baterías.

“Está a media carga la regulación”, afirmó Victoria Sandoval, Senior Sales Manager de Risen Energy.

Durante su participación en Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), la referente de este fabricante líder de módulos fotovoltaicos y soluciones de almacenamiento explicó: “No soy la única que lo ha notado: se sigue considerando que la batería solo sirve para brindar un poco de confiabilidad a la red, que empiece a descargar cuando pasa una nube, que es el ejemplo clásico que todo el mundo pone. La cuestión es que la batería no solo puede hacer eso”.

La vocera de Risen destacó funciones como el arranque en negro o regulación de voltaje y frecuencia por grid forming, servicios críticos para la estabilidad de los sistemas, especialmente en escenarios con alta penetración de energías renovables. Pero advirtió que estos servicios siguen sin tener un valor comercial claro en la mayoría de los mercados latinoamericanos.

En el caso de República Dominicana, la situación es particularmente ilustrativa: según cifras de la Comisión Nacional de Energía (CNE), existen 20 proyectos solares con almacenamiento (PV+BESS) que podrían ingresar al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) entre 2025 y 2030. Representan unos 1,860 MW de generación y 542 MWh de capacidad de almacenamiento.

“La tecnología avanza mucho más rápido que la burocracia”, señaló Sandoval, quien contempló la necesidad de propiciar una escucha activa entre desarrolladores, reguladores y tecnólogos. “Tiene que haber un esfuerzo conjunto de retroalimentación para hacer que el marco regulatorio genere un mercado de servicios conexos”, agregó.

Desde la perspectiva del fabricante, la contribución a esta transición está en el desarrollo y suministro de tecnología de vanguardia. Risen es una empresa que tiene más de 22 años de experiencia manufacturando productos de altísima calidad. “Nuestra apuesta es 100% por tecnología de punta”, destacó Sandoval. “Somos fabricantes de tecnología HJT, que tiene récord de eficiencia de 24.7%. Nuestro enfoque está en productos de alta densidad, tanto en módulos como en sistemas de almacenamiento”.

Consultada sobre los pedidos que harían al gobierno dominicano para acompañar la meta oficial de duplicar la capacidad renovable al 2028, Sandoval pidió por regulaciones claras y procesos de interconexión simples. Aclaró que si bien los fabricantes de tecnología no son los principales beneficiarios de una buena regulación, sí son aliados fundamentales para garantizar productos que “cumplan con lo que dicen que tienen que cumplir”.

Uno de los desafíos más frecuentes que enfrentan los proyectos PV+BESS en la región es la falta de normativa que contemple todas las aplicaciones del almacenamiento y su hibridación con plantas de generación. Si bien países como México, Guatemala o República Dominicana han avanzado en la publicación de regulaciones específicas para almacenamiento, según Sandoval aún queda mucho camino por andar.

“Hay que desarrollar una nueva regulación a paso acelerado porque la tecnología avanza mucho más rápido que la burocracia”, enfatizó.

Sobre las posibles herramientas para fomentar el despliegue de almacenamiento en República Dominicana, Sandoval abordó la discusión sobre mercados de capacidad, reservas de flexibilidad y subastas.

“Mi opinión acerca de las licitaciones es un poco controversial”, reconoció. Basándose en su experiencia en el mercado mexicano, indicó que los esquemas de subastas públicas fueron muy útiles en una etapa inicial para dinamizar el mercado de renovables, pero que pueden presentar riesgos si no evolucionan.

“Se logró el cometido de iniciar el sistema, pero en algún punto hubo demasiada participación de empresas transnacionales. El gobierno tuvo que frenar porque necesitaba balancear la promoción del empleo local y el desarrollo de empresas nacionales con la búsqueda de menores costos, que no siempre van de la mano”, comentó.

Por ello, propuso un rediseño de los mecanismos de licitación: “El sistema de subastas debería evolucionar y volverse más complejo, hacia un modelo de subastas focalizadas basadas en requerimientos energéticos puntuales”.

En definitiva, Risen insiste en que el almacenamiento no puede seguir viéndose solo como respaldo. Su potencial para aportar servicios críticos a la red ya está disponible desde la tecnología, pero para que se materialice en proyectos reales, los mercados deben acompañar con reglas claras, ágiles y adaptadas a la velocidad del avance tecnológico.

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La estrategia de Seraphim para la nueva era de la energía solar y el almacenamiento no solo se limita a la fabricación de paneles fotovoltaicos. La compañía, reconocida como Tier One durante más de una década, amplía su alcance hacia soluciones completas para proyectos PV+BESS.

“Fabricamos todo tipo de paneles fotovoltaicos; estamos hablando de monoperc, Topcon, HJT y ahora también sumamos el panel flexible”, destacó Giuseppe Benedetto, Sales Manager de la compañía en Chile, al enfatizar la capacidad de la empresa para atender las más diversas necesidades tecnológicas del mercado. Pero aquello no sería todo.

La alianza con la gigante CRRC, fabricante líder en China con una capacidad instalada de 25 GWh en almacenamiento energético, refuerza esta propuesta de valor. El objetivo es claro: ofrecer un portafolio integral que acelere los proyectos de transición energética.

“Este acuerdo nos permite, aparte de entregar soluciones en paneles solares, integrar todo tipo de productos necesarios para plantas solares y almacenamiento”, subrayó Benedetto, señalando que además de los paneles se encuentran ofreciendo soluciones de almacenamiento con baterías, inversores y hasta subestaciones eléctricas.

Pero mientras la tecnología está lista, el mercado enfrenta desafíos regulatorios que limitan su desarrollo. “Lo que creemos que es necesario para fortalecer el sistema eléctrico y avanzar en gran medida es agilizar los permisos y procesos de concesión”, remarcó el portavoz de Seraphim. La falta de regulaciones claras, especialmente en mercados emergentes de América Latina y el Caribe, genera incertidumbre sobre la viabilidad de los proyectos de almacenamiento, retrasando inversiones clave.

Durante un panel de debate en el marco del evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Benedetto compartió su análisis sobre el estado actual del sector y no esquivó los temas críticos. Analizando el caso de Chile, reconoció que, a pesar de ser un referente en energías renovables, su matriz eléctrica mostró vulnerabilidades con el reciente apagón.

“Nuestra matriz eléctrica está muy debilitada. ¿Se podría haber solucionado? Claro que sí, pero no hay sistemas de remuneración claros para la flexibilidad en todos los servicios que puede ofrecer un sistema de almacenamiento”, advirtió. La dependencia de soluciones enfocadas solo en el arbitraje de energía o en la gestión de vertimientos, ha dejado de lado servicios esenciales como el fortalecimiento de las líneas de transmisión y la reposición energética en casos de blackout.

La lección es clara desde la perspectiva de Giuseppe Benedetto: los mercados deben evolucionar hacia esquemas de remuneración que reconozcan todos los beneficios de los sistemas de almacenamiento. “Así como las centrales diésel en Chile funcionan únicamente para reponer energía y su comisión es en base a la disponibilidad más que a la generación, ese mismo esquema podría ser un incentivo para potenciar el almacenamiento”, planteó Benedetto.

Mientras tanto, en mercados como República Dominicana, donde 20 proyectos PV+BESS planean ingresar al SENI entre 2025 y 2030 con una capacidad de 1,860 MW de generación y cerca de 542 MWh de almacenamiento, la competencia entre proveedores se intensifica.

Consciente de este escenario, Benedetto no dudó en destacar las credenciales de su empresa: “Nosotros podemos ofrecer todo, no solamente paneles. En Seraphim somos Tier One en la parte de paneles y Tier One en la parte de baterías”, afirmó, invitando abiertamente a los desarrolladores a acercarse y conocer la oferta integral de la compañía.

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La Asociación de Mujeres en Energía de Chile (AME) se prepara para un 2025 de alto impacto, como un año clave enfrentando desafíos desafíos estructurales que exigen acción decidida, pero también oportunidades concretas para influir en la agenda pública y proyectar su trabajo a nivel regional.

“En Chile, seguiremos fortaleciendo alianzas con el mundo público y privado para impulsar políticas de equidad de género basadas en datos, con indicadores claros y medidas que permitan revertir el estancamiento en la participación femenina”, afirmó Pía Suárez, presidente de AME, en diálogo con Energía Estratégica. 

Mientras que a nivel internacional, uno de los proyectos más ambiciosos será la conformación de la primera Red Latinoamericana de Asociaciones de Mujeres en Energía, en conjunto con la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), iniciativa que busca “conectar, apoyar y escalar buenas prácticas en la región”.

“AME se ha posicionado como una plataforma de incidencia y colaboración. Con 673 socias en menos de dos años, hemos demostrado que existe una demanda concreta por espacios de articulación, formación y visibilización de mujeres en energía”, señaló Suárez. 

Para lograr estos objetivos, AME ha definido tres ejes de acción: formación, visibilización y transformación estructural del sector. En materia de formación, la asociación fortalecerá sus programas de capacitación y ampliará alianzas con instituciones académicas.

“Queremos que más mujeres accedan a espacios de formación técnica y de liderazgo, claves para avanzar en sus trayectorias profesionales”, precisó la presidenta del gremio.

En cuanto a la visibilización, la presidenta de AME adelantó que potenciarán campañas como “Conoce a nuestras socias” y reforzarán la participación de sus integrantes en eventos clave del sector, a fin de que más mujeres sean referentes, voceras y parte de los espacios donde se toman decisiones.

Mientras que en el ámbito estructural, el foco estará en seguir impulsando la incorporación de indicadores de equidad de género en las empresas del sector energético.

Los desafíos para una mayor inserción de mujeres en la industria siguen siendo significativos, dado que más del 45% de las mujeres del sector están en funciones administrativas, lo que, bajo la mirada de la especialista, “limita sus trayectorias y empobrece la diversidad de perspectivas en espacios de decisión”.

A esto se suma la persistente brecha salarial del 24%, según estudios del Ministerio de Energía. Y aunque existen iniciativas en marcha, la presidenta de AME reconoce que “muchas empresas aún carecen de planes concretos para avanzar en equidad”.

“No obstante, la transición energética abre nuevas oportunidades, ya que está generando demanda por nuevos perfiles profesionales y es una oportunidad para rediseñar la industria con una mirada inclusiva. Si el sector aprovecha este momento con enfoque de género, podrá no solo cerrar brechas, sino también avanzar hacia modelos más sostenibles y competitivos”, Pía Suárez

Y con un año electoral por delante (en noviembre se denifirá la presidencia nacional para el período 2026-2030), AME considera que es una oportunidad clave para consolidar avances y comprometer nuevas acciones. 

“Es prioritario establecer metas concretas de participación femenina y avanzar en políticas de corresponsabilidad y flexibilidad laboral”, propuso Suárez, a la par que recomendó incentivar la formación de mujeres en carreras STEM mediante becas, mentorías y prácticas profesionales. 

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El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil abrió una consulta pública para incentivar la producción y consumo de biometano, tanto en los sectores eléctrico, térmico y transporte vehicular, como parte de la iniciativa prevista en la Ley del Combustible del Futuro (Ley 14.993/2024) y que busca fomentar la inclusión del biometano en la matriz energética nacional como herramienta clave para la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI).

De acuerdo con el proyecto de decreto, la reducción de emisiones en el mercado de gas natural se logrará mediante la participación progresiva del biometano en el consumo nacional. El objetivo es iniciar en 2026 con un mandato obligatorio del 1%, condicionado a la disponibilidad de suministro, y escalar gradualmente hasta un máximo del 10%.

Para garantizar el cumplimiento de estos objetivos, el Consejo Nacional de Política Energética (CNPE) establecerá las metas anualmente, precedidas de un análisis de impacto regulatorio (AIR), que evaluará la viabilidad técnica y económica.

El mismo deberá considerar, la disponibilidad actual o futura de biometano y del biogás, la capacidad de la infraestructura y de las instalaciones de producción y manipulación, los beneficios de la descarbonización y la preservación de la competitividad, como también prever objetivos indicativos para los próximos cinco años. 

El MME también anunció que la CNPE publicará anualmente un informe detallando el porcentaje de cumplimiento de las metas por cada agente obligado, así como las sanciones administrativas y pecuniarias aplicadas.

Desde el punto de vista de la industria gasífera, esta medida representa un cambio significativo. La conversión de las metas de reducción en metas volumétricas de adquisición de biometano obligará a los agentes del sector a reconfigurar sus estrategias comerciales, dado que las empresas deberán incorporar al menos un 1% de biometano en sus operaciones de venta, autoproducción o autoimportación, siempre que se demuestre su viabilidad técnica y económica.

Además, el programa contempla beneficios directos para los productores e importadores de biometano, quienes podrán certificar su producción a través de agentes certificadores de origen (ACO), quienes tendrán la responsabilidad de verificar los procesos de producción y emitir los Certificados de Garantía de Origen de Biometano (CGOB).

En cuanto a las sanciones, el decreto establece un régimen estricto. Las multas por incumplimiento no podrán ser inferiores al beneficio económico obtenido mediante la infracción y oscilarán entre R$ 100.000 y R$ 50.000.000. Además, se contempla la suspensión temporal o total de las operaciones de las instalaciones en caso de reiterados incumplimientos.

La consulta pública estará abierta hasta las 14 horas del próximo lunes 19 de mayo, ofreciendo a todos los actores del sector la oportunidad de presentar sus aportes sobre la reglamentación de este ambicioso programa que pretende marcar un antes y un después en la descarbonización del sector energético brasileño.

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Guatemala se posiciona como un destino estratégico para nuevas inversiones en el sector energético con el lanzamiento de dos licitaciones de envergadura: la PEG-5, enfocada en generación, y la PET-3, centrada en transmisión. Estos concursos públicos, presentados el pasado 23 de abril de 2025, marcan un hito en el país, al contemplar la adquisición de 1.400 MW de capacidad y reforzar el sistema de transporte eléctrico a mediano y largo plazo (ver más).

“Todos las estábamos esperando”, comentó Ximena Tercero, socia de Arias. A su juicio, el país presenta un enorme potencial no desarrollado, tanto para su aprovechamiento a nivel local como en su integración con mercados vecinos.

En lo vinculado a generación, repasó que la matriz energética guatemalteca continúa siendo liderada por la hidroeléctrica, pero el interés en energías renovables como la solar y la eólica crece ante los desafíos del cambio climático. De hecho, apenas se ha aprovechado el 15% del potencial renovable del país, lo que representa una ventana clara para nuevos desarrollos.

“Tenemos todavía un 85% de potencial para desarrollar a nivel local, más todos los temas de mercado regional y de importaciones de energía que podemos hacer con México”, precisó Ximena Tercero, y añadió: “Este es el momento de reactivar el sector”.

Arias, una firma que tiene presencia en los seis países de Centroamérica, desde Guatemala hasta Panamá. Cuenta con más de 120 abogados y cubren más de 30 áreas de práctica; entre ellas, las asesorías en área energética han ganado protagonismo.

Ximena Tercero, abogada que ha sido parte de la firma desde 2008 y socia desde 2016 tiene a su cargo los servicios para el sector eléctrico y ha impulsado asesorías para distintos perfiles de agentes del mercado, desde la compra de la distribuidora más grande de Guatemala hasta el acompañamiento a grandes usuarios y comercializadores en transacciones del sector eléctrico, destacándose su participación en todas las licitaciones del mercado.

Con respecto a la asesoría legal entorno a la PET-4 y PEG-5, Arias ya estaría en contacto con potenciales proponentes. “Hemos participado en todas las licitaciones que ha habido hasta el momento. La apuesta es poder ofrecer toda esta expertise que ya se tiene, sobre todo en temas de transporte, que no son muchas las firmas que han tenido esta experiencia”, remarcó.

La socia destaca que el conocimiento acumulado en licitaciones precedentes permite anticiparse a posibles desafíos. “Haber adquirido ese análisis de pliegos anteriores, ese nivel de profundidad y saber cuáles son las principales preocupaciones o qué se debe cuidar en el contrato marco que presentan, qué tipo de preguntas hacer… todo eso es algo que podemos ofrecer como asesores”, afirmó.

El objetivo, indicó, es brindar un acompañamiento integral que permita a los inversionistas minimizar riesgos y garantizar que sus proyectos se ejecuten con éxito. “Es orientar al cliente para saber cómo llegar, qué preguntar y qué resolver antes de estar con ese contrato”.

En los años transcurridos, la especialista consideró que la matriz energética ha evolucionado positivamente. “Si vemos la matriz energética de Guatemala como estaba en el 2008 o 2009, vemos que dio la vuelta. Ahora ya no tenemos esa dependencia de los no renovables que solíamos tener. Siempre la hidro ha sido de las más fuertes, pero se ha ido diversificando. Ya vemos más parques eólicos y más interés en evaluar proyectos de geotermia y otras fuentes renovables”.

La legislación vigente también contempla incentivos fiscales relevantes para la generación eléctrica. “Hay una exención para impuestos a la importación y derechos arancelarios que permite a los generadores traer sus equipos libres de impuestos, siempre que estén vinculados a un proyecto de generación”, destacó la abogada, lo cual reduce los costos iniciales de inversión y mejora la rentabilidad esperada.

El entorno económico estable del país es otro factor clave que atrae la atención de inversores extranjeros en este tipo de proyectos. “Guatemala se ha caracterizado históricamente por tener un tipo de cambio muy estable. En los últimos 10 o 15 años hemos estado entre $7.50 y $7.90 por dólar. Nuestra economía también es muy estable, con un crecimiento sostenido del 3% anual, por lo menos”, explicó la socia de Arias.

Todo este contexto ha permitido que el sector eléctrico opere con eficiencia dentro de un marco regulado. “Ha demostrado ser sólido, congruente y ha crecido”, afirmó Tercero, quien además reconoció que, pese a algunos desafíos en materia de conflictividad social y de servidumbres para el paso de líneas, “sí se han logrado desarrollar los proyectos en su mayoría”.

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Tuto Power se alista para un nuevo ciclo de inversiones en el mercado solar mexicano, apostando por una estrategia de negocio más flexible y ajustada a las condiciones actuales del mercado. La compañía, 100% mexicana y con operaciones en el Mercado Eléctrico Mayorista desde junio de 2019, tiene en la mira la ejecución de proyectos tanto de pequeña como de gran escala durante este año.

Durante una entrevista audiovisual en el marco del encuentro Future Energy Summit México (FES México), Darío Leoz Berrueta, director general de Tuto Power, anticipó hacia donde apuntarían sus objetivos de mercado y afirmó que esta nueva etapa estará marcada por un modelo de financiamiento y ejecución de proyectos distinto al utilizado en años anteriores.

La experiencia adquirida en el desarrollo de Puerto Libertad Solar, un parque de 404 MW (230 MW contrato con CFE y 174 MW para privados) que se convirtió en el segundo más grande de México, fue determinante para esta decisión. “Ese proyecto fue el primer hito de Tuto Power, pero también nos enseñó las complejidades de estructurar un PPA privado en México con las cargas detrás”, explicó Leoz Berrueta. En aquella ocasión, la compañía debió gestionar convenios directos, fideicomisos complejos y un proceso de financiamiento con cuatro bancos.

El aprendizaje no solo fue financiero, también operativo. “En aquellos años, las plantas se construían rápido, pero no casaban con la entrada de las cargas al nuevo mercado eléctrico mayorista. Hoy eso lo haríamos de forma completamente distinta”, señaló el ejecutivo revelando que durante este año reactivará la construcción de otro proyecto fotovoltaico que la empresa tiene en stand by.

“Tuto tiene otros proyectos en desarrollo y estamos estructurándolos de manera diferente. Nosotros tenemos prevista una construcción de un proyecto de 180 MW adicional que se quedó parado en el proceso de la pandemia y la paralización regulatoria, y lo ejecutaremos de otro modo evidentemente con energía para la suministradora pero basándonos en distintos procesos tanto de la construcción como el suministro y el financiamiento”, confirmó. Pero aquello no sería todo.

Paralelamente, la compañía planea diversificar su portafolio con proyectos de menor escala, en línea con la creciente demanda del suministro calificado, que gana protagonismo frente a la generación para grandes compradores como la CFE. “Hoy colocar 70 MW de energía en México es un gran logro; no es sencillo con el mercado como está”, advirtió.

Esta estrategia se complementa con las soluciones que la empresa ya ofrece como generación distribuida hasta 0.7 MW y autoconsumo entre 0.7 MW hasta 20 MW, diseñadas para empresas que buscan abastecer total o parcialmente su demanda eléctrica. Gracias a este abanico de soluciones diversa y su presencia en al menos 13 estados de la República, Tuto Power asegura contar con la capacidad para atender a clientes de cualquier tamaño y ubicación.

El mercado eléctrico mexicano atraviesa un escenario desafiante, pero también lleno de oportunidades. Según Leoz Berrueta, la demanda crece a un ritmo de 3.5% anual, mientras la capacidad de generación no se ha expandido al mismo ritmo en los últimos años. “Cada vez los centros de carga tienen más dificultad para acceder a la generación”, subrayó.

El directivo también llama la atención sobre el complejo mercado de potencia, que representa uno de los mayores desafíos para los proyectos solares. “El tema de la potencia es un reto brutal. Las baterías ayudarán, pero también necesitamos normas de mercado que faciliten el acceso a más PPAs de tecnologías renovables”, sostuvo durante la entrevista en FES Mexico.

En este contexto, la escasa oferta de proyectos nuevos ha llevado al alza los precios de los Certificados de Energía Limpia (CEL). “Sin nuevos proyectos no hay forma de generar los certificados que se requieren, por eso sus precios están subiendo”, consideró.

El acceso a financiamiento también se complica. Los bancos, según Leoz Berrueta, adoptan ahora una postura más conservadora. “Van a pedir muchas más garantías y pronósticos de precios sólidos. Hemos visto precios de potencia que pasaron de cero en 2021 a US$ 250,000 este año. Ese tipo de volatilidad pone muy nerviosos a los bancos”, señaló. Y agregó: “Si no hay project finance, la deuda corporativa no va a crecer, a menos que sean proyectos asegurados. Y, en ese sentido, los térmicos están hoy más asegurados que los renovables”.

De cara al futuro, Darío Leoz Berrueta buscaría lograr una estandarización en los contratos de energía y ofrecer productos más accesibles para los usuarios. “Estamos siguiendo el modelo de las telecomunicaciones: precios fijos, predecibles y sin passthru remotos que nadie entiende. Esa es la principal de las variabilidades que estamos eliminando”, detalló.

Por último, resaltó que Tuto Power es de los pocos actores del suministro calificado que garantiza un origen renovable. “Ofrecemos energía verde, tenemos plantas propias y garantizamos certificados. Eso nos diferencia en un mercado donde no hay suficiente energía limpia para todos”, concluyó Leoz Berrueta.

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La decisión de establecer un precio tope en el mercado de oportunidad ha generado múltiples preguntas en el sector eléctrico hondureño. 43 centrales generadoras participantes en el spot podrían ser impactadas por la medida.

Para transmitir tranquilidad a los actores del mercado, la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) busca dejar claro que la medida es de carácter transitorio, tiene como objetivo proteger a los usuarios finales y responde a un análisis técnico ajustado a las condiciones actuales del sistema eléctrico del país.

“Es una medida que el regulador tiene que tomar en mercados como el de Honduras, en donde no se ha hecho la inversión en la planificación de la generación de largo plazo”, introdujo Wilfredo Flores, comisionado de la CREE.

En entrevista con Energía Estratégica, el comisionado Flores argumentó que en estas instancias el mercado de oportunidad contribuirá a la sostenibilidad y competitividad en lo que se lance la licitación de 1,500 MW, cuyos pliegos ya fueron entregados por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica a la CREE, para alistarse a su lanzamiento.

“Tomando en cuenta las facultades del estamento jurídico que se le otorga la CREE el regulador tiene que tomar decisiones y lo que se definió ante la demora de la licitación fue a favor del usuario final. Es decir, se le pone el precio tope para que no afecte a la tarifa”.

Además, señaló que incluso organismos internacionales han advertido sobre la necesidad de controlar este mercado. “El Fondo Monetario Internacional en reuniones de alto nivel se ha pronunciado en cuanto a la preocupación que tiene por el mercado de oportunidad”, apuntó.

Las Disposiciones Transitorias para el Establecimiento de un Precio Máximo en el Mercado Eléctrico de Oportunidad Nacional atravesaron debidamente un proceso de consulta pública, fue aprobada el pasado 8 de abril en sesión de directorio y publicada el 25 de abril en el Diario Oficial La Gaceta; por lo que, estará vigente este mismo mes de mayo y hasta junio de 2025.

“Estas disposiciones consisten básicamente en definir un precio máximo para el mercado de oportunidad bajo el criterio de eficiencia. Precio con el cual se remunerarían las centrales de generación cuando su costo marginal nodal supere este valor de precio máximo establecido. El propósito, básicamente, es disminuir el impacto en la tarifa de los usuarios finales. Porque este precio, lo que se paga en el mercado de oportunidad, lo paga la tarifa”, explicó.

Entre las características que destacan en el mercado de oportunidad hondureño, Flores remarcó que “se está pagando en tiempo y forma. Se está pagando rápido. Y en verano se disparan mucho los precios por el tema de la oferta y la demanda”.

El valor de este precio tope será calculado mensualmente por el Centro Nacional de Despacho de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), según lo definido por la regulación. “La regulación define la fórmula a implementar y los criterios para la determinación de variables de entrada”, precisó. Esta disposición estará vigente desde su publicación en el Diario Oficial La Gaceta hasta el mes de junio de este año. “O sea, como ves, es una normativa transitoria”, enfatizó.

Para mitigar el impacto sobre los generadores que operan con costos más altos, la normativa contempla un mecanismo compensatorio: “Con el fin de no afectar los ingresos de la central generadora cuyo costo variable de generación se encuentre por encima del precio máximo a establecer en este mercado de oportunidad, la propuesta regulatoria contempla de manera complementaria que para estos casos se remunerarán a su costo variable de generación. Es decir, no a la pérdida. Lo que les cuesta generar energía se les va a devolver”.

Respecto a la frecuencia con la que se aplicará el precio máximo, el comisionado señaló: “Se estima que la activación del precio máximo va a suceder entre un 5 y un 7.5% de las horas del periodo de aplicación”. En otras palabras, se trata de un número reducido de horas en que se aplicará esta limitación.

“En términos monetarios, como para tener una idea en dólares, considerando la información de marzo y abril, se estima que en ciertos nodos del sistema pudiese presentarse una reducción en los precios de liquidación de hasta 50 o 60 dólares el megawatt hora. Valores que posiblemente sean mayores en el mes de mayo, que es donde tenemos la demanda máxima históricamente”, agregó.

El impacto de esta medida, aseguró, será limitado gracias a mejoras estructurales en el sistema eléctrico. “Es importante mencionar también que la activación de este precio máximo en este 2025 sería un número reducido de horas… ya que los valores de costo marginales del sistema de este año se encuentran aproximadamente un 33% menor que los del año previo. Reducción que está influenciada principalmente por un incremento en la producción de energía proveniente de renovables y reducción en los costos variables de generación promedio de las centrales diésel”.

A ello se suma un aumento en la potencia firme disponible. “Alrededor de unos 200 megavatios adicionales, equivalente a un 12.6%. O sea, tenemos potencia firme por todas estas adiciones que ha hecho la ENEE en generación distribuida. O sea, este verano no tuvimos apagones”.

El comisionado Flores concluyó: “En resumidas cuentas, el impacto es mínimo y es temporal”.

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República Dominicana tiene frente a sí un futuro prometedor en materia de energías renovables, siempre que logre evitar los errores que siguen encareciendo y retrasando la ejecución de los proyectos. Así lo planteó Rafael Burgos, CEO de Ennova, quien destacó que los profesionales del sector son quienes pueden asegurar ese buen porvenir si abordan con rigurosidad las fases tempranas de desarrollo.

“Lo que estamos viendo es un futuro brillante donde la sostenibilidad y la independencia energética para países como República Dominicana son una posibilidad”, expresó Burgos, al tiempo que advirtió que eso puede diluirse si no se enfrenta de forma más profesionalizada el ciclo completo de los proyectos.

Según el CEO de Ennova, es preocupantemente común que muchas iniciativas que fueron planeadas para operar en un plazo razonable, terminen demorando más del triple del tiempo previsto. “Un proyecto que desde el inicio se conceptualizó para que estuviese en etapa de operación comercial en tres años, pues me ha tocado ver casos que pueden tomar diez años e incluso más”, comentó. Para Burgos, ese tipo de situaciones “tienen impactos severos en esas iniciativas” y no siempre se deben a trabas burocráticas estatales, como suele asumirse.

“La mayoría de las veces que esto pasa, pasa por aspectos que no tomamos en cuenta en la etapa de desarrollo, de ingeniería, de construcción, o simplemente por errores que cometimos”, sostuvo.

En este contexto, Burgos insistió en la necesidad de abordar cada fase con mayor nivel de detalle técnico. “Hay un presupuesto que hay que dedicar a entender aspectos de detalle en la etapa de desarrollo que nos van a llevar por un camino mucho más certero y que nos van a ayudar a evitar errores significativos”, indicó. En su opinión, esta es una etapa “intelectual” en la que “los errores cuestan muchísimo menos”.

Su testimonio, que fue brindado en calidad de moderador durante un panel de debate del evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), fue una invitación a reflexionar sobre qué oportunidades de mejoras existen y recaen en los profesionales del sector energético privado, aprender de los errores de la actividad en el pasado y compartir experiencias que puedan servir a otros desarrolladores y tomadores de decisión.

Uno de los aspectos que más resaltó Burgos fue el rol que juegan los factores ambientales y sociales en el éxito o fracaso de los cronogramas. “Mencionamos el tema de la gestión ambiental y social. Yo creo que siempre es importante esforzarnos en entender qué expectativas tiene una comunidad de la llegada de un proyecto de esta naturaleza a su ambiente”, comentó. Según explicó, omitir esta dimensión puede provocar retrasos o incluso “restricciones que incidan de una manera significativa en el tiempo de puesta en operación comercial o en externalidades que pueden afectar el CAPEX y eventualmente el OPEX”.

A modo de ejemplo, compartió una experiencia vivida por Ennova en la gestión de una servidumbre que mostraba la necesidad de acercarse a las comunidades y entender sus expectativas y dinámicas antes del avance físico de los proyectos. “Muchas veces se despliegan estos proyectos en la distancia y omitimos el valor de entender lo que las comunidades están esperando”, afirmó, advirtiendo que incluso se han enfrentado a “situaciones violentas donde hay una oposición simplemente porque de repente la comunidad no entiende cómo eso le impacta”.

Otro aprendizaje clave que compartió Burgos fue la importancia de estudiar las condiciones técnicas del terreno desde etapas iniciales. Recordó el caso de un proyecto que avanzó sin un análisis geológico profundo, lo que trajo consecuencias. “Identificó que había un suelo con roca caliza con cavernas… cavernas que luego incidían en el propio riesgo estructural. Además, había aguas subterráneas que en determinadas situaciones generaban afluentes que causaban una inundación desde otro lugar”, explicó. El proyecto tuvo que ser reubicado, con el consiguiente retraso y aumento de costos.

De cara al futuro, Burgos también invitó a pensar en la verdadera capacidad que tiene República Dominicana de incrementar su participación renovable más allá de los objetivos estatales. “Quizá alguno de ustedes ha participado de procesos de conversación de ingeniería ya con una mirada más holística… realmente fuera de lo que son los objetivos planteados”, dijo, abriendo el debate sobre los límites y potencialidades reales del país en este campo.

Como mensaje final, el CEO de Ennova subrayó que, si bien existen desafíos, también hay muchas oportunidades. “En este tipo de iniciativas… la invitación es a que todos nos esforcemos en profesionalizar los procesos de desarrollo, ingeniería, construcción, de manera que optimicemos tiempos y costos en esas etapas tempranas del proyecto que permitan un éxito según lo previsto”.

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La Comisión de Desarrollo Económico de la Cámara de Diputados de Brasil celebró una Audiencia Pública para debatir sobre flujo inverso e impactos de la generación distribuida en el sistema eléctrico, a fin de resolver cuellos de botella del sector debido a las negativas de las concesionarias de distribución eléctrica.

La Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) participó de la audiencia y alertó que el problema ha provocado la fuga de inversiones y el cierre de empresas en todo el país, por lo que planteó la necesidad urgente de encontrar soluciones para evitar mayores pérdidas en el mercado. 

“Tres años después de que el Congreso Nacional decidiera crear un nuevo marco legal para que los consumidores puedan generar su propia energía, el mismo sigue siendo irrespetado por las distribuidoras”, denunció Bárbara Rubim, vicepresidenta de Generación Distribuida de ABSOLAR. 

“El problema es que se permitió que las distribuidoras de energía eléctrica utilicen la inversión del flujo como excusa para negar cualquier tipo de conexión del consumidor a la red de distribución. Y esa falta de respeto de las distribuidoras, desafortunadamente encuentra apoyo en la normativa y en la forma que se creó el marco reglamentado por ANEEL”, agregó. 

La situación ha alcanzado niveles críticos: más del 70% de las solicitudes presentadas a las distribuidoras están siendo rechazadas, de acuerdo a la información compartida por el gremio, lo que revela una barrera directa al derecho de los consumidores y también expone un problema estructural que está frenando inversiones. 

Un conflicto sin resolución: el rol pasivo de ANEEL

El conflicto se agudiza por la inacción de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL). Pese a ser la autoridad reguladora, ANEEL no ha sido capaz de garantizar que las distribuidoras cumplan con la normativa de forma sistémica. 

De hecho, su intento de modificar la regla en 2024 fracasó, lo que, según Rubim, tuvo un efecto contrario: “Las distribuidoras utilizan la falta de reglamentación clara como justificación para negar cualquier tipo de proyecto de microgeneración distribuida”.

Por lo que, desde ABSOLAR, la posición es clara: si las distribuidoras no pueden comprobar técnicamente que la inversión de flujo daña la red, el derecho del consumidor debe ser preservado de forma inmediata. 

“Proponemos que se incluya un artículo que prohíba explícitamente las limitaciones impuestas por las distribuidoras a la inyección de energía en la red mediante sistemas de microgeneración distribuida”, manifestó la vicepresidenta de GD de ABSOLAR. 

“No es un problema exclusivamente técnico, sino un obstáculo que requiere voluntad política para ser resuelto (…) Si las distribuidoras no tienen la capacidad técnica o los recursos humanos para realizar los estudios necesarios para demostrar que la inversión del flujo daña la red de distribución, no es justo para los usuarios”, insistió. 

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El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile prevé realizar en 2025 nuevos procesos de licitación de servicios complementarios, con el objetivo de fortalecer la seguridad y confiabilidad del sistema frente al avance sostenido de las energías renovables. 

“Estamos haciendo un análisis para determinar los requerimientos de capacidad adicional de este servicio, en el cual se incluirá la incorporación de nuevas tecnologías en el futuro, lo que implicaría anunciar nuevos procesos de licitación en el curso del 2025”, destacó Ernesto Huber, director ejecutivo del organismo, durante la cuenta pública 2024 del CEN.

Este esfuerzo se suma a la licitación de servicios de control de tensión de 2024, donde el Coordinador adjudicó cinco proyectos de las empresas Alupar, Engie y Transelec. 

Obras que habilitarán la incorporación de condensadores síncronos mediante equipamiento nuevo y la reconversión de una central térmica a carbón, las cuales permitirán que la zona norte del país disponga de recursos para proveer la fortaleza de red que se requiere para seguir integrando energías renovables variables en la red eléctrica. Mientras que la prestación del servicio comenzará a durante el año 2027 y se remunerará por 25 años.

Los avances en la prestación de servicios complementarios también se han visto reflejados en el protagonismo que han tomado las fuentes renovables. Desde el 18 de octubre de 2024, se observa una nueva tendencia en la operación del sistema, donde los servicios de control de frecuencia comenzaron a ser adjudicados mayoritariamente a plantas renovables en horario diurno. 

“Hubo horas del día en que estos servicios han sido provistos exclusivamente por plantas renovables”, indicó Huber, desplazando a tecnologías convencionales como los ciclos combinados a gas natural y las centrales térmicas a carbón. 

Durante ciertas horas del día, incluso se alcanzó el 100% de provisión de servicios de control secundario de frecuencia por parte de plantas solares y eólicas, consolidando la capacidad de las renovables para sostener la estabilidad del sistema.

En paralelo, el avance del almacenamiento con baterías marca un punto de inflexión en la flexibilidad del sistema eléctrico. En 2024, se aprobaron solicitudes de acceso abierto equivalentes a 10.600 MW de capacidad y entraron en operación 14 proyectos de almacenamiento, sumando cerca de 700 MW, especialmente en la zona norte. 

Y de acuerdo a la información compartida por el director ejecutivo del Coordinador Eléctrico, la capacidad instalada actual supera los 1.000 MW, con sistemas que permiten almacenar hasta 5 GWh con duraciones promedio de entre 4 y 5 horas. 

En tanto que para finales de la década se proyecta 8000 MW de potencia operativa en sistemas BESS, lo que permitiría trasladar un 20% de la producción eléctrica diaria desde las horas de mayor generación renovable a los momentos de mayor consumo, particularmente en horas nocturnas.

“El aporte del almacenamiento permite reducir del orden del 20% de los recortes de ERNC, los cuales durante 2024 alcanzaron cifras en torno a 5,6 TWh anuales. A su vez, las emisiones de CO2 han disminuido un 20% en comparación con el año anterior, alcanzando una intensidad de 2,28 toneladas de CO2 equivalentes por MWh”, afirmó Huber. 

Lecciones del apagón y desafíos a futuro

Si bien el avance es notable, la seguridad operativa del sistema sigue enfrentando desafíos. El pasado apagón del 25 de febrero expuso importantes debilidades, de manera que desde el CEN reconocieron que detectaron del orden de 1200 MW de generación, tanto convencional como renovable, que se desconectó antes de lo que correspondía, lo que agudizó el desbalance del sistema durante esa jornada crítica. 

Como consecuencia, ya se han solicitado los ajustes normativos necesarios y se continúa trabajando en la identificación de las causas y las soluciones para evitar futuras incidencias.

“Todo indica que en un futuro no muy lejano, la generación será 100% renovable; pero para llegar a ese estado, debemos garantizar que no se repitan situaciones como el apagón de febrero”, concluyó Huber, subrayando que el fortalecimiento de los servicios complementarios y la incorporación de tecnologías de almacenamiento serán determinantes para alcanzar este objetivo con seguridad y confiabilidad.

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Con más de 25 años en el sector solar fotovoltaico y una capacidad instalada superior a los 30 GW, Yingli Solar se consolida como uno de los fabricantes chinos más resilientes, tras haber superado los múltiples ciclos de un mercado tan volátil como es el de los paneles solares. Así lo afirmó Luis Contreras, director ejecutivo para Latinoamérica y España de la compañía, durante su participación en Future Energy Summit Central America & the Caribbean (FES Caribe).

La oferta actual de Yingli Solar se centra en la tecnología n-type TopCon, una elección que no solo responde a criterios de eficiencia, sino también de adaptabilidad a las condiciones de distintas regiones latinoamericanas. Contreras explicó que esta tecnología “tiene menor degradación lineal, mejor comportamiento frente a altas temperaturas, buen comportamiento en bajas irradiancias y, evidentemente, eficiencia”.

Actualmente, la compañía cuenta con una capacidad anual de producción de 30 GW, de los cuales 10 GW corresponden a esta tecnología. La logística también juega a su favor: “30 MW semanales pueden venir desde China en 12 semanas o desde Panamá en torno a una semana”, precisó.

En cuanto a aplicaciones, el fabricante ofrece módulos con células de 210 mm para grandes proyectos, aunque advirtió que estas configuraciones pueden ser “muy agresivas para las cargas de viento dependiendo del seguidor que se utilice”. Alternativamente, Yingli produce módulos con células de 182 mm y potencias de entre 580 W y 635 W, adaptables tanto al mercado utility como a segmentos residenciales, industriales y de autoconsumo.

Roadmap con norte en la eficiencia y fiabilidad 

La estrategia de innovación de Yingli sigue una hoja de ruta bien clara. “Estamos detrás de un mapa tecnológico muy marcado y perfectamente definido”, dijo Contreras, quien detalló los tres escalones en este proceso: la tecnología TopCon, la fabricación de células de contactos posteriores y, finalmente, la producción de células tándem con distintos sustratos. Todo este desarrollo busca incidir directamente en el cálculo “dólar por vatio pico” (USD/Wp).

“El camino va siempre en base a trabajar en la ecuación dólar/vatio pico, reduciendo ese numerador desde el punto de vista de la fabricación para hacer que el coste de fabricación sea más competitivo, más controlado y con una eficiencia mayor”, afirmó.

Pero para Yingli Solar, la tecnología no lo es todo. La compañía también apuesta por acompañar a sus clientes en todas las fases del proyecto, desde la preventa hasta la postventa, con un enfoque claro en fiabilidad. “Tenemos que dar garantías por muchos años, 30 años en cuanto a la potencia, por lo tanto hay que tener compañías lo suficientemente solventes para acompañar a los clientes durante 30 años de vida”, subrayó.

La geopolítica y el exceso de capacidad instalada han configurado un nuevo panorama para los fabricantes. Contreras explicó que, ante medidas como los aranceles en Estados Unidos, “ese mercado desaparece para un fabricante de paneles fotovoltaicos” y la atención se dirige ahora a regiones como Europa, Latinoamérica, Australia, Japón y Sudáfrica.

Con una capacidad de producción global que duplica la demanda actual, la competencia ya no es una elección: “La competitividad no es algo que se busque, es algo absolutamente necesario, es un must, o somos competitivos o no podemos vender porque somos muchos en la misma pecera”, dijo Contreras. Añadió que “el 50% de la demanda global está en China y el 80% de la capacidad de producción es China”, lo que obliga a las empresas a asumir riesgos si quieren vender fuera del mercado doméstico.

En este escenario, la estrategia de Yingli se centra en construir relaciones confiables y de largo aliento. “Tenemos que ir con compañeros que vayan a largo recorrido, que tú les acompañes en el largo plazo. Esa es básicamente la estrategia que tiene Yingli Solar: centrarse en ser competitivo, pero centrarse en los clientes y en los proyectos lo suficientemente atractivos para que ese esfuerzo competitivo merezca la pena”, afirmó.

En América Latina, su presencia es cada vez más sólida. “Estamos muy enfocados en República Dominicana, aproximándonos a esa ventana de oportunidad que hay en los proyectos utility; muy centrados en los PMGD en Chile; y en algún proyecto de gran escala acompañado de baterías”, comentó Contreras. Además, destacó a Argentina y Uruguay como mercados clave, y subrayó un crecimiento sólido y solvente en Panamá y Colombia.

Concluyendo su participación, el ejecutivo de Yingli Solar reafirmó el compromiso de la compañía con el desarrollo de proyectos fotovoltaicos sustentables el República Dominicana, país que alojó el encuentro de FES Caribe: “Este es un mercado en crecimiento, con la radiación solar necesaria, con una posición por parte de las administraciones y las instituciones a favor de la descarbonización de la matriz energética y en pro de energías renovables como la solar fotovoltaica, y en la cual nosotros, fabricantes como Yingli Solar, pretendemos ser un agente activo”.

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Con la mira puesta en la expansión internacional, 360Energy confirma el inicio de sus operaciones en México. Esta nueva fase responde a la estrategia de crecimiento impulsada por su flamante accionista, el grupo automotriz Stellantis, que busca descarbonizar sus operaciones industriales a nivel global.

“Somos una empresa muy joven; tenemos apenas 12 o 13 años de vida. Nacimos con un foco muy especial en la energía solar fotovoltaica porque tenemos la convicción de que es y va a ser el principal vector de la transición energética mundial”, manifiesta Maximiliano Ivanissevich, director de Asuntos Corporativos y Capital Humano de 360Energy.

La compañía argentina, que se ha posicionado como pionera en proyectos solares utility scale en su país de origen, lleva su know-how a nuevos mercados de la mano de un modelo de integración vertical. “Nosotros hacemos todas las etapas: desde el desarrollo, la construcción, la operación y el mantenimiento, hasta la comercialización de la energía que generamos”, resaltó Ivanissevich.

Durante su participación en una entrevista audiovisual en Future Energy Summit México (FES México), el directivo detalló que inicialmente la empresa prioriza la búsqueda de aliados y proveedores estratégicos locales. Esto permitirá subcontratar las etapas de construcción y montaje de los parques solares que abastecerán a las plantas de Stellantis.

“En esta primera etapa, vamos a subcontratar muchas de las etapas con supervisión de personas que ya forman parte del equipo de 360 en Argentina y que vamos a llevar a estos países”, explicó el directivo, al referirse tanto a México como a Brasil, España e Italia, donde la compañía también proyecta nuevos desarrollos.

La experiencia acumulada en Argentina fue determinante para definir esta estrategia de expansión. Hace una década, la empresa se enfrentó a un escenario local desafiante, en el que no existían compañías especializadas capaces de cumplir con los estándares de calidad exigidos. “Cuando fuimos a construir nuestros primeros parques en Argentina, no encontramos empresas EPCistas que puedan satisfacer las necesidades y las exigencias en cuanto a calidad que nosotros pretendíamos”, recordó Ivanissevich.

A partir de ese contexto, la firma decidió asumir directamente la construcción de sus parques, comenzando con subcontrataciones parciales hasta desarrollar por completo su capacidad constructiva. Hoy, 360Energy es una empresa que prácticamente no subcontrata ninguna etapa del montaje de sus proyectos en Argentina.

El plan es replicar ese exitoso modelo en los mercados internacionales. “Vamos a hacer esa misma curva de aprendizaje que hicimos en Argentina en estos nuevos países donde estamos iniciando actividades, con el objetivo de también repetir el esquema argentino de ser una empresa con capacidad constructiva propia”, afirmó.

La expansión internacional de la firma no solo se centra en México. La agenda de 2025 incluye proyectos de mediana escala en Brasil, España e Italia, con soluciones que integran tecnologías diversas, incluyendo carports sobre grandes superficies de estacionamiento, parques solares con o sin trackers, instalaciones híbridas y, en algunos casos, almacenamiento de energía.

En cuanto a las metas de corto plazo, la compañía busca capitalizar la sinergia con Stellantis para acelerar la implementación de sistemas renovables en las plantas industriales del grupo. “Estamos iniciando en lo que queda del año proyectos para plantas de Stellantis en Argentina, en Brasil y en México, y en una segunda etapa ya para 2026 en España y en Italia”, señaló Ivanissevich.

Consultado sobre por qué un actor internacional debería apostar por asociarse con 360Energy, Ivanissevich argumentó: “Necesitamos tener aliados y proveedores estratégicos que puedan acompañar este crecimiento y esta oportunidad de la mano de un accionista muy fuerte y con muchas necesidades de abastecimiento de energía como es Stellantis”.

Finalmente, el directivo subrayó la importancia de su participación en eventos como FES México. “Ahí está en gran parte el objetivo de nuestra participación: insertarnos en nuevos mercados, conocer proveedores y generar esas alianzas que van a ser necesarias para llevar adelante estos nuevos proyectos”, concluyó.

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Trina Solar anticipando un crecimiento significativo tanto en el segmento de autoconsumo como en el de proyectos utility a gran escala en México. En el marco de una entrevista audiovisual en Future Energy Summit México (FES México), Ezequiel Balderas, Sales Manager México de Trina Solar, afirmó que el país está atravesando un nuevo ciclo de desarrollo en energías renovables.

“Vuelven también las oportunidades en el sector energético y esperemos que en esta ocasión podamos ser una de las potencias en energía nuevamente”, manifiesta Balderas, al hacer referencia a la reactivación del mercado como ocurrió en los años de auge de las subastas entre 2014 y 2016.

El gerente de ventas en el país subraya que la compañía se prepara para atender la demanda de instalaciones entre 0,7 y 20 MW, que muestran un creciente dinamismo desde el año pasado, así como también para responder a desarrollos de mayor envergadura previstos para 2026 y 2027.

“Lo que esperamos en este año es que al menos en el sector de generación distribuida se mantenga y pueda crecer, se llegó a un gigawatt de instalaciones el año pasado y podría aumentar entre un 15 o 20%”, proyecta Balderas. Al mismo tiempo, destaca el surgimiento del autoconsumo como una nueva categoría con fuerte potencial, sobre todo en el rango entre 0,7 y 20 MW.

Para responder a este escenario de crecimiento, Trina Solar despliega una oferta integral basada en tres soluciones clave: módulos solares de alta eficiencia, sistemas de seguimiento solar y soluciones de almacenamiento a gran escala.

En lo que respecta a los módulos solares, la compañía ofrece productos con potencias que van desde los 620 a los 625 W para generación distribuida, y hasta 715 W para grandes parques solares, una mejora notable en comparación con los 370-375 W que eran comunes hace apenas una década. Además, la tecnología bifacial señaló que se consolida como un estándar, al generar energía tanto por la cara frontal como la posterior del módulo.

“Manteniendo la misma área, ser más eficientes y generar más energía por metro cuadrado”, remarcó Balderas, al referirse al salto tecnológico que la empresa ha impulsado en sus modelos.

Por su parte, el almacenamiento emerge como un componente indispensable para estabilizar la energía suministrada a la red, un aspecto crítico en un sistema eléctrico que históricamente ha enfrentado desafíos por la variabilidad de las renovables.

“Con una instalación de un producto BESS… tienes a la salida en la planta una energía principalmente estable hacia la red”, explica Balderas, y agrega que esto favorece tanto a los operadores como al sistema eléctrico nacional, al reducir las fluctuaciones y facilitar la sincronización.

Los sistemas BESS que Trina Solar está promoviendo en México tienen capacidades de 4 y 5 MWh, y están pensados tanto para aplicaciones industriales como para nuevas plantas solares. El concepto de peak shaving —la reducción de picos de demanda energética— es uno de los beneficios que más valoran los clientes.

La ventaja competitiva que ofrece Trina Solar reside en su capacidad de integrar verticalmente todas las etapas del proceso, desde la fabricación de la célula hasta el sistema de almacenamiento final. Esta integración no solo asegura el control de calidad, sino que permite brindar soluciones combinadas y adaptadas a las necesidades de cada cliente.

“Somos muy flexibles y estas soluciones no solamente se dan en México sino es nuestra experiencia de Latinoamérica lo que realmente estamos trayendo”, enfatiza el Sales Manager, remarcando el respaldo de casos exitosos en otros países de la región.

De cara al futuro, Balderas señala que los proyectos de gran escala en México podrían concretarse entre 2026 y 2027, marcando una nueva etapa de inversión para el país. Mientras tanto, el foco estará en capturar el dinamismo del autoconsumo, un segmento que —según su visión— será central en la transición energética mexicana.

“Hemos estado con algunos colegas y hablando de proyectos 2026-2027… pero muy interesados en la parte de 0,7 a 20 MW también”, concluye.

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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) confirma que, tras el cierre de las tres subastas que se convocaron mediante la Resolución 101 062 de 2024, se garantiza el suministro de energía dentro de los márgenes proyectados por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) para los periodos 2025-2026, 2026-2027 y 2027-2028.

“De acuerdo con el operador del mercado de energía, XM S.A. E.S.P., en las tres subastas de compra realizadas los días 21 y 29 de abril y 8 de mayo se asignaron 7,6 GWh/día, 6,4 GWh/día y 7,5 GWh/día, para los periodos previamente mencionados. En donde, se recibieron más de 20 ofertas válidas para cada periodo convocado, lo que permitió tener resultados más eficientes”, manifestó Antonio Jiménez Rivera, director ejecutivo de la CREG.

Por su parte, el jefe de la cartera de Minas y Energía, Edwin Palma resaltó que “los resultados obtenidos en nuestras subastas de compra permiten asegurar el abastecimiento de energía y avanzar en nuestras metas del plan 6GW Plus con la incorporación de estos tres proyectos fotovoltaicos al sistema”.

A través de las subastas de reconfiguración de compra, que iniciaron en noviembre del año pasado, se busca cerrar brechas entre la proyección de demanda y la energía firme en el sistema. Para que se lograran resultados más eficientes, este ejercicio permitió la participación de plantas existentes, en construcción y nuevas con cualquier tecnología de generación.

“Es importante recordar que los tres procesos de subasta de reconfiguración de compra administrados por XM fueron auditados por una firma independiente para garantizar la aplicación de toda la regulación vigente durante cada parte del proceso y dar transparencia y tranquilidad a los usuarios y a todos los participantes”, añadió Jiménez Rivera.

A estos esfuerzos, se suma la adjudicación de compromisos para la expansión que se hizo en febrero de 2024, por aproximadamente 4.450 megavatios (MW) principalmente con recursos renovables no convencionales, con el compromiso de entrada en operación a finales del año 2027.

Adicional, en marzo de 2025 se anunció la propuesta de adelantar una nueva subasta de expansión, para promover la entrada de nuevos proyectos al sistema durante el periodo 2029-2030 y, en adelante, para que el país cuente con energía incluso en escenarios adversos como el Fenómeno de El Niño.

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AES Andes acelera su transición energética en Chile con un crecimiento exponencial de los sistemas de almacenamiento de energía (SAE). La compañía avanza en el despliegue del “Hub Andes” que combina parques solares con baterías en el norte del país.

“Es una zona solar muy atractiva en el norte del país, en el punto donde se interconecta Chile con Argentina y donde pondremos 1520 MW de capacidad fotovoltaica y 1336 MW de sistemas BESS”, afirmó Paola Hartung, directora de Asuntos Regulatorios de AES Andes para Chile. 

“Pasamos de un portafolio 91% térmico en el año 2017 a un portafolio 69% renovable el año 2025”, agregó durante un webinar organizado por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). 

Este cambio estructural se sustenta en un recambio tecnológico que integró centrales solares híbridas con BESS y, más recientemente, sistemas stand alone, orientados al arbitraje de energía y la participación en pagos por potencia. 

En total, el Hub Andes ya cuenta con parques híbridos en operación que suman 838 MW de capacidad solar instalada y 339 MW de baterías; mientras que la firma avanza en la construcción de 459 MW solares y 657 MW BESS y posee otros 223 MW fotovoltaicos junto con 140 MW de baterías en fase de desarrollo.

Este avance tiene lugar en un contexto nacional favorable, dado que el país alcanzó 954 MW de capacidad BESS instalada, con una proyección de superar los 2000 MW en los próximos meses, anticipándose a los objetivos de largo plazo. 

¿Por qué? De acuerdo a información compartida por el Ministerio de Energía, existen 4552 MW en ejecución, representando el 76% del cumplimiento de la meta de 6000 MW para 2050. 

Además, se registran 207 MW en fase de pruebas distribuidos en cuatro proyectos BESS de tecnología ión-litio conectados al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), y otras 11 centrales en construcción, que aportarán 1480 MW y poco más de 5300 MWh de capacidad de storage, con una inversión estimada de USD 2141 millones. 

Es decir que la tecnología ya juega un rol estructural en el despacho del sistema, incluso en la reducción de costos y la mitigación de vertimientos provenientes por parte de centrales renovables no convencionales (ERNC).

“En una noche cualquiera, hay un despacho de casi 800 MW de proyectos de almacenamiento por varias horas que logran bajar el costo marginal del sistema de 250-280 USD/MWh hasta 100 USD/MWh”, precisó Hartung. 

Adaptaciones necesarias para un sistema renovable con respaldo

La participación de los sistemas de almacenamiento no se limita al arbitraje de energía y capacidad firme, sino que existen oportunidades aún no aprovechadas plenamente, como por ejemplo como servicios complementarios o en la expansión del sistema de transporte eléctrico. 

“Faltan incentivos económicos que hagan más atractivo para los SAE prestar servicios como el control rápido o primario de frecuencia, y no sólo prestar arbitraje y recibir pago por capacidad”, señaló la directora de Asuntos Regulatorios de AES Andes para Chile. 

Desde el punto de vista normativo, el avance también es notorio. Chile ya cuenta con el marco regulatorio, los reglamentos y licitaciones habilitantes para integrar BESS en la infraestructura eléctrica, aunque todavía no se han implementado proyectos BESS como parte de redes o para expansión de transmisión. 

No obstante, Hartung destaca su potencial como soluciones modulares, rápidas de desplegar y con bajo impacto ambiental, claves para optimizar la expansión del sistema.

“Hay que mejorar las normas de operación de los SAE de energía, recalcular los costos de oportunidad de forma intradiaria para optimizar el despacho y no quedarse con un despacho definido el día anterior”, indicó Hartung.

“También se requiere mejorar las reglas de remuneración, ya que actualmente los sistemas de almacenamiento en Chile son tomadores de precio pero deben pasar a ser candidatos a marcar el costo marginal según sus costos de oportunidad”, insistió.

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