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La mirada latinoamericana llega al FES Iberia con propuestas colaborativas para mejorar la ejecución de renovables

En el marco del FES Iberia 2025, la participación de actores latinoamericanos no solo buscará abrir nuevas oportunidades comerciales, sino también compartir enfoques prácticos que pueden aportar valor en la ejecución de proyectos complejos. 

Una de las propuestas destacadas es la de Diprem Global, firma de servicios técnicos que llega al encuentro con la expectativa de acercar una mirada basada en la resolución ágil de problemas, la adaptabilidad cultural y la gestión integral de obras en territorios diversos.

“Nosotros estamos acostumbrados a resolver con lo que hay, y siempre pensando en varias soluciones posibles. Esa manera de trabajar puede ser útil en proyectos que necesitan respuesta inmediata”, manifiesta Ricardo Aguirre, Director de Operaciones de Iberia y LATAM de la compañía. 

En diálogo con Energía Estratégica España, el ejecutivo resalta que uno de los principales aportes desde la región es la gestión global de la cadena de suministros, aspecto que considera estratégico para la aceleración de cronogramas en un contexto europeo cada vez más exigente.

Con presencia operativa en México, Argentina, Colombia, Estados Unidos y Canadá, y recientemente con una empresa consolidada en España, Diprem busca expandirse también en Portugal e Italia

Entre sus principales fortalezas, la compañía destaca su conocimiento en gestión ambiental, permisos regulatorios y normativas locales, así como en formación de personal técnico en seguridad y prevención de riesgos

Diprem ya ha iniciado relaciones de colaboración con compañías como Engie y PSK. Su participación en el FES Iberia, que se celebrará el próximo 24 de junio en Madrid, apunta a seguir tendiendo puentes. 

“Este tipo de encuentros nos permiten dialogar directamente con empresas que toman decisiones. Ya lo vivimos en la edición anterior, y por eso volvemos”, asegura Aguirre.

Con más de 20 años de experiencia en América Latina, la empresa ha desarrollado herramientas de logística, permisos y seguridad operativa que considera adaptables a los desafíos actuales de Europa, especialmente en territorios como España, donde la tramitación varía según la comunidad autónoma. 

“Nos sentimos cómodos trabajando en escenarios diversos, porque en los países latinoamericanos cada provincia tiene su propia lógica y en España seguimos la misma línea para avanzar en cada comunidad autónoma”, explica.

Un eje particular que la firma ve como oportunidad de valor en Europa es el almacenamiento energético

“España tiene un desafío importante con el almacenamiento, que para nosotros en Latinoamérica hoy también es un desarrollo importante. Entonces ese apoyo que nosotros podemos dar con el conocimiento de la logística puede ser un punto importante para el desarrollo local”, expresa el directivo.

En ese sentido, Diprem considera clave fomentar modelos de producción y ensamblado local, especialmente en proyectos de almacenamiento, fotovoltaicos e híbridos. 

El FES Iberia 2025 se celebrará en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt, en Madrid, y convocará a más de 400 ejecutivos públicos y privados del sector energético

En esta edición, se abordarán de forma estratégica temas como almacenamiento, PPAs, hidrógeno verde, energía solar y eólica, y modelos de financiamiento, con la presencia de líderes clave como Julio Castro, CEO de Iberdrola Renovables; Rocío Sicre, Directora General de EDP Renewables; Rafael Esteban, Director Global de Desarrollo de Negocios de Acciona; Enrique Pedrosa, COO Europe & LATAM de Repsol Low Carbon Generation; y Carlos Píñar Celestino, Managing Director de Elmya, entre otros.

Asimismo, el encuentro contará con una mesa específica sobre Latinoamérica, donde se analizarán oportunidades regulatorias y estrategias de expansión con representantes como Víctor Hugo Ventura, Ministro de Energía de Guatemala; Edward Veras, Director de la Comisión Nacional de Energía de República Dominicana; Dimas Carranza, Gerente de Regulación de Energuate; Alfonso Rodríguez, CEO de Soventix Caribbean; y Ximena Castro Leal, Commercial Manager de Diprem.

El programa incluye paneles sobre el rol del almacenamiento como vector de resiliencia, la innovación constructiva en renovables, la visión de grandes actores ante el nuevo sistema energético europeo, y los desafíos de integración tecnológica. 

Entre los tópicos clave se discutirán los mecanismos de mercado, el desarrollo de subastas, la electrificación de la demanda, la eficiencia operativa, la canibalización de precios y la regulación del BESS.

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Expectativas en Perú por más de 10 GW eólicos en desarrollo

En la actualidad hay 1.021,3 MW de capacidad instalada en parques eólicos operativos en Perú. Pero esto no sería todo. Adicionalmente se identifican 10.010,9 MW de capacidad en desarrollo correspondiente a 45 proyectos con Estudios de Pre Operatividad aprobados por el COES.

En detalle, 3 proyectos son los más avanzados por ya contar con concesión definitiva para interconectar 620,3 MW. Pero hay otros 42 proyectos adicionales sin concesión por un total de 9.390,6 MW (ver detalle al pie).

Se trata de megaproyectos en su mayoría. Un 30% superan los 250 MW y la media general está en los 180 MW. Localizados en Ica (17), Lambayeque (13), Piura (8), Ancash (2), Arequipa (2), Cajamarca (2), y La Libertad (1).

Miguel Linares, profesional del sector energético renovable peruano, señaló que la elección de esta escala de proyectos obedece a mejoras tecnológicas y de condiciones del mercado. “Hace 10 años atrás, se desarrollaban proyectos de 50 MW u 80 MW. Hoy día, un proyecto en desarrollo no te baja menos de 250 MW”, indicó.

Según explicó, esta tendencia también responde a la buena disponibilidad de recursos renovables y a la capacidad que aún conserva el sistema de transmisión en ciertas regiones. “Actualmente no se ve curtailment, entonces es básicamente el reflejo del potencial que tiene el país”, sostuvo Linares.

Además, mencionó en entrevista con Energía Estratégica que las empresas desarrolladoras confían en el mercado y muchas optan por presentar los proyectos de gran escala en etapas. “En vez de presentar un solo proyecto de 500 MW, presentan dos o tres proyectos de 250 o 150”, comentó.

Expectativas de precios y dinámica comercial

Respecto a los valores de venta de energía, Linares indicó que actualmente las expectativas de los desarrolladores eólicos —y también solares— se ubican en un rango competitivo. “Yo diría que las expectativas están alrededor entre 45 y 50 dólares”, señaló.

Sin embargo, advirtió que, para viabilizar una cartera de más de 10 GW, se requiere no solo de capacidad técnica, sino también de una evolución comercial sostenida. “Básicamente, desde el punto de vista comercial, el tema de los PPA debe ir acompañado de un crecimiento económico del país”, afirmó.

“Si no hay crecimiento de demanda, si no hay necesidad de contratar por parte de un cliente como una minera grande o clientes con alta demanda de energía eléctrica, entonces simplemente va a ser muy complicado”, agregó. 

También destacó que, en contextos de baja demanda eléctrica, “se van a canibalizar entre los generadores que existen y los nuevos”.

¿Están preparadas las redes para nuevos proyectos?

Consultado sobre la posibilidad de que el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) pueda absorber la totalidad de esta nueva generación eólica, Linares fue claro: “Lamentablemente, hoy por hoy, el sistema de transmisión del Perú no tiene la capacidad de recibir 10 GW”.

A su juicio, para alcanzar esa capacidad no sólo se necesitaría construir “muchas líneas de transmisión en distintos kV en paralelo”. Y agregó: “en resumen, hay dos maneras de que se pueda soportar esta capacidad: primero, construir intensivamente líneas de transmisión, que sería para mí oneroso; y lo siguiente es crecer simplemente la demanda, que toda esa generación nueva tenga un fin de consumo”.

Linares reconoció que sólo una parte de estos proyectos podría materializarse en el corto plazo: “En perspectiva de que esos 10.000 MW en los próximos cinco años, tal vez unos 2.000 MW sí podrían conectarse”.

El rol del almacenamiento y nuevas soluciones

Linares también analizó el papel que podrían jugar el almacenamiento y el hidrógeno verde en la integración de más energía eólica. “Técnicamente hablando son una solución perfecta para el tema de los curtailment”, afirmó.

No obstante, aclaró que hoy en día estas tecnologías aún enfrentan barreras económicas: “Lamentablemente, los sistemas de baterías BESS con litio o sodio, y el tema de hidrógeno verde aún son caras y podría complicar el financiamiento del proyecto”.

A mediano y largo plazo, confía en que estas soluciones sí permitirán una mayor eficiencia en la distribución energética del país que mantiene una posición expectante frente a aumentar su generación y almacenamiento. 

“Diría que actualmente el Perú tiene una gran oportunidad para avanzar en su transición energética, pero es clave que esa ambición vaya de la mano con mejoras en la infraestructura eléctrica, actualización tecnológica y un crecimiento sostenido de la demanda”, concluyó Miguel Linares.

Proyectos eólicos con EPO aprobados 

Ítem
Central Eólica (C.E.)
Potencia Instalada
(MW)
Empresa
Ubicación
Punto de Conexión
POC
Estado
1
JOSÉ QUIÑONES
151,80
INVENERGY PERU WIND S.R.L.
Lambayeque
S.E. Reque 220 kV
2025
Sin Concesión
2
LA ESPINOZA
474,60
SECHIN EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA S.A.
Piura
S.E La Niña 220 kV
2025
Sin Concesión
3
CERRO CHOCÁN
422,40
NORWIND S.A.C.
Piura
S.E. Piura Nueva 220kV
2025
Sin Concesión
4
HUASCAR
300,00
ZEUS ENERGIA S.A.C.
Piura
Futura S.E. Colán 220 kV
2025
Sin Concesión
5
GUARANGO
330,00
SL ENERGY S.A.C.
Ica
Futura S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2025
Cuenta con Concesión
6
SAMACA
168,00
EMPRESA DE GENERACIÓN ELECTRICA LAS
SALINAS S.A.
Ica
Futura S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2025
Sin Concesión
7
AMPLIACIÓN PUNTA
LOMITAS
192,20
ENGIE ENERGÍA PERÚ S.A.
Ica
S.E. Punta Lomitas 220 kV
2025
Sin Concesión
8
COLORADO
180,00
GRENERY PERÚ S.A.C.
Ancash
Seccionamiento de las líneas en 220 kV L- 2215/L-2216 (Chimbote
1 – Paramonga Nueva)
2025
Sin Concesión
9
CICLÓN
404,00
EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA CICLON
DEL NORTE S.A.C.
Lambayeque
Subestación Chiclayo Oeste 220 kV
2027
Sin Concesión
10
NAIRA I
19,80
GR HUAMBOS S.A.C.
Cajamarca
S.E. Duna Huambos
2025
Sin Concesión
11
ROSA
404,00
EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA ROSA
S.A.C.
Lambayeque
S.E. La Niña 500 kV
2026
Sin Concesión
12
QUERCUS
452,00
EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
QUERCUS S.A.C.
Lambayeque
S.E. La Niña 500 kV
2028
Sin Concesión
13
VIENTOS DE MOCHICA
220,00
EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA RIOLITA
S.A.C.
Lambayeque
S.E Lambayeque Oeste 220 kV
2026
Sin Concesión
14
CEFIRO
366,00
CEFIRO ENERGIA S.A.C.
Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2026
Sin Concesión
15
WINDICA
150,00
FENER PERÚ S.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2025
Sin Concesión
16
EMMA
72,00
GR BAYOVAR S.A.C
Piura
L-1137 La Niña- Bayovar
2025
Cuenta con Concesión
17
PILETAS
250,00
FÉNIX POWER PERÚ S.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2026
Sin Concesión
18
VIOLETA EÓLICA
452,00
EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
VIOLETA S.A.C.
Piura
Piura Oeste 220 kV
2026
Sin Concesión
19
ZAPOTE
163,80
ZAPOTE S.A.C.
Lambayeque
S.E. Felam 220 kV
2026
Sin Concesión
20
NORTEÑO
131,10
KALLPA GENERACIÓN S.A.
Lambayeque
S.E. Reque
2025
Sin Concesión
21
CHERREPE
142,50
KALLPA GENERACIÓN S.A.
Lambayeque
S.E. Guadalupe
2025
Sin Concesión
22
MÓRROPE
224,00
ORYGEN PERÚ S.A.A.
Lambayeque
S.E. Lambayeque Oeste 220 kV
2026
Sin Concesión
23
LOS VIENTOS
364,80
KALLPA GENERACIÓN S.A.
Ica
Seccionamiento de la línea L-5032 Chilca – Poroma (500 kV)
2025
Sin Concesión
24
VIENTOS DE MEDIANÍA
222,60
EGE VIENTOS DE MEDIANÍA S.A.C.
Lambayeque
S.E. Lambayeque Oeste 220 kV
2028
Sin Concesión
25
HUARMEY
180,00
ENERGÍA RENOVABLE DEL CENTRO S.A.
Ancash
S.E. Nueva Huarmey 220 kV
2025
Sin Concesión
26
IKA SUR
241,80
ORYGEN PERÚ S.A.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2026
Sin Concesión
27
IKA NORTE
148,80
ORYGEN PERÚ S.A.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2026
Sin Concesión
28
SALINAR SUR
148,80
ORYGEN PERÚ S.A.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2026
Sin Concesión
29
SALINAR NORTE
117,80
ORYGEN PERÚ S.A.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV
2026
Sin Concesión
30
BAYOVAR
250,80
FENIX POWER PERÚ S.A.
Piura
S.E. La Niña 500 kV
2027
Sin Concesión
31
NAIRA II
20,00
GR APARIC S.A.C.
Cajamarca
Futura barra en 34,5 kV de la S.E. Duna
Huambos
2026
Sin Concesión
32
ALGARROBO
180,60
KALLPA GENERACION S.A.
Lambayeque
Futura S.E. Ciclón 220 kV
2027
Sin Concesión
33
LA QUEBRADA II
112,10
ECORER S.A.C.
Ica
S.E. Cahuachi 220 kV
2027
Sin Concesión
34
NAYLAMP
237,60
FENIX POWER PERÚ S.A.
Lambayeque
S.E. Lambayeque Oeste 220 kV
2027
Sin Concesión
35
LA LIBERTAD
403,20
ORYX POWER PERÚ S.A.C.
La Libertad
L.T. Trujillo Nueva – La Niña de 500 kV (L–5010)
2026
Sin Concesión
36
URANI
122,40
ENGIE ENERGÍA PERÚ S.A.
Ica
S.E. Punta Lomitas 220 kV
2028
Sin Concesión
37
SARIRI
122,40
ENGIE ENERGÍA PERÚ S.A.
Ica
S.E. Punta Lomitas 220 kV
2027
Sin Concesión
38
CARAVELÍ
218,30
IBEREÓLICA CARAVELI S.A.C.
Arequipa
S.E. Poroma 220 kV
2026
Cuenta con Concesión
39
VIENTOS DE NEGRITOS
153,00
CORDILLERA SOLAR I S.A.C.
Piura
S.E. Pariñas 220 kV
2028
Sin Concesión
40
SHOUGANG
300,00
SHOUGANG GENERACIÓN
ELÉCTRICA S.A.A.
Ica
S.E. Hierro 220 kV
2027
Sin Concesión
41
TAITA
61,60
ORYGEN PERU S.A.A.
Piura
L.T. 6654 Piura Oeste –
Paita de 60 kV
2027
Sin Concesión
42
VIENTOS DE MURRUP
202,50
CORDILLERA SOLAR II S.A.C.
Lambayeque
S.E. La Niña 220 kV
2028
Sin Concesión
43
TOROCCO
54
BOW POWER PERÚ S.R.L.
Ica
S.E. Tres Hermanas 220 kV
2027
Sin Concesión
44
TWISTER
129,6
ENGIE ENERGÍA PERÚ S.A.
Ica
S.E. Poroma 220 kV
2028
Sin Concesión
45
PESCADORES
348
NAUPAC GENERACION RENOVABLE PERU
S.A.C.
Arequipa
S.E. Ocoña 500 kV
2027
Sin Concesión
TOTAL
10.010,90

 

FES Perú 

Future Energy Summit (FES), la gira de encuentros de profesionales de las energías renovables, llegará a Perú el próximo 29 de septiembre y promete una importante convocatoria de stakeholders del sector energético local e internacional, tal como lo viene haciendo en otras latitudes.

En febrero más de 500 líderes del sector participaron en Argentina del primer encuentro FES del año, en un momento en el que el mercado aguardaba por la actualización de nuevos mecanismos del MATER, la definición de nuevas obras de transporte eléctrico y de la licitación pública de aproximadamente 500 MW de potencia de sistemas de baterías.

Luego, en marzo la gira continuó con FES México y FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluaron la realidad del mercado y excedieron a anuncios exclusivos del sector público local y regional.

Cabe destacar que, además de los salones de conferencias donde se impulsa el debate, los encuentros FES cuentan con espacios exclusivos de networking ideales para explorar sinergias y nuevos negocios en los que puede participar su empresa.

Para consultas por entradas o patrocinios comunicarse con commercial@strategicenergycorp.com

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Grandes interrogantes en torno al futuro del autoconsumo solar en Panamá

La incertidumbre regulatoria en torno al autoconsumo solar fotovoltaico en Panamá despierta preocupación en el sector privado, que exige mayor transparencia en el proceso de revisión normativa. Desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES), alertan sobre la falta de acceso a los fundamentos técnicos detrás de las conclusiones de la consultoría contratada por la Autoridad de los Servicios Públicos de Panamá (ASEP).

“Se nos tomó nota de las preguntas que nosotros hicimos ese día, sin embargo, la respuesta oficial del equipo consultor fue que muchos de los datos que ellos utilizaron para poder hacer las simulaciones pues no son de carácter público y de carácter que se puedan presentar”, manifiesta Jesús González, director ejecutivo de CAPES.

El Foro de Autoconsumo, realizado el 23 del mes pasado, marcó la presentación del tercer informe técnico sobre el porcentaje aceptable de penetración de energía limpia en la red panameña. Participaron más de 20 empresas del sector solar, además de los nueve miembros de la Junta Ejecutiva de CAPES. A este encuentro, la Cámara llevó un pliego de 10 preguntas técnicas que aún no han recibido respuesta suficiente, lo que motiva el reclamo de una evaluación clara y accesible.

Desde CAPES se cuestiona el enfoque mismo de la consultoría: ¿se orienta a limitar o a habilitar la integración de energía solar? También se busca saber si se están considerando criterios como la confiabilidad, los costos marginales, la estabilidad del sistema, o si hay otros factores. El gremio reclama que el estudio contemple la inclusión del almacenamiento energético, así como modelos de simulación con diferentes escenarios temporales y geográficos.

Durante el encuentro, los consultores presentaron distintos escenarios con tasas de penetración que iban del 3% al 5% de generación distribuida. No obstante, la conclusión fue que no debería existir un porcentaje límite para la penetración.

“Recomiendan ellos que no tenga un delimitante, sin embargo que lo que recomiendan es que se llegue al punto máximo que se tiene hoy día y que se evalúen las afectaciones”, explica González.

Actualmente, el país cuenta con 5.605 clientes con sistemas solares bajo el esquema de net metering, totalizando 158 megavatios instalados. Desde CAPES proponen una hoja de ruta con tres ejes prioritarios: una evaluación técnica transparente, la creación de una mesa técnica multidisciplinaria, y la ampliación del porcentaje aceptable de penetración solar.

El gremio insiste en que cualquier cambio regulatorio debe respetar las inversiones ya realizadas por más de 5.000 usuarios que apostaron por la energía solar bajo un marco legal claro.

“Queremos que se mantenga lo que ya venimos trabajando, que es el principio de confianza legítima, que se vea atentado y vulnerado si este impuesto al sol sucediera”, advierte el director ejecutivo de CAPES.

El gremio rechaza técnicamente cualquier propuesta que implique un gravamen directo o indirecto, como uno que podría propiciarse mediante un cambio a net billing. A juicio de la Cámara, tal medida sería incongruente con la Estrategia Nacional de Generación Distribuida, que busca promover el acceso equitativo, empoderar a los usuarios y descentralizar la matriz energética.

Además, advierten que esa penalización impactaría negativamente en el fomento del empleo verde, uno de los pilares de la estrategia nacional. Según estimaciones, se podrían generar más de 11.000 nuevos empleos en sectores técnicos y comerciales vinculados a la generación distribuida solar.

En una carta enviada por CAPES a la ASEP, con fecha del 6 de junio del 2025, también se destaca la ausencia de una justificación técnica y económica transparente en las medidas recomendadas por la consultora. Por lo que, no se ha presentado, hasta el momento, una evaluación pública que sustente la necesidad de modificar el régimen vigente.

El sector empresario quedará atento al lunes 30 de junio como fecha clave en la que la consultora presentará su informe final con recomendaciones del estudio y a partir del cual, debería abrirse una instancia de consulta pública por parte de la Autoridad para convocar a los distintos agentes del mercado a realizar sus aportaciones.

Desde la Cámara reiteran su compromiso con un desarrollo ordenado, legal y sostenible del sector eléctrico, y llaman a la ASEP a reconsiderar cualquier medida que atente contra el crecimiento de la generación distribuida. De allí, reiteran la necesidad de la apertura de una mesa técnica permanente para evaluar reformas regulatorias que garanticen competitividad, sostenibilidad y participación ciudadana en el sistema energético nacional.

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Enel pide con urgencia una reforma a la distribución eléctrica en Chile

La distribución eléctrica en Chile atraviesa un punto de inflexión. Para Francisco Messen, gerente de Operaciones de Enel Distribución, la legislación vigente ha quedado obsoleta y representa un obstáculo para los desafíos actuales del sistema eléctrico nacional. 

Es por ello que la empresa solicita una reforma urgente al marco regulatorio con el fin de robustecer la red, dotarla de mayor tecnología y prepararla ante fenómenos climáticos extremos.

“La ley está pensada más para llegar al suministro con el mínimo costo al cliente, hecho que se entiende porque se busca electrificar, pero actualmente también hay muchos elementos que permiten tener una red mucho más robusta, resiliente, más tecnológica y más respaldada”, manifestó Messen durante una sesión de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados.  

En este sentido, Enel considera fundamental reformar la normativa para garantizar un suministro confiable, seguro y alineado con las metas de descarbonización al 2050.

La urgencia técnica colisiona con la parálisis política. El marco regulatorio actual no ha experimentado cambios estructurales en casi 40 años, lo que genera fricciones evidentes con la política energética nacional.

Si bien en octubre de 2024, el ministro de Energía, Diego Pardow, prometió ingresar una reforma integral al Congreso antes del primer trimestre del 2025, anticipando una “ventana de oportunidad” antes del proceso electoral, el proyecto aún no fue ingresado, y las elecciones parlamentarias y presidenciales de noviembre próximo podrían obstaculizar el avance legislativo.

Bajo ese panorama, desde Enel subrayan que, más allá de la urgencia regulatoria, hay aspectos técnicos que deben abordarse sin dilación. 

“No es descartable el soterramiento en algunos escenarios complejos”, indicó Messen, haciendo alusión a zonas densamente urbanizadas con alta arborización, donde la infraestructura aérea resulta vulnerable y que vuelve indispensable la planificación territorial adecuada.

En paralelo, la empresa apuesta por una modernización que trasciende lo estructural. “No basta solamente con tener la red”, afirmó Messen, quien recalcó la necesidad de incorporar “elementos que permitan censar y monitorear el estado de la infraestructura”, incluso a nivel del cliente final, a fin de detectar interrupciones de manera inmediata, agilizar la respuesta y acortar tiempos de reposición.

Otras distribuidoras se sumaron al reclamo y coincidieron en la necesidad de actualizar el marco normativo: “Se necesita urgentemente legislar en favor a una nueva reforma a la distribución”, manifestaron. La coincidencia en el diagnóstico refuerza el llamado de atención hacia las autoridades.

Plan de invierno 2025

Mientras avanza el debate político, Enel implementa un ambicioso plan de inversión para este invierno, centrado en la Región Metropolitana, donde más de 2,1 millones de usuarios dependen de un suministro eléctrico estable. Messen detalla que el plan representa un 40% más de inversión que el año pasado, alcanzando un total de 150 millones de dólares destinados al fortalecimiento de la red.

Una de las principales iniciativas del plan es la conexión acelerada de medidores inteligentes, en cumplimiento con la normativa técnica. Enel prioriza su instalación en clientes electrodependientes, con la meta de finalizar el despliegue durante 2025. 

Y a pesar del esfuerzo financiero, la empresa aclara que los montos invertidos no impactarán en las tarifas de los usuarios, debido a que los precios están regulados. 

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El gobierno de Río Grande do Sul anunció una nueva convocatoria para proyectos de hidrógeno verde

El gobierno de Rio Grande do Sul dio a conocer su estrategia de descarbonización y anunció una nueva convocatoria pública para proyectos enfocados en la cadena de producción de hidrógeno verde.

La licitación prevé un valor total de R$ 102,4 millones (cerca de USD 18,5 millones según el tipo de cambio oficial) para apoyar proyectos de producción, transmisión, almacenamiento y uso de hidrógeno verde.

“Con el lanzamiento de la convocatoria, Rio Grande do Sul reafirma su compromiso con la transición energética y el desarrollo sostenible. Estamos sentando las bases de una nueva matriz económica que combina innovación, competitividad y responsabilidad ambiental”, enfatizó Marjorie Kauffmann, secretaria de Medio Ambiente e Infraestructura de Río Grande do Sul.

Si bien el aviso todavía no se publicó en el Boletín Oficial del Estado, desde el gobierno adelantaron la inscripción se realizará entre el 16 de junio y el 16 de julio, en tanto que la subvención dispondrá de un máximo de R$ 30 millones (aproximadamente USD 54.000) por cada proyecto, mientras que la contribución mínima requerida por las empresas será del 30%. 

Además, el cronograma de la convocatoria comprenderá siete etapas, desde el registro hasta la contratación y el seguimiento de los proyectos seleccionados, que tendrán un plazo de ejecución de hasta 24 meses.

“La atención de esta administración al medio ambiente, como el fomento de las energías renovables, ofrece un escenario tan atractivo que ha despertado el interés de Japón, de manera que el gobierno japonés decidió crear un plan maestro aquí en Rio Grande do Sul para identificar las oportunidades que surgirían tras el programa de hidrógeno verde», complementó el gobernador Eduardo Leite.

Según Leite, la estrategia de descarbonización y la convocatoria de H2V anunciada está alineada con los programas estatales denominado Plan Rio Grande y el Plan de Desarrollo Económico Inclusivo y Sostenible.

Y cabe recordar que, a principios de 2023 el gobierno de Río Grande do Sul publicó su estrategia estatal de hidrógeno verde con el cual prevé incrementar su PIB en aproximadamente R$ 62000 millones y más de 40000 nuevos puestos de trabajo. 

De acuerdo a dicha estrategia, los costos de producción del H2V en Río Grande do Sul varían de 2,1 a 3,4 USD/kg, incluso considerando la entrega para el consumo; en tanto que la demanda doméstica llegaría a las 600.000 toneladas al año hacia el 2040 y el consumo máximo podría alcanzar 2.800.000 de toneladas en dicho año, considerando la evolución de las renovables y del fomento al hidrógeno verde. 

¿Cómo se reparte la capacidad verde?

El estado de Río Grande do Sul posee una matriz eléctrica predominantemente renovable, con una potencia instalada de alrededor de 12,37 GW, de acuerdo a datos publicados por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), que se reparten de la siguiente manera: 

  •  Hidroeléctrica: 4676 MW (37,8% de participación)
  •  Solar: 3400 MW (27,5%) 
  •  Viento: 2054 MW (16,6%)
  •  Fósil térmico: 1830 MW (14,8%)
  •  Biomasa: 410 MW (3,3%)

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Provincia de Buenos Aires llama a licitación para instalar paneles solares en escuelas del Delta

El Gobierno provincial avanza en la instalación de paneles solares y sistemas de almacenamiento para mejorar la calidad del servicio eléctrico en 30 establecimientos educativos de las Islas del Delta. El proyecto beneficiará a más de 3.500 alumnas y alumnos de jardines de infantes, escuelas primarias y secundarias, y centros de formación laboral y profesional de la región, mediante una solución vinculada a la generación de energía renovable y limpia.

En las 25 escuelas que ya cuentan con servicio eléctrico se instalarán paneles solares y bancos de baterías con el fin de permitir el funcionamiento de servicios esenciales durante cortes de luz: luces de emergencia, heladeras y freezers para la conservación de alimentos y bombeo de agua. De esta forma se permitirá la continuidad del dictado de clases y la atención de los comedores escolares. Además, en otras cinco escuelas que se encuentran aisladas de la red eléctrica y no cuentan con servicio se implementará una solución integral consistente en generación solar con respaldo de generador diésel y almacenamiento, a fin de atender toda la demanda de los establecimientos.

A partir de un convenio de articulación entre la Dirección General de Cultura y Educación, la Subsecretaría de Energía del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, y la Subsecretaría de Asuntos Territoriales del Ministerio de Gobierno, en colaboración con el Foro Regional Eléctrico de Buenos Aires (FREBA), ya se encuentra en etapa de licitación este proyecto que financiará y ejecutará el Programa de Incentivos a la Generación Eléctrica Distribuida (PROINGED). 

Quienes estén interesados en ofertar, deben presentar su propuesta digitalizada en formato PDF, antes de las 13 horas del próximo 28 de julio. La apertura de las ofertas se realizará desde las 13:30 de la misma jornada.

La información completa acerca de la licitación está disponible en: https://www.proinged.org.ar/wp-content/uploads/2025/06/Pre-Pliego-Licitacion-PROINGED-02-2025-Escuelas-Delta-1-1.pdf

El relevamiento del estado y las necesidades de todos los establecimientos se llevó adelante en colaboración con la Universidad Tecnológica Nacional –  Facultad Regional Delta, en el marco de un convenio específico para la conformación de equipos especializados que realizaron diagnósticos destinados a acceder a la información de base para el diseño preliminar de las soluciones a ser implementadas en cada establecimiento.

El proyecto en las escuelas del Delta se suma al proyecto “Generación Renovable y Eficiencia Energética” implementado por el PROINGED en más de 120 establecimientos de la modalidad Rural Agrupado, en los que se instalaron sistemas de generación fotovoltaica y otras medidas de eficiencia energética, tales como recambio de luminarias por luces LED, instalación de fotocélulas y sensores de movimiento para optimizar el consumo eléctrico en iluminación y termos solares para ahorro de gas o electricidad en calentamiento de agua para comedores escolares.

Con este tipo de iniciativas se busca fortalecer las políticas de transición energética, mediante la implementación de proyectos de generación renovable, aplicados a diferentes contextos y problemáticas, que brindan soluciones limpias en plazos de tiempo relativamente cortos y de bajo costo de operación y mantenimiento.

 

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Ministerio de Energía y AgenciaSE culminan con éxito la primera Gira Tecnológica de Hidrógeno Verde por Alemania

Durante la gira, los seleccionados participaron activamente en todas las actividades organizadas por AHK Chile en Alemania, lo que incluyó visitas a instalaciones de proyectos, proveedores tecnológicos o de servicios, y otras organizaciones relevantes en el ecosistema internacional del hidrógeno verde. Así como también, tuvieron la oportunidad de participar en eventos de networking con diferentes expertos internacionales.

El seremi de Energía, de la Región Metropolitana,  Jesus Agüero, señaló la importancia de este viaje «para nosotros es muy importante como Ministerio estar en esta instancia, sobre todo porque el día de hoy hay una Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, hay una mirada de futuro sobre Hidrógeno Verde, y para mí es súper grato escuchar que no estamos tan lejos en materia de talento y conocimiento«.

En tanto, Luz Ubilla, Jefa del Área de Movilidad Sostenible e Hidrógeno Verde, de la Agencia de Sostenibilidad Energética, agregó que “este es un trabajo, que se realizó en conjunto con el Ministerio de Energía, tenía por objetivo llegar a actores públicos, privados y de la academia, interesados en poder acelerar esta tecnología en el país. Y hoy nos convoca poder escucharlos, conocer sus experiencia y así saber cómo podemos ir mejorando este tipo de iniciativas que traen un gran valor a esta industria del hidrógeno a nivel”.

Con un itinerario enfocado en fortalecer la comprensión y los conocimientos técnicos sobre tecnologías asociadas al hidrógeno verde, a través de la transferencia de conocimientos, los participantes tuvieron la oportunidad de participar de eventos, realizar visitas técnicas a instalaciones y proyectos exitosos.

En la primera jornada, destacó la visita técnica a Sypox,  startup fundada en la Universidad Técnica de Múnich (TUM), especializada en reactores químicos con calefacción eléctrica, la cual desempeña un papel clave en la implementación de una planta piloto de hidrógeno renovable en Baviera, desarrollada dentro del proyecto europeo Electrified Reactor Technology (EReTech). Posteriormente, acudieron a Hydrogenious: Hydrogenious LOHC Technologies, empresa especializada en el almacenamiento y transporte de hidrógeno mediante la tecnología Liquid Organic Hydrogen Carrier (LOHC).

El segundo día, estuvo marcada por la reunión con Invest in Bavaria, agencia de promoción de inversiones del Estado de Baviera y apoya a las empresas en su establecimiento y expansión. En el ámbito del hidrógeno y las energías renovables, facilita proyectos de hidrógeno

Al día siguiente, tuvieron la oportunidad de visitar la feria Intersolar, una de las ferias más importantes a nivel mundial en el sector de la energía solar; ser parte del evento The smarter E Europe, que también incluye exposiciones sobre almacenamiento de energía, electromovilidad, gestión energética e hidrógeno, lo que les permitió conocer de cerca las innovaciones y soluciones que ofrecen.

La cuarta jornada tuvo lugar en  Energie Campus Nürnberg: Apritec GmbH, empresa alemana especializada en el desarrollo e implementación de soluciones tecnológicas innovadoras para la industria. Con un enfoque en la eficiencia, la sostenibilidad y la adaptación a las necesidades específicas de cada cliente, Apritec ofrece productos y servicios de alta calidad en los ámbitos de la automatización industrial, la ingeniería de procesos y el control ambiental.

Finalmente, los nueve participantes fueron a Siemens, la ciudad verde en Wunsiedel, Baviera,  la cual se ha convertido en un modelo de sostenibilidad gracias a su transición hacia un sistema energético 100% renovable. Con el apoyo de Siemens, la ciudad ha desarrollado un sistema descentralizado que utiliza energías renovables, además de una planta de hidrógeno verde. Esta planta, de capacidad nominal de 8,75 MW, producirá hasta 1.350 toneladas de hidrógeno verde al año. Este hidrógeno es obtenido a partir de paneles solares y turbinas eólicas en tierra y mar, el cual posteriormente se comprime y se utiliza para diversos fines en movilidad e industria, lo que contribuye a reducir emisiones de CO2 de hasta 13.500 toneladas en estos sectores.

Los asistentes fueron parte de un viaje innovador, donde pudieron evidenciar experiencias reales en la cadena de valor del hidrógeno verde, una industria en expansión, trayendo consigo nuevas herramientas para promover el uso de tecnologías sostenibles en  proyectos de hidrógeno verde en Chile.

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España, epicentro verde de EDP Renewables: 150 MW de hidrógeno, 300 MW de solar y 15 GW en PPAs globales

EDP ​​Renewables llega a FES Iberia 2025 como actor clave en la transición energética española. En representación de la compañía, estará Rocío Sicre, directora general para España, cuya presencia subraya el papel estratégico que España desempeña en la hoja de ruta de EDP en materia de energía limpia. Con el foco puesto en la descarbonización, la compañía mostrará sus avances en el desarrollo de hidrógeno, proyectos de energía híbrida, almacenamiento en baterías y acuerdos de compraventa de energía (PPA).

España es un mercado prioritario para EDP, donde más de 2.000 profesionales desarrollan soluciones energéticas innovadoras. La compañía opera con 4.586 MW de capacidad instalada, 53.067 kilómetros de redes eléctricas, 1,4 millones de puntos de suministro y suministra más de 11 TWh de electricidad y gas al año.

Hidrógeno verde: reconversión industrial y descarbonización regional

La producción de hidrógeno es un pilar fundamental de la estrategia de EDP en España. En Asturias, el proyecto Valle del H2 de Asturias está transformando la antigua central térmica de carbón de Aboño en un centro de hidrógeno renovable con 150 MW de capacidad de electrólisis, con el objetivo de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en un 99,98 % respecto a los escenarios de referencia.

La iniciativa reutiliza la infraestructura existente para reducir los costes de inversión, el impacto ambiental y agilizar la tramitación de permisos administrativos . Coordinada por H2 Aboño SA, se dirige a industrias con un alto consumo energético y ha recibido 18 millones de euros del Fondo de Innovación.

En el sur de España, el proyecto Green H2 Los Barrios replica este modelo en Andalucía. Ubicada en la antigua central térmica de carbón de Los Barrios, la nueva planta contará con 130 MW de electrólisis, logrando además una reducción de emisiones proyectada del 99,98 % . La reutilización de activos industriales permite, una vez más, un desarrollo eficiente y la optimización ambiental.

Soto de Ribera: hidrógeno integrado y almacenamiento a gran escala

En Soto de Ribera, EDP planea desarrollar un centro de referencia para el almacenamiento de energías renovables en el centro de Asturias . Los proyectos actuales incluyen una minicentral hidroeléctrica con hidrotornillos , un parque solar fotovoltaico y un sistema de almacenamiento de energía que combina baterías de iones de litio, RedOx y de segunda vida .

Además, EDP está explorando sistemas de almacenamiento de aire líquido y construirá una estación de repostaje de hidrógeno para el transporte sostenible. El emplazamiento también prevé probar turbinas de ciclo combinado para sustituir el gas natural por hidrógeno renovable, lo que posiciona a Soto de Ribera como un nodo clave para la transición energética.

Córdoba: reutilización de Puente Nuevo con energía solar y biomasa

En Puente Nuevo (Córdoba) , EDP planea instalar 300 MW de energía solar fotovoltaica terrestre y 50 MW de capacidad solar flotante en un embalse cercano. El proyecto también incluirá una planta de energía de biomasa , con el objetivo de reactivar la industria local y diversificar la matriz energética.

Estos proyectos demuestran la estrategia de EDP de adaptar las soluciones energéticas a cada región , maximizando la infraestructura existente y promoviendo la revitalización económica local.

Hibridación renovable: eficiencia mediante tecnologías co-ubicadas

EDP ​​es la primera empresa en España en operar parques híbridos eólico-solares , con una capacidad combinada de 103,35 MW. Las instalaciones de Cruz de Hierro (Ávila, 28,75 MW) , Villacastín (Segovia, 28,2 MW) y Castillo de Garcimuñoz (Cuenca, 46,4 MW) integran sistemas fotovoltaicos en parques eólicos existentes.

Este modelo de hibridación aumenta la producción energética hasta en un 40%, aprovechando las conexiones a la red eléctrica existentes y minimizando el impacto ambiental . En conjunto, estos tres parques abastecen a 45.000 hogares y evitan la emisión de más de 70.000 toneladas de CO₂ al año.

EDP ​​también opera dos parques híbridos en Portugal (63,2 MW) y uno en Polonia (124,5 MW), lo que eleva su capacidad instalada híbrida total en Europa a 300 MW.

Liderazgo global en PPA: 15 GW contratados en todo el mundo

A nivel global, EDP ha superado los 15 GWp en contratos de compraventa de energía (PPA) firmados , suministrando energía renovable a largo plazo a importantes clientes internacionales. Solo en 2024, la compañía firmó acuerdos con 15 clientes , lo que incrementó la capacidad contratada un 15 % interanual.

Más del 20% de estos contratos son para centros de datos, lo que responde a la creciente demanda de electricidad del sector tecnológico. Entre los acuerdos más destacados se incluyen 200 MWp con Microsoft en Singapur , 44 MWp con Amazon en Japón y 218 MW con una empresa tecnológica en España .

EDP ​​también ha firmado múltiples contratos de suministro en Italia, Alemania, Francia y los Países Bajos, y posee 3,2 GW de capacidad en PPA solo para centros de datos , lo que refuerza su confiabilidad como proveedor de energía limpia.

Redes y cooperación: aceleradores de la transición

Con más de 400 ejecutivos y la participación de importantes compañías energéticas de Europa y Latinoamérica, FES Iberia 2025 volverá a ser un espacio clave para construir alianzas.

El evento contará con la presencia de representantes de las principales compañías renovables como  EDP Renewables, Repsol, RWE, Galp, Jinko Solar, Grenergy, Cox Energy, Zelestra, Schletter, Sonnedix, Elmya, entre otras.

Este importante encuentro sobre energías renovables es conocido por su entorno de networking de alto nivel, donde se lanzan nuevos proyectos para reforzar la cooperación regional en materia de energías limpias.

🎟️ Las entradas ya están disponibles en la web oficial del evento.

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Anticipan una nueva etapa para la fotovoltaica, almacenamiento en baterías e hidrógeno

Strategic Energy Corp (SEC) desarrolló con éxito el webinar “Innovación tecnológica de la fotovoltaica” y más de 400 profesionales del sector siguieron en vivo el panel inaugural titulado “Enfoque regional: Dinámicas de crecimiento y oportunidades en los mercados de Latinoamérica”.

Allí, cuatro líderes del sector renovable ofrecieron una visión profunda sobre las oportunidades y restricciones que enfrenta el desarrollo fotovoltaico en la región. La transición hacia proyectos solares híbridos, la integración de cada vez más baterías y nuevas iniciativas con hidrógeno verde, ya está en marcha.

Tal es el caso de Haitai Solar, fabricante Tier One de módulos fotovoltaicos con casi 20 años de trayectoria, que avanza además en soluciones integradas, con sistemas de baterías y producción eólica propia, mientras se prepara para lanzar la pipeline de hidrógeno más larga de China: “Será de 1037 km y estará operativa el próximo año”, reveló Gabriel Bustos, Regional Sales Manager de Haitai Solar, durante el evento.

Otro fabricante que asistió a este seminario virtual de SEC fue Solis, empresa especializada en inversores fotovoltaicos, con una apuesta centrada en soluciones adaptadas al contexto técnico y normativo local. Jorge Ospina, Service and Product Manager para Colombia de Solis, comentó que la empresa lanzó recientemente su solución MV Station de 3.6 MW ya instalada en Panamá, y una nueva línea de inversores híbridos trifásicos de hasta 125 kW como última novedad.

La consultora técnica 8.2 Group, de origen alemán, también dijo presente en el marco de su celebración por sus 30 años de trayectoria con 42 oficinas al rededor del mundo, incluyendo operaciones en Brasil desde 2016 y una reciente expansión a Argentina en 2023. Néstor Omar Cereijo, Socio Responsable para Argentina de 8.2 Group, destacó que están abocados exclusivamente “en Due Diligence Técnica”. Acompañamos desde la inspección de calidad en la ingeniería hasta el comisionamiento, evitando siniestros con una inversión menor al 1% del CAPEX de los proyectos.

Black & Veatch, con más de un siglo de experiencia global en ingeniería, procura y construcción, fue otra gran empresa en compartir su compromiso con la transición energética en la región en este webinar. Desde sus oficinas en Santiago de Chile, atiende Latinoamérica con soluciones que combinan conocimiento local y estándares técnicos de clase mundial. Para Ángela Castillo, Business Development Manager de Black & Veatch, “la estrategia es clara: soluciones integradas que respondan tanto a grandes centrales como a generación distribuida”. Entre sus hitos destaca la participación en el megaproyecto ACES Delta en Utah (EE.UU.), que producirá 100 toneladas de hidrógeno verde al día y almacenará 300 GWh en cavernas de sal, cuyo éxito pronto será replicado en un proyecto del que participa en la región.

Nuevas oportunidades en mercados clave

En cuanto a Chile, los Proyectos de Mediana Escala (PMGD) superaron los 3 GW instalados a fines de 2024, con más de 1000 MW adicionales reportados en construcción a inicios de 2025. “Han sido fundamentales para descentralizar la generación, pero hoy enfrentan congestión en redes y demoras en conexión”, advirtió Ángela Castillo de Black & Veatch. Indicando que también urge revisar el sistema de precios estabilizados, que hoy se encuentra “60% por encima del spot”.

En Colombia, las minigranjas solares de hasta 1 MW han dinamizado la generación distribuida. “Nuestra solución de tres inversores de 333 kW permite alcanzar ese umbral regulatorio con eficiencia en cableado y transporte”, explicó Jorge Ospina de Solis, aclarando que la empresa también desarrolla sistemas containerizados para conexión a media tensión, ampliando su oferta en respuesta a los desafíos técnicos propios del país.

Argentina presenta un contexto más complejo, aunque con señales positivas. “Con el sinceramiento tarifario, la generación distribuida empezará a escalar, sobre todo en parques industriales y grandes complejos”, afirmó Omar Cereijo de 8.2 Group. Pero aquello no sería todo, el ejecutivo valora de manera positivo iniciativas como el RIGI o la Resolución 725 emitida el 2 de junio por el Ministerio de Economía, que prioriza obras de transporte eléctrico esenciales, para destrabar proyectos de gran escala.

Complementando lo anterior, Gabriel Bustos de Haitai Solar, señaló que la empresa ampliará su oferta en la región. Anticipó que el próximo año entrará su gama de productos eólicos y nuevas baterías en respuesta a las nuevas demandas del mercado: “estamos participando en algunas propuestas de la licitación AlmaGBA, nos habrán hecho un par de cotizaciones, pero justamente quedó todo eso pausado por la incertidumbre”.

Regulación, inversión y almacenamiento

Los cuatro referentes empresarios llegaron a un claro concenso: el avance del sector solar requiere marcos regulatorios estables y planificación en infraestructura. En el caso de Colombia, la multiplicidad de operadores de red genera normativas fragmentadas. “No hay una ley homogénea que garantice condiciones claras de conexión”, observa Ospina.

Para proyectos de hidrógeno, la falta de regulación estructurada es una traba común en la región. “No existe una calificación ambiental clara ni plazos definidos para los proyectos”, señala Castillo. En Argentina, Cereijo agrega que “no tenemos ley de hidrógeno y eso deja fuera al sector del RIGI, lo cual es una gran oportunidad perdida”.

Aun así, las empresas avanzan con soluciones concretas. Black & Veatch presentó una herramienta digital basada en inteligencia artificial para optimizar el rendimiento de plantas solares y eólicas. Haitai, por su parte, desarrolla sistemas completos para el segmento industrial con gran potencial para cubrir la demanda de la minería. Y desde 8.2 Group, la apuesta está en la trazabilidad técnica con ensayos de electroluminiscencia, QR en componentes y protección ante arcos eléctricos.

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LATAM acelera su transición solar: tecnologías TOPCon, digitalización y cadenas de valor locales marcan la agenda fotovoltaica

El pasado miércoles se llevó a cabo el webinar gratuito “Innovación tecnológica de la fotovoltaica”, organizado por Energía Estratégica (unidad de Strategic Energy Corp), que congregó a compañías líderes para debatir los principales desafíos, avances y oportunidades que marcarán el rumbo del sector solar en la región.

El segundo bloque fue titulado “Innovación tecnológica: ¿Qué demandan los mercados solares y hacia dónde evolucionan las soluciones fotovoltaicas?”, en el que participaron referentes de EPSE San Juan, JA Solar, Gonvarri Solar Steel y 360Energy. 

Durante el encuentro, el foco estuvo puesto en las tecnologías emergentes, la evolución de proyectos y soluciones solares, la optimización de estructuras, digitalización de procesos y el papel de la automatización en las centrales.

“Vemos que la tendencia de mercado es hacia paneles N-Type TOPCon, tecnología en la que se centra JA Solar. Y seguirá como tendencia hasta aproximadamente 2028 en casi 80% del mercado porque es un producto muy bien aceptado, tanto en precio, ventas, comportamiento y operación en LATAM”, sostuvo Victor Soares, líder del equipo técnico LATAM de JA Solar

“Mientras que los principales desafíos para mayor inserción renovable la unión de la demanda con la oferta, la capacidad de transporte disponible, la estabilidad jurídica, económica y financiera de los países al considerar que son proyectos de capital intensivo, como también es relevante la actualización de normativas técnica, como por ejemplo para la implementación de sistemas de almacenamiento”, complementó Juan Pablo Alagia, gerente de desarrollo de proyectos y tecnología en 360Energy

Además, los especialistas pusieron la mirada en la competitividad y complementariedad de las soluciones y eslabones que forman parte de la cadena de valor fotovoltaica en la región, de manera de una mejor integración en los parques solares y la vinculación con la demanda en el camino de la transición energética. 

Tal es así que la Empresa Provincial Sociedad del Estado (EPSE) de San Juan está muy cerca de tener operativa su fábrica de paneles solares, que generará mayor valor agregado a la industria mediante el desarrollo de componentes en Argentina.

“Esperamos que esté en operación en septiembre. Tenemos un proveedor de tecnología que nos permite acceder a tecnología TOPCon e IBC, celdas de muy alta eficiencia (…) Y nuestra estrategia es crecer con insumos chinos a muy bajo precio, integrándonos en la cadena de valor hasta poder llegar al silicio, que permite modificar el precio del resto de los componentes”, detalló Lucas Estrada, presidente de EPSE. 

Por el lado de Gonvarri Solar Steel, su gerente de desarrollo de negocios para Estados Unidos y LATAM, Javier Losada, reveló que las estructuras se adaptan a los diferentes módulos que hay en el mercado y a las condiciones climáticas y de suelo de los países, a fin de tener productos de calidad que brinden seguridad a los generadores. 

“Tenemos que valorar muchos puntos a la hora de diseñar los trackers, como por ejemplo una posición de defensa en el control ante condiciones de granizo o cualquier condición climática extrema, o bien la corrosividad a fin de prevenir daño sobre los módulos y garantizar la vida útil de los proyectos. Pero cada país tiene una programación diferente”, mencionó Losada. 

De ese modo, el webinar titulado “Innovación tecnológica de la fotovoltaica” hizo hincapié en las tendencias de mercado, retos y oportunidades para la evolución de la industria solar y cómo lograr mejores costos competitivos y mayor seguridad para toda la cadena de valor en el futuro. 

Con una agenda cargada de contenido estratégico y técnico, el evento se perfiló como un espacio de referencia para todos los players de la región, tanto para aquellos que lo presenciaron en vivo como para las personas que deseen revivir el webinar a través YouTube y LinkedIn de Energía Estratégica / Strategic Energy Corp. 

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Parque Eólico Arauco alcanza los 250 MW y pronto iniciará construcción de su primer parque fotovoltaico de 50 MW

Parque Eólico Arauco inauguró ayer el Parque Eólico Arauco III (PEA III), sumando 99,4 MW de nueva capacidad al sistema eléctrico nacional y consolidando el liderazgo de La Rioja en energías limpias. A la ceremonia fue invitado el portal de noticias Energía Estratégica, junto a autoridades provinciales, directivos de la empresa y referentes del sector energético.

Con esta inauguración, el complejo Arauco alcanza un total de 250 MW de potencia eólica instalada, resultado de un crecimiento sostenido que posiciona al polo renovable de La Rioja como el mayor generador de energías renovables del norte argentino.

Además, durante el evento se confirmó el próximo paso estratégico: el inicio de la construcción de un parque solar de 50 MW en julio, que entraría en operación en abril de 2026, convirtiendo al complejo en el primer parque híbrido eólico-solar operativo del país.

«Comenzaremos prontamente, posiblemente el mes que viene, la construcción de los 50 MW del parque solar. Será el primer parque híbrido de la República Argentina», anunció el gobernador de La Rioja, Ricardo Quintela.

Un crecimiento continuo de más de una década

El gobernador Quintela remarcó el impacto estratégico de este crecimiento sostenido: «Esto visibilizará a La Rioja como pionera en innovación tecnológica aplicada a la generación de energía limpia, no contaminante», afirmó. Y agregó: «En este marco de crisis que vive el país, pondremos lo mejor de nosotros como provincia y como región del NOA para colaborar en la reconstrucción de la esperanza de nuestra gente».

El gobernador de La Rioja, Ricardo Quintela, en su intervención durante la inauguración del PEA III

El desarrollo del complejo Arauco comenzó en 2009 con la puesta en marcha del Parque Eólico Arauco I (PEA I), que incorporó una primera turbina bajo la iniciativa del gobierno provincial. Posteriormente, a través de licitaciones adicionales, se sumaron 23 aerogeneradores, alcanzando una capacidad total de 50,4 MW, que en su momento lo posicionaron como el parque eólico de mayor generación instalada del país.

En 2016, en el marco de la primera ronda del programa RenovAr, fue adjudicado el desarrollo del Parque Eólico Arauco II (PEA II). Esta segunda etapa fue financiada por PowerChina e incorporó 38 aerogeneradores modelo G114 de 2,625 MW cada uno, alcanzando una capacidad instalada de 99,75 MW. El parque opera con un factor de capacidad estimado del 39% y genera anualmente unos 340 GWh. A fines de 2022, el PEA II fue adquirido por la compañía Pampa Energía, en una de las operaciones más relevantes para el mercado energético regional.

Finalmente, el Parque Eólico Arauco III (PEA III), inaugurado ahora, sumó 99,4 MW adicionales con la instalación de 28 aerogeneradores Siemens Gamesa SG 3.4-132 de 3,55 MW de potencia unitaria. Esta nueva etapa opera con un factor de capacidad del 40%, permite una generación anual estimada de 350,4 GWh y contribuye a evitar la emisión de 142 mil toneladas de dióxido de carbono por año. La inversión total de esta fase alcanzó los 145 millones de dólares, financiados íntegramente con fondos propios.

La visión de la gestión empresarial

Parque Arauco fue distinguido durante tres meses de 2024 como el parque eólico más eficiente de Argentina, dentro de un universo de 67 parques eólicos en operación. «Fuimos los mejores, los más eficientes en la generación de energía limpia durante tres meses», destacó el gobernador Quintela, ante los aplausos del público presente.

Ariel Parmigiani, presidente de Parque Eólico Arauco

La incorporación de tecnología de última generación en el PEA III permitió maximizar el aprovechamiento del recurso eólico, reducir costos operativos y garantizar alta performance bajo diversas condiciones climáticas.

«La construcción de esta etapa es un cierre de ciclo muy importante para nosotros. Aquí estuvieron las personas que tomaron las decisiones y pusieron la fuerza y la voluntad para llevar adelante esta obra», destacó el presidente de Parque Eólico Arauco, Ariel Parmigiani.

Parmigiani recordó que el proyecto PEA III permitió cumplir un compromiso asumido tiempo atrás: «Hoy se cumplió una promesa del gobernador realizada hace un año y medio, y hoy se ven los frutos de ese trabajo».

El ejecutivo agradeció especialmente al personal técnico, a las empresas contratistas y a todos los actores intervinientes: «Todos los trabajadores de Parque Eólico Arauco y las empresas que nos acompañaron son quienes deben estar muy contentos, porque es un logro inmenso para Arauco, para la provincia, para Argentina y para el continente», subrayó.

Un modelo de gestión público-privada consolidado

Por su parte, el secretario de Energía de la provincia, Alfredo Pedrali, también resaltó el proceso de recuperación institucional de la empresa provincial: «Estamos emocionados por haber cumplido el compromiso tomado al principio de la gestión, de darle vuelta a esta empresa y hacerla lo que es hoy: una empresa pujante, reconocida por todo el sector, que nunca para de mejorar», sostuvo.

Pedrali valoró el trabajo coordinado de contratistas, empresas públicas, equipos jurídicos y autoridades provinciales que permitieron superar los obstáculos iniciales: «Cuando empezamos había muchos problemas; pero trabajando juntos logramos avanzar y llegar a este día, que representa una meta cumplida muy importante», remarcó.

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Edelmag sugiere evitar licitaciones de suministro en sistemas medianos y propone una alternativa

El gerente general de la Empresa de Electricidad de Magallanes (Edelmag), Miguel Castillo, expuso recientemente en la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados, en el marco de la discusión sobre el proyecto de ley que busca perfeccionar los Sistemas Medianos (SSMM – aquellos con una capacidad instalada inferior a 200 MW). 

Si bien valoró positivamente el enfoque general de la propuesta, planteó reparos sobre la intención de introducir licitaciones de suministro a clientes regulados en regiones como Aysén y Magallanes, y esclareció sus puntos durante una entrevista con Energía Estratégica

El ejecutivo explicó que la Comisión Nacional de Energía (CNE) ya realiza una planificación completa del sistema, que contempla una proyección de demanda a quince años y un plan de expansión óptimo para abastecer esa demanda. A partir de esta planificación se define un proceso tarifario para los siguientes cuatro años y se remunera la infraestructura necesaria.

En ese contexto, el proyecto de ley propone que la planificación no esté exclusivamente en manos de la CNE, sino que también incluya al Ministerio de Energía y a dos empresas de los sistemas medianos, además de contar con participación ciudadana. 

A juicio de Edelmag, esta ampliación de actores es razonable, pero choca con la lógica de realizar licitaciones después de haber definido en conjunto el parque de generación óptimo. “Si ya estimaste la demanda, si ya estimaste la capacidad instalada necesaria para abastecer esta demanda, luego decir que se acerca una licitación de un bloque de energía agrega más incertidumbre al proceso más que ser una solución necesaria”, afirmó Castillo.

Cabe recordar que los SSMM operan sin ningún tipo de interconexión, lo que implica que cada uno funciona de forma aislada. En consecuencia, y a diferencia de los sistemas interconectados, se permite a una misma empresa operar en los tres segmentos de la cadena energética: generación, transmisión y distribución/comercialización. Esto genera condiciones específicas que, según Castillo, hacen inviable la aplicación de un modelo de licitación como el que se busca implementar.

La crítica central apunta a los contingencias regulatorias, ambientales y económicas que una licitación podría conllevar “Los sistemas medianos son regiones extremas, por lo que un riesgo es que una empresa adjudicada no consiga los permisos necesarios o el financiamiento, o tenga cualquier otro problema por el que deba desestimar el proyecto”, sostuvo Castillo. 

“¿Qué pasa si no construye el proyecto y no cumple? ¿Qué tendrá que abastecer esa demanda? Se le pedirá a la operadora principal y se deberá tratar de cubrir la demanda con otras fuentes. Por ello no tiene sentido una licitación de suministro en mercados tan pequeños como en los SSMM”, agregó. 

En este sentido, Edelmag propone utilizar un mecanismo ya existente y probado dentro del modelo regulatorio: el proceso interperiodo, que permite actualizar la planificación cuando se detecta un crecimiento inesperado en la demanda. 

“La CNE puede revisar el plan y convocar a empresas para presentar nuevos proyectos candidatos, lo que evita los riesgos asociados a una licitación abierta en mercados tan pequeños y estratégicos”, aseguró el gerente general de la Empresa de Electricidad de Magallanes. 

En paralelo, reconoció que el ingreso de tecnologías de almacenamiento podría ofrecer nuevas alternativas operativas para enfrentar la variabilidad de las energías renovables. Actualmente, la región de Magallanes presenta un consumo energético distribuido en partes iguales entre usuarios residenciales y comerciales-industriales, con una mayor participación de fuentes renovables durante la noche, por lo que se podrían cargar las baterías durante la noche para despacharlas en horario diurno cuando haya máxima demanda.

Sin embargo, advirtió que el modelo tarifario actual no reconoce a las baterías, obligándolas a competir como unidades generadoras, sin acceso a servicios complementarios y, por tanto, dicha limitación debe ser considerada en cualquier rediseño normativo que pretenda modernizar estos sistemas.

Proyectos renovables en zonas extremas

En línea con sus planes de descarbonización, Edelmag, actualmente una generadora 100% térmica, está avanzando en diversos proyectos de energía renovable en zonas extremas del sur del país. 

El más avanzado se ubica en Puerto Williams, donde proyectan la instalación de una central hidroeléctrica de pasada de 1 MW, capaz de cubrir el 70% de la demanda local, hoy abastecida en su totalidad con diésel. El proyecto ya se encuentra en el Sistema de Evaluación Ambiental y espera responder las observaciones antes del 31 de julio, con la meta de obtener el permiso en 2025 y que sea reconocido en el proceso tarifario de 2026, para su construcción entre 2026 y 2027.

En paralelo, la compañía trabaja en dos proyectos eólicos, uno en Punta Arenas, donde ya se cuentan con estudios de viento y desarrollo de ingeniería básica, y otro en Puerto Natales, en etapa de medición de recurso. Ambos incluirían aerogeneradores de 5 MW y se analiza la incorporación de sistemas de baterías para mitigar la variabilidad inherente a las fuentes renovables.

 

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Solis presentó las Declaraciones Ambientales de Producto electrónicas en SNEC 2025

Durante la Exhibición Internacional de Energía Solar e Inteligente SNEC, TÜV SÜD entregó oficialmente a Solis las Declaraciones Ambientales de Producto (EPD, por sus siglas en inglés) para su serie de inversores comerciales de Sexta Generación, S6-GC(80–125)K.

Este hito, junto con la reciente publicación del Informe ESG 2024 de Solis y su inclusión en la plataforma EcoVadis, representa una muestra clara y continua del compromiso proactivo de la empresa con la sostenibilidad.

El Sr. Xu Hailiang, vicepresidente de TÜV SÜD Smart Energy, entregó oficialmente los certificados al Sr. Sandy Woodward, Director General de Solis para Europa.

Las EPDs están desarrolladas conforme a los estándares internacionales ISO 14025 y EN 15804, y ofrecen una evaluación detallada del impacto ambiental de un producto a lo largo de todo su ciclo de vida: desde la extracción de materias primas y la producción, hasta la distribución, el uso y el reciclaje o disposición final.
Al revelar información cuantificada sobre el impacto ambiental, estas declaraciones permiten a compradores y usuarios tomar decisiones de adquisición más informadas y sostenibles.

Al respecto, Woodward comentó:

“En el panorama energético actual, dinámico y competitivo, es fundamental ser transparentes sobre nuestros procesos de fabricación y cadena de suministro. En Solis, estamos comprometidos con apoyar a nuestros clientes en Europa, y ofrecer certificaciones EPD es una de las muchas formas en que demostramos nuestra convicción en la sostenibilidad y el abastecimiento ético.”

La disponibilidad de estas certificaciones forma parte de una estrategia más amplia de transparencia corporativa y sostenibilidad de Solis. La reciente publicación del Informe ESG Corporativo 2024 refuerza aún más el enfoque de la empresa en el desempeño ambiental, social y de gobernanza en todos los niveles de su operación.

Solis continúa impulsando la innovación tecnológica en energías limpias, convencido de que la tecnología es el vehículo que nos permitirá avanzar hacia un futuro energético más verde.

Desde noviembre de 2024, Solis ha obtenido la calificación “Committed” por parte de EcoVadis, en reconocimiento a su desempeño sobresaliente en criterios clave de sostenibilidad.
EcoVadis es una de las plataformas más confiables a nivel mundial para la evaluación de sostenibilidad empresarial, con análisis independientes que abarcan áreas como prácticas medioambientales, derechos laborales y humanos, ética y adquisiciones responsables. Fundada en Francia en 2007, EcoVadis se ha consolidado como líder global en calificaciones de sostenibilidad corporativa.

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JinkoSolar obtiene el premio al «Mejor Logro General» de RETC por sexto año consecutivo

JinkoSolar anunció hoy su reconocimiento como el Mejor Productor General en el Informe del Índice de Módulos Fotovoltaicos (PVMI) 2025 del Centro de Pruebas de Energía Renovable (RETC). Este es el sexto año consecutivo que JinkoSolar obtiene esta distinción, consolidando su liderazgo en la industria solar.

El PVMI del RETC evalúa los módulos durante un período de 12 meses utilizando protocolos de prueba avanzados que superan la certificación. Realizadas en laboratorios de vanguardia bajo condiciones auditadas y controladas, estas pruebas garantizan que solo los módulos más confiables y de alto rendimiento reciban el reconocimiento de Mejor Productor General.

El premio al Mejor Productor General reconoce la excelencia en las tres categorías del PVMI: confiabilidad, rendimiento y calidad, ofreciendo a los desarrolladores de proyectos, propietarios, financiadores, aseguradores e ingenieros la garantía fundamental de que estos módulos ofrecerán resultados consistentes y confiables en sus operaciones comerciales.

“Obtener este reconocimiento año tras año refleja nuestra incansable dedicación a la calidad”, afirmó Nigel Cockroft, director general de JinkoSolar (EE. UU.) Inc. “Además de nuestro sólido desempeño en otros índices clave de bancabilidad —el número 1 entre 40 fabricantes en la lista global de fabricantes de módulos solares de Wood Mackenzie, la calificación AAA en el Informe de Bancabilidad ModuleTech de PV Tech y el único fabricante calificado como bancable por el 100 % de los participantes en la Encuesta de Bancabilidad de Módulos Fotovoltaicos de BNEF—, este logro subraya por qué los clientes siguen depositando su confianza en JinkoSolar”.

“Nos enorgullece reconocer a JinkoSolar con nuestra máxima distinción por sexto año consecutivo”, declaró Cherif Kedir, presidente y director ejecutivo de RETC. Para ser reconocido como uno de los fabricantes con mayor rendimiento en el Informe del Índice de Módulos Fotovoltaicos (FV), los fabricantes deben completar el riguroso programa de evaluación de bancabilidad del RETC y destacar en múltiples secuencias de prueba y disciplinas. Los consistentes resultados anuales de JinkoSolar demuestran un compromiso excepcional con la fiabilidad, el rendimiento y la calidad.

Acerca de JinkoSolar

JinkoSolar es uno de los fabricantes de módulos solares más grandes e innovadores del mundo. JinkoSolar distribuye sus productos solares y vende sus soluciones y servicios a una diversificada cartera internacional de clientes de servicios públicos, comerciales y residenciales en China, Estados Unidos, Japón, Alemania, Reino Unido, Chile, Sudáfrica, India, México, Brasil, Emiratos Árabes Unidos, Italia, España, Francia, Bélgica, Países Bajos, Polonia, Austria, Suiza, Grecia y otros países y regiones.

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¡Es hoy y con transmisión en vivo! Líderes del sector debaten el rumbo de la energía solar en Latinoamérica

Hoy el sector solar de América Latina tiene una cita clave con la innovación. A partir de las 9:00 (hora de Colombia) / 11:00 (hora de Argentina), se transmitirá en vivo y de forma gratuita el webinar “Innovación tecnológica de la fotovoltaica”, organizado por Energía Estratégica Latinoamérica, medio especializado de Strategic Energy Corp. El evento reunirá a referentes técnicos y ejecutivos de compañías líderes para debatir los principales desafíos, avances y oportunidades que marcarán el rumbo del sector solar en la región.

El seminario virtual, estructurado en dos bloques temáticos, busca brindar una mirada profunda y actualizada sobre cómo está evolucionando la industria fotovoltaica en América Latina, en un contexto de transición energética cada vez más acelerado y exigente.

El primer bloque —“Enfoque regional: Dinámicas de crecimiento y oportunidades en los mercados de Latinoamérica”— pondrá el foco en los distintos marcos regulatorios, esquemas de financiamiento y estrategias de desarrollo que están moldeando el avance del sector solar en países clave como México, Brasil, Colombia, Chile y Argentina.

Este panel contará con la participación de Gabriel Bustos, regional sales manager de Haitai Solar; Jorge Ospina, service and product manager en Colombia de Solis; Ángela Castillo, directora de desarrollo de negocios de Black and Veatch; y Néstor Omar Cereijo, socio responsable para Argentina de 8.2 Group, quienes analizarán cómo inciden los contratos, políticas públicas y el grado de madurez de los segmentos de pequeña, mediana y gran escala y de C & I en el crecimiento del mercado solar.

También se abordarán los desafíos de financiamiento en un contexto económico volátil, donde asegurar capital para nuevos proyectos sigue siendo un factor determinante.

En el segundo bloque, titulado “Innovación tecnológica: ¿Qué demandan los mercados solares y hacia dónde evolucionan las soluciones fotovoltaicas?”, el enfoque girará hacia las tecnologías emergentes y la evolución de los sistemas solares. Lucas Estrada, presidente de EPSE San Juan; Victor Soares, líder del equipo técnico de JA Solar para Latinoamérica; Javier Losada, gerente de desarrollo de negocios para Estados Unidos y LATAM de Gonvarri Solar Steel; y Juan Pablo Alagia, gerente de desarrollo de proyectos y tecnología en 360Energy, explorarán el desarrollo de módulos de última generación, la optimización de estructuras, la digitalización de procesos y el papel de la automatización en el mantenimiento de plantas.

Los expertos también debatirán sobre cómo las nuevas soluciones tecnológicas están modificando tanto el diseño como la operación de los proyectos solares, habilitando modelos de negocio más flexibles, escalables y resilientes. La integración de sistemas de generación distribuida con grandes plantas fotovoltaicas será uno de los ejes centrales del análisis.

Con una agenda cargada de contenido estratégico y técnico, el evento de hoy se perfila como un espacio de referencia para todos los actores que apuestan por el crecimiento sostenible de la energía solar en la región. No se pierda la transmisión en vivo a través de los canales de YouTube LinkedIn de Energía Estratégica Latinoamérica / Strategic Energy Corp y que nuevamente será un espacio de diálogo significativo sobre el presente y futuro para todo el sector energético de la región.

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Ica, Arequipa y Moquegua se erigen como polos de inversión renovable en Perú

Perú cuenta con 22.995,7 MW de proyectos eólicos y solares con estudios de pre operatividad aprobados por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES).

De acuerdo con datos relevados por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin), hasta abril del 2025, el 68,59 % se concentra en tres departamentos de la zona sur del Perú.

En concreto, en Arequipa, Ica y Moquegua se identifican 15.773,6 MW de capacidad a instalarse para aprovechar sus recursos de sol y viento que resultan de alto atractivo para inversiones con tecnología fotovoltaica y eólica (ver detalle al pie).

Future Energy Summit (FES), la gira internacional de encuentros de profesionales de las energías renovables, tendrá un enfoque especial en el potencial de estos departamentos durante su primera edición en Perú, el próximo 29 de septiembre en Lima (ver más).

En el caso de Arequipa, conocida por su arquitectura colonial y el Cañón del Colca, acumula 6.853,5 MW de proyectos eólicos y solares de los cuales 6.287,2 MW son de tecnología solar y 566,3 MW eólica.

Lo sigue Ica, hogar de las famosas Líneas de Nazca y la Reserva Nacional de Paracas, con 4.827,9 MW provenientes de 1.509,2 MW solares y 3.318,7 MW de capacidad eólica a instalarse.

Por su parte, Moquegua, que destaca por sus paisajes andinos y postales de la Reserva Nacional de Salinas y Aguada Blanca, presenta condiciones distintivas para el aprovechamiento solar, es así que allí ya hay identificados 4.092,2 MW de proyectos fotovoltaicos.

Los niveles de irradiación de estos departamentos están por encima del promedio mundial, tanto en su región costera como en las sierras rondan los 5,3 y llegan incluso a 6,5–7,0 kWh/m²/día en zonas específicas como Marcona, La Joya o el desierto de Ica.

El potencial de cinética del viento no se queda atrás. En estos mercados están avanzando 19 proyectos eólicos que sumarán 3.885 MW (ver detalle al pie). Las velocidades medias de viento en estas zonas están en el orden de los 8 m/s e incluso superan los 12 m/s en zonas de Ica, conocida por sus vientos paracas que pueden alcanzar hasta los 90 km/h o 25 m/s.

Por su salida al mar, estos departamentos tienen grandes diferenciales para aprovechar en el transporte y logística para proyectos renovables. De hecho, muchos de ellos ya son un punto clave de importación de componentes como paneles y turbinas, además de exportación de minerales ligados a la transición energética.

Tal es el caso del Puerto General San Martín (Paracas, Ica) modernizado en 2023 para obtener mayor capacidad operativa; el Puerto de Matarani (Islay, Arequipa) de gran relevancia por ser la salida marítima principal no solo de Arequipa sino también de Cusco, Puno y parte de Bolivia. Y, finalmente, el Puerto de Ilo (Ilo, Moquegua), que a partir de sus planes de ampliación guarda un enorme proyección de convertirse en nodo logístico binacional Perú-Bolivia.

Proyectos eólicos con EPO aprobados 

Ítem 
Central Eólica (C.E.) 
Potencia Instalada (MW) 
Empresa 
Ubicación 
Punto de Conexión 
POC 
Comentario
1
GUARANGO
330,0
SL ENERGY S.A.C.
Ica
Futura S.E. Nueva Intermedia 220 kV 
2025 
Cuenta con

Concesión

2
SAMACA 1
168,0
EMPRESA DE

GENERACIÓN

ELECTRICA LAS

SALINAS S.A.

Ica
Futura S.E. Nueva

Intermedia 220 kV

2025
Sin

Concesión

3
AMPLIACIÓN

PUNTA

LOMITAS

192,2
ENGIE ENERGÍA

PERÚ S.A.

Ica
S.E. Punta Lomitas 220

kV

2025
Sin

Concesión

4
CEFIRO 
366,0
CEFIRO ENERGIA

S.A.C.

Ica
S.E. Nueva Intermedia

220 kV

2026
Sin

Concesión

5
WINDICA
150,0
FENER PERÚ S.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia

220 kV

2026
Sin

Concesión

6
PILETAS
250,0
FÉNIX POWER

PERÚ S.A.

Ica
S.E. Nueva Intermedia

220 kV

2026
Sin

Concesión

7
LOS VIENTOS
364,8
KALLPA

GENERACIÓN S.A

Ica
Seccionamiento de la

línea L

-5032 Chilca

Poroma (500 kV)

2025
Sin

Concesión

8
IKA SUR
241,8
ORYGEN PERÚ

S.A.A.

Ica
S.E. Nueva Intermedia

220 kV

2026
Sin

Concesión

9
IKA NORTE
148,8
ORYGEN PERÚ

S.A.A.

Ica
S.E. Nueva Intermedia

220 kV

2026
Sin

Concesión

10
SALINAR SUR
148,8
ORYGEN PERÚ

S.A.A.

Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV 
2026
Sin

Concesión

11
SALINAR NORTE
117 , 8
ORYGEN PERÚ

S.A.A.

Ica
S.E. Nueva Intermedia 220 kV 
2026
Sin

Concesión

12
LA QUEBRADA II 
112 , 1
ECORER S.A.C.
Ica
S.E. Cahuachi 220 kV 
2027
Sin

Concesión

13
URANI
122,4
ENGIE ENERGÍA

PERÚ S.A.

Ica
S.E. Punta Lomitas 220

kV

2028
Sin

Concesión

14
SARIRI
122,4
ENGIE ENERGÍA

PERÚ S.A

Ica
S.E. Punta Lomitas 220

kV

2027
Sin

Concesión

15
SHOUGANG
300,0
SHOUGANG

GENERACIÓN

ELÉCTRICA S.A.A

Ica
S.E. Hierro 220 kV
2027
Sin

Concesión

16
TOROCCO
54,0
BOW POWER PERÚ

S.R.L.

Ica
S.E. Tres Hermanas 220

kV

2027
Sin

Concesión

17
TWISTER
129,6
ENGIE ENERGÍA

PERÚ S.A.

Ica
S.E. Poroma 220 kV
2028
Sin

Concesión

18
PESCADORES
348,0
NAUPAC

GENERACION

RENOVABLE PERU

S.A.C.

Arequipa
S.E. Ocoña 500 kV
2027
Sin

Concesión

19
CARAVELÍ 
218,3
IBEREÓLICA

CARAVELI S.A.C

Arequipa
S.E. Poroma 220 kV
2026
Cuenta con

Concesión

TOTAL 
3885

Proyectos solares con EPO aprobados 

Ítem
Central Solar Fotovoltaica (C.S.F)
Potencia Instalada (MW)
Empresa
Ubicación 
Punto de Conexión 
POC 
Comentario
1
YURAMAYO
245,0
EMPRESA DE
GENERACION
ELECTRICA
YURAMAYO S.A.
Arequipa
S.E. Yarabamba
2026
Sin
Concesión
2
ILLA
385,0
ENERGÍA
RENOVABLE LA
JOYA S.A.
Arequipa
S.E San José 220 kV
2025
Cuenta con
Concesión
3
SOLIMANA
250,0
ECORER S.A.C
Arequipa
S.E. Ocoña 500 kV
2025
Cuenta con
Concesión
4
SUNNY
204,0
KALLPA
GENERACIÓN
Arequipa
S.E. San José 220 kV 
2025
Cuenta con
Concesión
5
SOL DE VERANO I
45,3
MAJES SOL DE
VERANO S.A.C.
Arequipa
S.E. Majes 138 kV
2025
Cuenta con
Concesión
6
RUTA DEL SOL
307,7
ORYGEN PERÚ
S.A.A.
Moquegua
S.E. Montalvo 220 kV
2025
Sin
Concesión
7
RUPHAY
93,2
ENGIE ENERGIA
PERU S.A.
Arequipa 
S.E. San José 220 kV
2025
Sin
Concesión
8
HANAQPAMPA
300,1
ENGIE ENERGIA
PERU S.A.
Moquegua
L-2027 (Moquegua –
Ilo2)
2025
Cuenta con
Concesión
9
EL ALTO
76,2
EMPRESA DE
GENERACION
ELECTRICA
RIOLITA S.A.C.
Moquegua
S.E. Moquegua 138 kV
2025
Sin
Concesión
10
WINDICA
25,2
FENER PERÚ S.A.
Ica
S.E. Nueva Intermedia
2025
Sin
Concesión
11
SOL DE LOS ANDES
250,0
LADER ENERGY
CHILE SPA
Arequipa
S.E. Yarabamba 220 kV
2025
Sin
Concesión
12
CHALHUANCA
106,5
TRE PERÚ S.A.C.
Arequipa
L.T. Callalli – Santuario
138 kV (L-1020)
2025
Sin
Concesión
13
TEJAS
200,0
EMPRESA DE
GENERACION
ELECTRICA SOLAR
TEJAS S.A.C
Ica
S.E. Nueva Intermedia
220 kV
2027
Sin
Concesión
14
EXPANSIÓN INTIPAMPA
51,7
ENGIE ENERGÍA
PERÚ S.A.
Moquegua
S.E. Intipampa 138 kV
2025
Sin
Concesión
15
RUBÍ III
323,1
ORYGEN PERÚ
S.A.A
Moquegua
L-5037 San José –
Montalvo
2026
Sin
Concesión
16
VILLASALTO
125,0
EMPRESA DE
GENERACIÓN
ELECTRICA
VILLASALTO S.A.C.
Arequipa
S.E. Yarabamba 220 kV
2026
Sin
Concesión
17
BABILONIA
200,0
VIRIDI ENERGÍAS
RENOVABLES
DESARROLLOS
S.A.C.
Arequipa
S.E. San José 220 kV
2025
Sin
Concesión
18
ATOI
114,0
ORYGEN PERÚ
S.A.A.
Arequipa
Arequipa
2026
Sin
Concesión
19
MACARENA
170,0
GR
CHABARBAMBA
S.A.C
Ica
S.E. Poroma 220 kV
2027
Sin
Concesión
20
CONTINUA PICHU PICHU
60,0
CSF CONTINUA
PICHU PICHU
S.A.C.
Arequipa
S.E. San José 220 kV
2025
Cuenta con
Concesión
21
CONTINUA CHACHANI
100,0
CSF CONTINUA
CHACHANI S.A.C.
Arequipa
Subestación San José
220 kV
2025
Cuenta con
Concesión
22
CONTINUA MISTI
300,0
CSF CONTINUA
MISTI S.A.C.
Arequipa
Subestación San José
220 kV
2025
Cuenta con
Concesión
23
OCOÑA
335,0
KALLPA
GENERACIÓN S.A
Arequipa
S.E. Ocoña 500 kV
2026
Sin
Concesión
24
TIERRA BLANCA
250,0
EGE SOLAR TIERRA
BLANCA S.A.C.
Ica
S.E. Poroma 220 kV
2027
Sin
Concesión
25
LUPI
181,2
GR VALE S.A.C
Moquegua
L-2030 Moquegua –
Chilota
2026 
Cuenta con
Concesión
26
SOL DE BATOLIO
160,0
EMPRESA DE
GENERACIÓN
ELÉCTRICA
RIOLITA S.A.C.
Arequipa
S.E. San José 220 kV
2027
Sin
Concesión
27
SOL DE AREQUIPA
100,0
AQP SOLAR S.A.C.
Arequipa
S.E. San José 500 kV
2026
Sin
Concesión
28
PAMPA DEL SOL FASE I
331,7
ORYGEN PERÚ
S.A.A.
Moquegua
S.E. Montalvo 500 kV
2028
Sin
Concesión
29
CUNA DEL SOL
331,7
ORYGEN PERÚ
S.A.A.
Moquegua
S.E. Montalvo 500 kV
2029  
Sin
Concesión
30
POMPEYA I
200,0
VIRIDI ENERGÍAS
RENOVABLES
PERU S.A.C.
Arequipa
Futura S.E. Hub San
José 220 kV
2029
Sin
Concesión
31
POMPEYA II
200,0
VIRIDI ENERGÍAS
RENOVABLES
PERU S.A.C.
Arequipa
Futura S.E. Hub San
José 220 kV
2029
Sin
Concesión
32
QUYLLUR
502,2
ORYGEN PERÚ
S.A.A.
Arequipa
L.T. San José – Ocoña
(L-5036)
2027
Sin
Concesión
33
SUNNY EXPANSIÓN
105,0
KALLPA
GENERACÓN S.A.
Arequipa
S.E. Sunny 220 kV
2026
Sin
Concesión
34
SANTIAGO II
200,0
VIRIDI ENERGÍAS
RENOVABLES
DESARROLLOS
S.A.C.
Ica
S.E. Colectora 220 kV
2029
Sin
Concesión
35
SANTIAGO I
200,0
VIRIDI ENERGÍAS
RENOVABLES
DESARROLLOS
S.A.C.
Ica
S.E. Colectora 220 kV
2029
Sin
Concesión
36
LAS JOYAS
352,0
HIDROELECTRICA
SIERRA NEVADA
S.A.C.
Arequipa
L-5038 San José –
Puerto Bravo
2026
Sin
Concesión
37
SOL DE HUARACANE
120,0
BLAUD ENERGY
PERU S.A.C.
Moquegua
S.E. Montalvo
2027
Sin
Concesión
TOTAL
7.500,80

 

FES Perú 

Future Energy Summit (FES), la gira de encuentros de profesionales de las energías renovables, llegará a Perú el próximo 29 de septiembre y promete una importante convocatoria de stakeholders del sector energético local e internacional, tal como lo viene haciendo en otras latitudes.

En febrero más de 500 líderes del sector participaron en Argentina del primer encuentro FES del año, en un momento en el que el mercado aguardaba por la actualización de nuevos mecanismos del MATER, la definición de nuevas obras de transporte eléctrico y de la licitación pública de aproximadamente 500 MW de potencia de sistemas de baterías.

Luego, en marzo la gira continuó con FES México y FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluaron la realidad del mercado y excedieron a anuncios exclusivos del sector público local y regional.

Cabe destacar que, además de los salones de conferencias donde se impulsa el debate, los encuentros FES cuentan con espacios exclusivos de networking ideales para explorar sinergias y nuevos negocios en los que puede participar su empresa.

Para consultas por entradas o patrocinios comunicarse con commercial@strategicenergycorp.com

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Análisis: ¿Cuáles son los puntos claves del modelo de contrato de la licitación de baterías de Argentina?

El modelo de contrato presentado por el Gobierno argentino para la licitación AlmaGBA, que busca adjudicar 500 MW de almacenamiento con baterías en el Área Metropolitana de Buenos Aires, ha generado inquietud entre especialistas jurídicos y del sector energético por la falta de garantías reales que respalden las inversiones previstas. 

A menos de un mes de la apertura de sobres, prevista para el 3 de julio, los análisis apuntan a riesgos significativos para los adjudicatarios ante posibles incumplimientos de pago o cambios regulatorios.

“Lo que más llama la atención del modelo de contrato es la llamada garantía de última instancia. Si el comprador no puede trasladar el costo a tarifas, deberá pagar CAMMESA como garante de última instancia, pero sólo si la Secretaría de Energía le envía fondos”, sostuvo Carlos Cueva, socio del estudio Beccar Varela, en diálogo con Energía Estratégica.

Esta estructura deja al vendedor en una situación de vulnerabilidad, ya que la obligación de pago no está asegurada contractualmente, sino supeditada a decisiones administrativas y disponibilidad presupuestaria.

El modelo estipula que, ante una falta de pago por parte de Edenor o Edesur —las distribuidoras que actuarán como compradores—, deberá notificarse a CAMMESA y a la Secretaría de Energía. CAMMESA, a su vez, solicitará los fondos para efectuar el pago, pero solo cumplirá con la transferencia si los fondos son efectivamente enviados por la entidad encargada de la cartera energética nacional. 

“No hay otras garantías -un fideicomiso, bonos que se le pidan al Estado o garantías colaterales de pago por parte de terceros-  mas allá de la garantía de última instancia ”, advirtió Cueva, en referencia a la diferencia con el Programa RenovAr, que incluyó una triple garantía respaldada por CAMMESA, el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER) y el Banco Mundial. Tampoco prevé esta licitación la posibilidad del derecho de venta de la central, tal como sucedió en los programas RenovAr.

Aquella estructura permitió adjudicar más de 5 GW de capacidad renovable en todo el país, gracias a condiciones que favorecían la bancabilidad y competitividad de las ofertas.

“El adjudicatario que vende la energía no es responsable  si no se puede trasladar a las tarifas el costo de estos contratos. Corre el riesgo de quedarse sin contrato y con toda la inversión inutilizada”, señaló el especialista. 

A lo sumo, en caso de plantear la rescisión del contrato por falta de pago, el vendedor podría recibir pagos por la potencia contratada, pero no por la energía ni las pérdidas asociadas. “Y si no le pagaron facturas por alguna razón, ¿por qué le pagarán el resto del contrato?”, cuestionó Cueva, advirtiendo sobre el riesgo de litigios y la falta de salida comercial para las baterías en caso de que el proceso fracase.

“Todo eso llama la atención porque el Estado convoca esta licitación pública por interés general. Quizás hubiera sido necesario un procedimiento previo de ajuste de tarifas en función de los sobrecostos generados por estos contratos, a fin de que no haya inconvenientes en el futuro”, agregó. 

Este conjunto de factores acentúa las dudas sobre el éxito de la licitación, más aún en un país caracterizado por vaivenes en su economía y en el riesgo país (actualmente es de 680 pero llegó a superar los 2100 puntos en los primeros meses del presente gobierno).

Asimismo, un aspecto adicional señalado por Cueva es que los sistemas de baterías que implican un avance tecnológico aún no están debidamente encuadrados ni formalmente reconocidos como agentes generadores dentro del marco regulatorio vigente, por lo que sugirió la inminente necesidad urgente de adecuar la legislación a los nuevos agentes y tecnologías que impulsa la transición energética.

Controversias y falta de un árbitro claro

El modelo de contrato también genera la duda de la intervención obligatoria del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) para resolver en primera instancia las controversias que puedan generarse entre las centrales de almacenamiento y las empresas distribuidoras compradoras de la energía. En su lugar, se menciona como árbitro al tribunal arbitral de la Bolsa de Comercio, lo que podría generar discusiones acerca de cual mecanismo debe aplicarse ante diversas disputas .

Esta ambigüedad se suma a un contexto en el que el Gobierno ha decidido recortar facultades operativas a CAMMESA, que de acuerdo a la Res. SE 150/2024, no podría firmar contratos de abastecimiento ni actuar como comprador de combustibles o vendedor de electricidad.

“La idea del gobierno es que CAMMESA vuelva a su rol original de operador del sistema, administrador y calculador de precios”, explicó Cueva. Esto debilita aún más su rol como garante en los contratos de almacenamiento y alimenta la percepción de que no hay una entidad con poder suficiente para sostener los compromisos asumidos, más allá que CAMMESA lo hiciera en anteriores licitaciones de renovables. 

En conjunto, las condiciones actuales del modelo de contrato de AlmaGBA podrían limitar la cantidad y calidad de ofertas si no se realizan correcciones que mejoren su bancabilidad. Aunque podría haber alguna circular aclaratoria adicional tras las consultas del sector, a fin de esclarecer puntos críticos del modelo de contrato y últimos cambios en el pliego. 

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Nuevo enfoque para negocios con autoconsumo solar en México: hibridación de proyectos y potenciales clientes

En México, el sector de energía solar está experimentando un giro hacia la madurez técnica y la sofisticación comercial. Hoy, las oportunidades más relevantes se concentrarían en proyectos bien estructurados que respondan a criterios rigurosos de viabilidad técnica, financiera y operativa. La franja de autoconsumo industrial entre 700 kilovatios y 20 megavatios se perfila como el nuevo eje de crecimiento, impulsada por la necesidad de eficiencia energética, la presión tarifaria y la transformación de los corredores industriales.

Drexler Vázquez, exdelegado de Yucatán ante el Consejo de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF), identifica este momento como una “etapa de especialización”, donde ya no basta sólo con instalar paneles; es imprescindible construir soluciones energéticas integradas, financieramente viables y con criterio técnico. «El boom desordenado quedó atrás. Hoy las oportunidades se concentran en donde hay criterio para estructurar proyectos de verdad», enfatizó.

Una de las razones que explican este viraje estratégico es el impulso gubernamental a zonas económicas clave como el Corredor Interoceánico, fabricas en el norte del país y zonas logísticas y turísticas en la península de Yucatán. Estas regiones, llamadas a convertirse en polos de desarrollo, requieren energía limpia y estable para sostener su competitividad.

Este contexto ha abierto la puerta a soluciones de autoconsumo en maquilas pero también a sectores como agroindustria y actividades específicas de hoteles, hospitales, laboratorios y centros de refrigeración, donde la continuidad energética es crítica y las pérdidas por fallos pueden superar con creces los costos de inversión en infraestructura solar.

Según Vázquez, este fenómeno no sólo responde a una estrategia nacional, sino también a transformaciones locales. En Yucatán, por ejemplo, la inversión en la expansión del puerto de Progreso y la llegada de gigantes logísticos como Amazon están dinamizando la demanda energética. Aunque Cancún no cuenta con una base industrial significativa, su perfil turístico abre oportunidades específicas, desde la perspectiva del profesional consultado.

Para dar respuesta a las demandas del mercado, los proyectos híbridos, que combinan solar fotovoltaico con almacenamiento, emergen como una solución particularmente atractiva en zonas con calidad de red deficiente¿. Esta tendencia responde no sólo a una necesidad técnica, sino también a los cambios tarifarios que han llevado a muchas empresas a reevaluar sus estrategias de consumo energético.

“Estamos viendo que los sistemas híbridos comienzan a cobrar sentido para muchas industrias que antes no lo consideraban prioritario. Hoy se está entendiendo que la autonomía energética no es un lujo, sino una ventaja competitiva”, subrayó Vázquez.

El ingeniero, con experiencia tanto en proyectos de mediana escala como en soluciones híbridas en el sureste del país, sostiene que los sistemas solares con almacenamiento son particularmente útiles en regiones peninsulares, como Yucatán o Baja California, donde la capacidad de interconexión y la calidad de red presentan desafíos técnicos similares. “Nos puede pasar lo mismo que en el otro lado del país. Y ahí, el almacenamiento no es sólo una oportunidad, es una necesidad estratégica”, explicó.

Pero no todo son oportunidades. Persisten barreras estructurales que frenan el desarrollo de estos proyectos. Una de las principales, según el exdelegado de CPEF en Yucatán, es la falta de claridad regulatoria en torno a los sistemas de almacenamiento. A esto se suma la ausencia de esquemas de financiamiento estandarizados para proyectos medianos, que muchas veces quedan atrapados entre la banca tradicional —en su mayoría ajena a la lógica de los flujos del negocio solar— y modelos comerciales poco adaptados al riesgo del cliente industrial.

Otro obstáculo relevante es el déficit de conocimiento técnico entre algunos actores del mercado. “Hay clientes listos para invertir, pero no encuentran quién traduzca la solución en valor tangible”, advirtió Vázquez.

En muchos casos, la desinformación ha derivado en proyectos mal diseñados, con resultados por debajo del retorno esperado o incluso con sistemas que ni siquiera se encienden. Esto ha generado una demanda creciente de reingeniería y corrección de instalaciones existentes. “Hay mucho mercado correctivo por malas prácticas. No se trata sólo de vender sistemas, sino de garantizar que funcionen como se espera”, comentó el especialista.

Este escenario ha llevado a que el diferencial competitivo ya no resida en el precio o la promesa de ahorro, sino en la capacidad de integrar técnica, financiamiento y postventa de forma coherente. “El mercado está exigiendo profundidad técnica, respaldo comercial y propuestas financieramente viables. Hoy no gana el que promete más. Gana el que estructura mejor”, sostuvo Vázquez.

Desde su experiencia en la dirección comercial de una de las empresas de mayor crecimiento en el sureste del país, asegura que el sector necesita menos improvisación y más proyectos con visión estratégica.

En paralelo, el desarrollo de estructuras financieras más flexibles está permitiendo que actores industriales puedan acceder a estas soluciones a través de esquemas como leasing, contratos PPA o líneas de crédito verde. Estos mecanismos, si bien aún no están plenamente adoptados por la banca tradicional, se consolidan como herramientas clave para la expansión del autoconsumo en los rangos intermedios de potencia.

Por otra parte, la elección de tecnología también está evolucionando. La integración de marcas que garanticen soporte técnico local y procesos robustos de integración a red se vuelve una condición no negociable para los clientes más sofisticados. “Apostamos por marcas que sí tengan soporte técnico serio en México”, afirmó el  exdelegado de Yucatán ante el CPEF, destacando la necesidad de profesionalizar el mercado para que las soluciones ofrecidas realmente cumplan con los criterios de calidad y desempeño que exigen los grandes consumidores de energía.

En definitiva, el autoconsumo solar en México ya no es un terreno para aficionados. El país estaría requiriendo proyectos bien planteados desde lo técnico, comercial y financiero.  «Este no es un sector para improvisar. Pero es un gran momento para construir proyectos bien hechos”, concluyó.

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Solis inauguró SNEC 2025 con un despliegue por su 20º aniversario: presentó un inversor híbrido y una plataforma energética con IA

Solis, líder global en soluciones de inversores fotovoltaicos y almacenamiento de energía, celebró hoy su 20.º aniversario en SNEC 2025 con una exposición innovadora, destacando el lanzamiento de su inversor híbrido mural de 125kW y el revolucionario asistente inteligente de energía SolisCloud AI.
Desde el primer día, el evento atrajo a profesionales de la industria, medios especializados y entusiastas de las energías renovables al Pabellón 5.1H (Stand E680), donde Solis presentó sus últimas soluciones diseñadas para redefinir el futuro del sector solar y el almacenamiento energético.

20 años de innovación: una celebración con visión de futuro

El presidente de Solis, Yiming Wang, dio inicio al evento compartiendo la evolución de la empresa desde su fundación en Ningbo, China, en 2005, hasta convertirse en una marca de confianza global con más de 100 GW de inversores instalados en más de 100 países y regiones.

“Nuestro 20.º aniversario no solo es una celebración del camino recorrido, sino un compromiso con el futuro. Hoy presentamos tecnologías que acelerarán la transición global hacia una energía limpia: más inteligente, eficiente y accesible que nunca”, afirmó Wang. 

La estrella del evento: Inversor híbrido 4 en 1 de 125kW

El nuevo modelo S6-EH3P(75–125)K10-NV-YD-H, que se presenta por primera vez en China, fue el gran protagonista. Este inversor híbrido comercial e industrial destaca por su integración 4 en 1: fotovoltaica, baterías, red eléctrica y generador. Sus características clave incluyen:

  • Sobrecarga fotovoltaica del 200% y carga rápida de baterías de hasta 200A, para máxima eficiencia en operación conectada a red.
  • Capacidad de sobrecarga del 160% y conmutación en menos de 10 ms, garantizando robustez en aplicaciones fuera de red.
  • Funcionamiento en paralelo de hasta 10 unidades, gracias al gabinete de distribución de potencia desarrollado por Solis.

SolisCloud AI: inteligencia energética en tiempo real

El renovado Asistente Inteligente de Energía SolisCloud AI sorprendió con su capacidad de análisis en tiempo real y gestión automatizada basada en tarifas horarias (TOU).
Gracias a la IA integrada, esta plataforma optimiza el flujo energético en función del clima y los precios dinámicos, permitiendo a los usuarios reducir costos y aumentar la eficiencia. Además, permite integración con sistemas de terceros y está completamente alineada con los estándares internacionales más recientes, facilitando el trabajo de instaladores y empresas de servicios eléctricos.

Experiencia interactiva y alianzas globales

Durante el primer día del evento, se llevaron a cabo demostraciones en vivo, charlas técnicas y sesiones interactivas con ingenieros de Solis, quienes compartieron casos de éxito en Europa, Asia y mercados emergentes.

Además, los socios internacionales destacaron el compromiso de Solis con el soporte local y la agilidad de su I+D para adaptarse a las necesidades específicas de cada región.

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Colombia y Panamá definieron texto de acuerdo regulatorio que permite intercambio de energía

Bogotá fue el escenario de una nueva reunión entre los expertos comisionados de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) de Colombia, con la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) de Panamá, en cabeza de Zelmar Rodríguez Crespo.

En este encuentro, y después de varias reuniones, se definió el texto de un acuerdo regulatorio que se suscribirá y permitirá el intercambio de energía eléctrica entre Colombia y Panamá.

“Durante este espacio de diálogo entre ambas autoridades, se evaluaron ámbitos importantes para que esto sea una realidad, entre ellos las transacciones de energía de corto y de largo plazo, las transacciones en firme, algunas disposiciones operativas generales y la conformación de un eventual comité de reguladores de la interconexión entre ambos países”, indicó Antonio Jiménez Rivera, Director Ejecutivo de la CREG.

Adicionalmente, este acuerdo bilateral también contempla temáticas como la promoción de la participación de los agentes de ambos países en mercados regionales, mecanismos de resolución de controversias, vías de seguimiento de las transacciones y reglas de acceso, manejo y divulgación de la información, entre otros.

Por su parte, la administradora de la ASEP, Zelmar Rodríguez Crespo, destacó que este proyecto de acuerdo regulatorio bilateral se trabajó bajo los principios de eficiencia económica, beneficio mutuo para los países, visión regional, transparencia, neutralidad, simplicidad, reciprocidad, viabilización de efectos y reconocimiento.

Este texto definitivo se aprobará en Sesión CREG (reunión en la que se toman las decisiones regulatorias del país) para que surta todo el debido proceso de aprobación y posterior puesta en marcha.

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Cumbre de CEOs en FES Perú: ejecutivos claves del sector estarán participando

Future Energy Summit (FES), la gira de encuentros de profesionales de las energías renovables, llegará a Perú el próximo 29 de septiembre y promete una importante convocatoria del sector energético local e internacional.

Se espera la confluencia de más de 500 stakeholders, incluyendo ejecutivos de empresas de generación, distribución y transmisión, así como inversores y expertos en financiamiento de energías renovables.

Entre los primeros asistentes, confirmaron su participación Marco Fragale, CEO de Orygen y Walter Sciutto, CEO de Pluz Energía Perú, dos empresas claves del mercado eléctrico peruano.

ENTRADA FES PERU

En concreto, los ejecutivos formarán parte del panel denominado “La visión estratégica de los grandes actores para el impulso de la Transición Energética de Perú” junto a otros pares de empresas del sector.

La participación de este perfil de ejecutivos y empresas no es menor. Lideran negocios en el mercado eléctrico peruano y tienen en cartera importantes proyectos para los próximos años.

Orygen cuenta con más de 2,3 GW de capacidad instalada, destacándose como la principal generadora de energía eólica y solar del Perú. Y la empresa va por más al avanzar con un portafolio que supera los 10 GW renovables en todo el país.

Los planes de inversión 2025-2029 de Pluz Energía Perú incluyen más de 5 obras de infraestructura de transmisión, entre subestaciones y líneas que unirán zonas estratégicas para el despliegue de nuevos proyectos.

Esta primera edición de FES Perú se desarrollará en un contexto donde el parque de infraestructura de generación y transmisión está en plena expansión y la implementación de modificaciones legislativas y reglamentos motivaría nuevas licitaciones.

ENTRADA FES PERU

En la actualidad, la potencia instalada de eólica y solar en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) alcanza los 1503,1 MW en centrales en operación. Pero el horizonte de nuevos negocios es enorme.

La cifra de desarrollos renovables no convencionales asciende a 22.995,7 MW distribuidos entre 103 proyectos con Estudios de Pre Operatividad (EPOs) aprobados por el ; de los cuales, 15 que suman 2,9 GW ya cuentan con concesión otorgada y se encaminan a potenciar la generación en Perú.

¿Cuándo ingresarán al sistema? ¿A quién venderán energía? ¿Está la infraestructura eléctrica preparada para este volumen de proyectos? Son algunas de las preguntas que abordará el encuentro FES Perú.

La agenda del 29 de septiembre incluirá una jornada matutina y otra vespertina con paneles de discusión, espacios de networking y presentaciones destacadas sobre el impacto de la nueva regulación en la competitividad del sector.

Uno de los aspectos centrales que se abordará en FES Perú es la posibilidad de que los generadores firmen contratos de suministro de energía directamente con grandes usuarios sin la exigencia de contar con potencia firme, un cambio fundamental introducido tras la modificación de la Ley 28.832.

Además, el modelo de licitaciones públicas se renovará con la introducción de bloques horarios. Este enfoque permitirá una mejor segmentación de la demanda y una mayor eficiencia en la asignación de contratos, facilitando la integración de energías renovables en el sistema eléctrico.

En el encuentro, empresarios y representantes de organismos internacionales debatirán sobre estas oportunidades que surgen con la apertura del mercado, los nuevos esquemas de contratación y próximas licitaciones.

Las entradas para FES Perú están disponibles. Aproveche los tickets early bird. Y no se pierda la oportunidad de asistir y ser parte del encuentro líder del sector.

ENTRADA FES PERU

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Jorge Brito: “La estabilidad económica en Argentina permite invertir en renovables a largo plazo”

La estabilidad fiscal, cambiaria y financiera se posiciona como un pilar imprescindible para el desarrollo de las energías renovables en Argentina. Así lo consideró Jorge Brito, accionista de Genneia y presidente de River Plate, quien remarcó que sin previsibilidad no se pueden encarar proyectos a futuro, ya sea en generación o  infraestructura crítica como las líneas de transmisión.

“La estabilidad económica permite invertir, permite visualizar el negocio de largo plazo”, expresó Brito durante la inauguración oficial del parque eólico La Elbita en Tandil, en el que Energía Estratégica estuvo presente. 

El empresario y dirigente deportivo argentino celebró la estabilidad económica lograda bajo la gestión de Javier Milei, más aún si se tiene en cuenta que Argentina ha sido un país caracterizado por vaivenes en su economía y en el riesgo país (actualmente es de 680 pero llegó a superar los 2100 puntos en los primeros meses de gobierno) y que ha tenido dificultades para lograr financiamiento externo o resolver la falta de pagos dentro de la industria eléctrica. 

Desde la perspectiva de Brito, el actual escenario de estabilización ofrece un punto de partida para destrabar cuellos de botella estructurales. Una de ellas es la insuficiencia en el transporte de energía, identificada como la principal limitante para expandir la capacidad instalada de fuentes renovables. 

“Se requiere también de una inversión importante en transporte de energía, a largo plazo y que requiere de estabilidad económica. Están sentadas las bases para empezar a resolver un montón de problemas, entre ellos la falta de transporte eléctrico, y Genneia tiene la gimnasia financiera para participar de obras de transmisión” afirmó. 

Incluso, desde la compañía admitieron que jugarán un papel central en la ampliación de la red, siempre y cuando exista un marco regulatorio claro que habilite y acelere la concreción de inversiones de esa índole, ya sea como Genneia o mediante un consorcio de empresas renovables con vocación para ello. 

Brito también dio a conocer cómo se sustenta la estrategia renovable de la compañía y cómo se han convertido en el generador con mayor capacidad verde instalada en Argentina. 

Bajo ese contexto, reveló que el 70% de la inversión de la compañía se financia con crédito y, ante un horizonte de estabilización, podrían movilizarse proyectos renovables a través del mercado local. El dato cobra peso ante la necesidad de contar con condiciones financieras competitivas para mantener el ritmo de expansión.

Actualmente, el 100% del fondeo proviene de mercados internacionales. Sin embargo, un entorno de estabilidad permitiría canalizar inversiones también desde el mercado local. Entre los indicadores positivos destaca el repunte en los depósitos en dólares, especialmente tras el blanqueo y que la recuperación del acceso a crédito bancario, a fin de mejorar la canalización de préstamos en dólares hacia sectores productivos. 

Argentina, además, dispone de un recurso natural de alto valor estratégico. “El potencial o el recurso que tenemos, tanto fuentes eólicas como solares, es inagotable, es inmenso”, señaló el empresario, aunque advirtió que su aprovechamiento exige resolver las barreras estructurales que impiden su masificación.

El RIGI y su impacto relativo en renovables

El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), impulsado por el Gobierno, genera expectativa en sectores industriales. No obstante, el banquero relativizó su alcance en el caso del sector energético, particularmente en proyectos renovables.

A su entender, este tipo de iniciativas ya cuenta con un marco fiscal favorable -bajo la Ley N°27191- y excepciones impositivas que la actividad convencional no posee actualmente; por lo que el diferencial que ofrece el RIGI sería “menor” que en otras industrias. 

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BESS en auge: Chile tiene más de 14 GW de capacidad en proyectos en fase de calificación

Chile sigue a un ritmo creciente en su transición energética y quedó a las puertas de sobrepasar los 1000 MW de potencia instalada en sistemas de almacenamiento BESS (battery energy storage system), ya sea mediante proyectos híbridos o stand-alone. 

El país suma 999 MW de potencia operativa en baterías (con capacidad de 3995 MWh) y otros 574 MW (2388 MWh) que se conectarán al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en el cortísimo plazo, de acuerdo al último reporte sectorial de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA). 

Entre los últimos hitos se destaca la entrada en operación del sistema de almacenamiento BESS Capricornio, perteneciente a ENGIE Chile, proyecto que cuenta con una capacidad instalada de 48 MW/264 MWh y que almacena la energía generada por el parque solar Capricornio durante 5 horas a través de 96 contenedores.  

De este modo, la inyección de sistemas BESS en Chile alcanza 150,92 GWh en lo que va del presente año y representa alrededor del 2,1% de la producción total de energía del país.

“En menos de tres años de desarrollos, tenemos +1,2 de almacenamiento stand alone en operación, pruebas y construcción. Y en evaluación, en stand alone, nuevamente, +8,6 GW. Es una cifra que supera todas las expectativas que tuvimos en esta tecnología. Además, revisa las cifras de los proyectos híbridos solares”, sostuvo Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA. 

Pero la tendencia no frenará ahí, sino que se espera un crecimiento sostenido y estratégico en materia de storage. ¿Por qué? Según las cifras compartidas por el gremio, existen 3576 MW (15638 MWh) de proyectos de almacenamiento en construcción, con una autonomía promedio de 4,37 horas. 

De ese total en distintas fases de obras, 59% corresponde a hibridación de parques fotovoltaicos (2109 MW – 9.885 MWh) y 29% a proyectos BESS stand – alone (1035 MW – 4205 MWh).

Además, hay 8299 MW aprobados de capacidad de baterías, mayormente asociados a centrales solares (5418 MW), seguido por sistemas stand – alone (1638 MW), hibridación de parques FV + eólicos (624 MW) y un número reducido de 9 MW de la combinación BESS con eólica. 

Mientras que la potencia BESS en distintas etapas calificación oscila en torno a 14597 MW y supera la suma entre la capacidad operativa, en pruebas, construcción y aprobada. 

Esto significa que Chile apuesta al storage de corta y larga duración como solución clave para maximizar su extraordinario potencial solar. Y cabe recordar que se prevé que en enero del próximo año se cumpla la meta de 2 GW de almacenamiento

«Además, ACERA ha identificado riesgos, consecuencias y propuestas de mejora para distintas discusiones regulatorias en curso, especialmente el DS125, que impacta en el desarrollo, valorización y operación de sistemas de almacenamiento. Es fundamental que el marco regulatorio aborde los riesgos asociados y establezca principios de claridad en las reglas de participación, equidad en la remuneración y prevención de dobles pagos. Esto garantizará un entorno que favorezca un desarrollo sostenible y eficiente de los SAE en Chile, impulsando una transición energética robusta y alineada con los objetivos de descarbonización del país», agregó Ana Lía Rojas.

«Es fundamental relevar la necesidad de que toda modificación normativa que tengan por objeto regular nuevas tecnologías de naturaleza flexible debe ser diseñada en torno a principios que garanticen un desarrollo eficiente del sistema. Estos principios se resumen en tener señales de precio eficiente y que la regulación incentive el desarrollo eficiente de tecnologías flexibles estableciendo reglas que permitan capturar el valor sistémico de estas tecnologías. Esto implica que se debe reconocer su valor en todos los mercados en que participan estas tecnologías, es decir, en la fijación del Costo Marginal, en el mercado de servicios complementarios (SSCC) y en el Mercado de potencia de Suficiencia. Además, debemos propender a un marco regulatorio que, en las etapas de evaluación de infraestructura, proyecten adecuadamente el comportamiento operacional y económico del proyecto de almacenamiento. Es importante que la regulación promueva la minimización de comportamientos discrecionales o de difícil previsibilidad de parte de los agentes públicos (regulador, operador del sistema y fiscalizador) y de esta forma no aumentar el riesgo de los proyectos de almacenamiento», agregó en diálogo con Energía Estratégica.

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Contenido nacional y tecnología fotovoltaica: los desafíos que enfrenta México para consolidar una industria propia

El gobierno mexicano ha comenzado a impulsar iniciativas para fortalecer la producción nacional a través de incentivos vinculados al contenido nacional. El Plan Nacional de Desarrollo 2025-2030 y el Plan México delinean con claridad esta intención. Sin embargo, en el sector de energías renovables, las condiciones actuales parecen aún estar lejos de permitir un cumplimiento efectivo.

«Yo lo veo difícil», advierte Elie Villeda, profesional del sector energético, al ser consultado por Energía Estratégica sobre si México está preparado para detonar una industria nacional fotovoltaica ante potenciales exigencias de contenido nacional.

El Plan México, anunciado por la presidenta Claudia Sheinbaum Pardo en enero de 2025, incluye acciones como aumentar la soberanía energética y fortalecer la fabricación nacional de vehículos eléctricos e híbridos, en línea con el desarrollo tecnológico y la innovación.

A esto se suma una tercera línea: aumentar el contenido nacional en las compras públicas, lo que podría impactar directamente en el sector fotovoltaico entendiendo que sólo durante este año la Comisión Federal de Electricidad (CFE) llevaría a cabo dos licitaciones de 300 MW y 280 MW para las siguientes fases de la Central Fotovoltaica Puerto Peñasco.

Sin embargo, para que un módulo solar sea considerado como de origen nacional, Elie Villeda insiste en que se debe evaluar toda la cadena de valor. «Tienes que desarrollar toda la industria que viene detrás… poner plantas de refinación de silicio, hacer los lingotes, las obleas, las celdas», y no limitarse al ensamblaje.

En ese sentido, compara el enfoque de México con el de Estados Unidos, donde los incentivos están ligados al origen de componentes críticos. «Si nada más es ensamblaje, en Estados Unidos no te van a dar los incentivos de contenido nacional», ejemplifica sobre el modelo estadounidense.

«El CHIPS and Science Act de Estados Unidos tiene mayores incentivos para que cualquier empresa se vaya a poner en Estados Unidos ¿Porqué irías a poner en México una planta de semiconductores?», observa Villeda. Desde su perspectiva los esfuerzos locales en materia de semiconductores, que fue anticipado en febrero por las autoridades, podría ser aprovechado por centros de investigación más que para el fortalecimiento de una industria.

El aumento de aranceles al acero y aluminio por parte de Estados Unidos es otro tema en boga. El profesional advierte que esto también impacta directamente a México y que esa situación podría estar frenando anuncios oficiales de la presidencia relacionados al sector de semiconductores y metales, que podrían repercutir en el subsector eléctrico.

Actualmente, México cuenta con una capacidad de ensamblaje de entre 600 MW y 800 MW anuales, pero «todas las celdas justamente vienen de China», recalca Villeda. En su visión, una industria local para fotovoltaica difícilmente podrá competir si solo destina sus esfuerzos al mercado local. «Creo que le convendría mucho a México», sostiene, siempre y cuando se tenga acceso al mercado de Estados Unidos, que es «el más competitivo y el que te paga más, para que realmente sea factible poner una planta, no sé, de 1200 MW de celdas en México».

Durante la entrevista con Energía Estratégica, Villeda también abordó la falta de definiciones claras en torno al contenido nacional en el país. Mientras que en EE.UU. se evalúan subproductos como las celdas y el vidrio (este último con industria local consolidada en México), «si lo vas a englobar en una sola cosa», como el ensamblaje, se pierde el incentivo para el desarrollo de una cadena industrial completa.

Además del enfoque técnico y comercial, el profesional advierte sobre un punto clave: la energía ya disponible en el país. Una producción local de celdas requeriría más consumo eléctrico, lo cual podría presionar aún más la red. «Quieres incentivar con más manufactura, cuando no tienes la energía», plantea el profesional consultado.

En el marco de las reformas estructurales impulsadas por el Gobierno, a comienzos de junio se publicó en el Diario Oficial de la Federación un decreto para fomentar la inversión en la industria farmacéutica y en la investigación científica, lo cual genera interrogantes sobre posibles réplicas hacia otras industrias estratégicas, como lo pueden ser las energías limpias.

En este punto, Elie Villeda introduce una conexión importante: la reglamentación secundaria del sector energético también está en evolución. «Están terminando de desarrollar las reglas de mercado», explica, en relación a los cambios derivados de las reformas constitucionales que fortalecieron el rol de la CFE. Para el entrevistado, esto podría influir directamente en cómo se defina y aplique el contenido nacional en las futuras normativas del sector.

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Más renovables: La minería verde gana terreno en Perú

El modelo de minería en Perú está experimentando una reconversión estructural: a la lógica extractiva tradicional se suma ahora una visión de largo plazo, alineada con estándares ESG y demandas globales. Y con una cartera de exploración minera 84 proyectos, el país avanza hacia un esquema de desarrollo que combina rentabilidad con sostenibilidad.

“Tenemos una inversión de 1.039 millones de dólares y una enorme cantidad de empleos que tenemos y vamos a tener de manera directa o indirecta, junto a beneficios para la población que está alrededor de la minería. Yo creo que eso es lo que justamente trae en expectativa todos los proyectos de exploración minera, y el Perú eso no es ajeno a que la población en general pueda participar de los beneficios que trae el sector minero formal y seguro”, declaró Adriana Aurazo, vicepresidenta de Asuntos Ambientales, Sociales y de Sostenibilidad de Southern Peaks Mining (SPM).

El empleo minero en el Perú registró 238 mil trabajadores durante el 2024, logrando su cifra más alta históricamente. De acuerdo con datos del Instituto Peruano de Economía (IPE), el efecto multiplicador del empleo minero se tradujo en que de cada puesto de trabajo directo se generaron 8.2 puestos de trabajos indirectos, aumentando el impacto positivo en el país.

De allí, el Estado avanza en la promoción y difusión de inversiones en este sector productivo. Además de la cartera de exploración minera 2025 presentada por el Ministerio de Energía y Minas del Perú en marzo de este año, la nueva Cartera de Proyectos de Inversión Minera publicada a finales de abril, suma 67 iniciativas —33 green field y 34 brown field— con foco en cobre, oro, plata y zinc, con una fuerte concentración en el sur andino (45,5% del total de inversión).

En este escenario, el suministro eléctrico emerge como un componente estratégico de la operación minera. Según Adriana Aurazo, el desarrollo de infraestructura propia es clave para garantizar continuidad y autonomía operativa: “Lo que consumes tienes que aportarlo de una u otra manera”, afirmó durante una entrevista con Energía Estratégica. Casos como el de Cerro Verde, que tiene en Arequipa su sede de minería y está generando energía desde Piura en el norte del país, ilustran esta lógica de búsqueda energética.

Southern Peaks Mining (SPM) ya ejecuta esta transformación en terreno. Aurazo, subraya que en la Compañía Minera Condestable (CMC) operan con 100% energía renovable, e integra vehículos eléctricos en todos los niveles de operación, no sólo en la superficie del terreno sino también dentro de las minas.

Este tipo de decisiones responden a factores tanto operativos como estratégicos. Por un lado, la baja de costos de la solar fotovoltaica, baterías y vehículos cero emisiones ha abierto un nuevo abanico de oportunidades para las empresas en zonas remotas, donde la logística energética es más compleja.

La minería verde tiene que ir de la mano con energías renovables”, sostiene Aurazo. Pero advierte sobre una deuda pendiente: “Faltaría que estos certificados de energías renovables que dan las empresas de suministro energético, puedan también tener un respaldo en pequeña escala”, explica, anticipando que podrían haber avances en este sentido con algunas iniciativas que están promocionando desde el Ministerio del Ambiente.

Además del abastecimiento interno, algunas empresas extienden el beneficio a las comunidades cercanas, contribuyendo a la electrificación rural y fortaleciendo el vínculo social: “También se aporta con proyectos de electrificación, en algunos casos rural, para que nuestro consumo no sea en detrimento de la población y genere una falta de recursos energéticos”, remarcó la vicepresidenta de Asuntos Ambientales, Sociales y de Sostenibilidad de Southern Peaks Mining (SPM).

Una visión de largo plazo exigiría repensar la cadena de valor. Hoy, el 65% del PBI nacional vinculado al sector minero proviene de exportaciones de concentrados. Aurazo consideró clave avanzar en infraestructuras de alta capacidad, nodos de distribución y conexión, para las industrias locales con mercados para exportación.

“Si nosotros sacáramos productos terminados, tendríamos que pensar en una inversión también en la infraestructura”, observó, aclarando que aunque hay algunos esfuerzos como el puerto de Chancay o el nuevo aeropuerto, este sería un gran impedimento de crecimiento en la cadena de valor.

Por lo pronto, siguen avanzando en su compromiso con la sostenibilidad, adaptando por ejemplo los modelos de gestión de residuos. En ese sentido, Aurazo indicó que se está apostando por el relave seco o filtrado como una alternativa que reduce el impacto y libera superficie para plantas de procesamiento moderno: “Va a traer menos espacio para los desechos mineros y mayor espacio para la implementación de plantas más modernas”.

Pero un gran cuello de botella que sigue siendo un obstáculo para las empresas operativas en el mercado peruano serían los tiempos de tramitación para avanzar con nuevos proyectos o modernización de los existentes. “Nuestro mayor problema a la hora de implementar infraestructura y proyectos mineros, es el tiempo”, advirtió.

Según Aurazo, una mejora sustancial podría llegar en 2026 si prosperan los planes de digitalización e inteligencia artificial aplicados a los sistemas de licenciamiento. “Las autoridades están apostando por nuevas tecnologías, por innovación”, afirma, y considera que este cambio, así como el de una mayor incorporación de energías renovables en los procesos productivos, será clave para aumentar la competitividad del sector en los próximos años.

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Nueve empresas compiten en la licitación solar de 75 MW de UTE en Uruguay

La Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay recibió nueve ofertas en la licitación para el diseño, ingeniería, suministros, construcción, montaje, configuración, ensayos y puesta en marcha del parque solar Melo. 

ABCD Trading, Diesel Motors, Impacto Construcciones, Ingener, PowerChina, PRODIE, Tecnosud, Teyma y Ventus son las compañías que se postularon para llevar adelante el proyecto de 75 MW de potencia

Esto significa que UTE nuevamente recibió un mix de propuestas nacionales e internacionales para la central de generación renovable que se instalará en la localidad de Cerro Largo y que contempla ampliaciones a ejecutar en la estación transformadora Melo B. 

El parque tendrá una potencia instalada en paneles solares, debe tener al menos 85 MWp y máximo 100 MWp de potencia en condiciones STC. Mientras que la capacidad de los inversores deberá oscilar entre 78 MW y un máximo de 83 MW en corriente alterna en condiciones ST.

Esto significa que la suma de las potencias unitarias de los inversores, consideradas en dichas condiciones STC, debe ser igual o superior a 75 MW y como máximo de 80 MW.

Y cabe recordar que esta es la segunda convocatoria del primer módulo de 100 MW necesario a incorporar por año a partir del 2026 para abastecer la demanda en los próximos años, tras lo hecho a mediados del 2024 con la planta fotovoltaica Punta del Tigre (25 MW), en la que Teyma se consolidó como ganadora. 

¿Cómo sigue el proceso? 

Si bien aún no se revelaron los precios ofertados, la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas de Uruguay podrá disponer la adjudicación de la contratación, el rechazo de la totalidad de las ofertas presentadas o declarar desierta esta contratación sin que por ello incurra en responsabilidad alguna respecto del oferente u oferentes afectados por esta decisión, sin tener la obligación de comunicar los motivos de ella.

Pero en caso que UTE decida adjudicar la presente contratación, la adjudicación se realizará por el total de la oferta. A partir de la firma de la notificación del contrato la empresa ganadora tendrá un plazo máximo de 730 días corridos (2 años).

Mientras que las instalaciones deberán estar diseñadas para tener una vida útil de treinta años y el proyecto deberá tener con un porcentaje obligatorio de componente nacional, tanto en cuanto recursos humanos como bienes de capital. .

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ABSOLAR identifica más de 100 proyectos de hidrógeno de bajas emisiones y advierte sobre desafíos regulatorios en Brasil

Brasil da pasos importantes hacia la consolidación del hidrógeno de bajas emisiones como pilar de su estrategia energética, pero aún enfrenta obstáculos clave para estructurar un mercado robusto y competitivo. 

Según datos recopilados por la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), ya se identificaron 108 proyectos en el país,  lo que representa un volumen muy amplio para un mercado que está en auge en Brasil. 

“12 de esos proyectos ya están en operación, con una escala menor, que impulsarán el desarrollo del mercado, ya que la gran mayoría de proyectos en proceso todavía están en desarrollo y deben despegar en los próximos años”, afirmó Marília Rabassa, coordinadora del Grupo de Trabajo de Hidrógeno Verde de ABSOLAR. 

“El marco legal del hidrógeno verde representó un avance importante porque aporta mayor seguridad jurídica para los inversores”, agregó. 

La segunda ley de H2, aprobada en septiembre del año pasado, estableció directrices para la cadena de valor del hidrógeno de bajas emisiones, incluyendo criterios de certificación de origen e intensidad de carbono y el lanzamiento de un sistema nacional de certificación.

Este nuevo marco también reconoce al hidrógeno en la planificación energética nacional, lo que según Rabassa, es clave para orientar inversiones en transmisión, carga y generación eléctrica.

Uno de los avances recientes es la incorporación de las “obligaciones de infraestructura” como mecanismo de financiamiento competitivo, habilitado por la Ley N° 12.431/2011. Esta herramienta facilita el acceso al capital para proyectos de hidrógeno, especialmente si el incentivo recae en el comprador, lo que amplía el interés financiero en esta tecnología.

En paralelo, la legislación de H2 establece un esquema de créditos fiscales de hasta R$ 18.300.000.000 hasta el año 2032. Estos fondos podrán cubrir hasta el 100% de la diferencia de precio entre el hidrógeno de bajas emisiones y sus sustitutos fósiles.

A pesar del marco legal y los instrumentos anunciados, el desarrollo del mercado aún enfrenta lagunas regulatorias críticas. Rabassa advierte que todavía falta implementar normativas complementarias, entre ellas el proceso detallado de certificación, las reglas de acceso a infraestructura, los beneficios fiscales específicos y una definición clara de derechos e incentivos para los actores involucrados.

Además, la desconexión entre oferta y demanda representa un cuello de botella estructural. Esta falta de sincronización impide establecer contratos de largo plazo entre productores y consumidores, limitando la viabilidad comercial de los proyectos.

“Es necesario crear incentivos para el consumo de hidrógeno bajo en carbono”, remarcó la coordinadora de ABSOLAR, quien también llama a establecer instrumentos económicos efectivos para la fijación de precios.

Potencial exportador y visión de futuro

Brasil se posiciona como uno de los países con mayor proyección de LATAM para producir hidrógeno verde a escala global, de manera que ya hay más de R$ 441 mil millones en inversiones anunciadas, según estudios de ABSOLAR. 

“La perspectiva de crecimiento es acelerada, tanto para la demanda doméstica como para la exportación”, enfatizó la especialista, mirando al H2 como una herramienta estratégica para la descarbonización industrial y un futuro commodity de exportación.

Para explotar ese potencial, la especialista señala que es prioritario regular completamente los hitos legales del hidrógeno y del mercado de carbono, fortalecer la certificación y generar incentivos directos al consumo mediante subastas u otros mecanismos de fomento.

Finalmente, promover centros logísticos de exportación e importación y desarrollar una infraestructura dedicada a acuerdos bilaterales serán fundamentales para conectar la producción nacional con los mercados internacionales.

 

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PVBook: El catálogo digital fortalece su alcance global entre marcas y conecta a los actores clave del sector

En un escenario marcado por la expansión acelerada de las energías renovables, el PVBooK se afianza como una herramienta estratégica para el ecosistema solar. Fabricantes, distribuidores e integradores encuentran en esta plataforma un canal eficaz para acceder a información técnica detallada y posicionarse con precisión en un entorno competitivo, cambiante y cada vez más globalizado.

Desarrollado por Strategic Energy Corp, el PVBooK  actúa como un catálogo digital de referencia en el sector fotovoltaico. Reúne especificaciones técnicas actualizadas de módulos solares, inversores, sistemas de almacenamiento (baterías) y trackers, permitiendo la comparación entre productos y facilitando la toma de decisiones a lo largo de toda la cadena de valor. Su diseño dinámico e intuitivo, sumado a una estructura multilingüe y multiregional, lo convierte en una solución práctica y potente tanto para grandes corporaciones como para empresas que buscan expandir su presencia internacional.

La plataforma continúa robusteciéndose con nuevas adhesiones que enriquecen su propuesta de valor. En las últimas semanas, se confirmó la incorporación de Tecnovex, una empresa especializada en soluciones para el sector energético que aporta tecnología y experiencia al ecosistema del catálogo. Su participación no solo amplía la diversidad de productos y servicios disponibles, sino que también refuerza el rol de PV BOOK como punto de encuentro entre innovación tecnológica y necesidades del mercado.

Con esta incorporación, Tecnovex se suma a una red ya consolidada de compañías líderes que han elegido esta herramienta para aumentar su visibilidad global, como por caso Jinko Solar, Sungrow, Black & Veatch, APsystems, Gonvarri Solar Steel, GCL, Solstice Solar Power, Solis, Amara, S-5!, JA Solar, 8.2 Group, Huawei, Risen, Growatt, YPF Luz, Genneia, 360 Energy, RCT Power, PVH, Hellonext, Yingli Solar, Above, SAV Digital Power Technologies y ClouEss

La plataforma funciona como una vitrina técnica de alto impacto, donde las marcas pueden presentar su oferta de manera clara, estandarizada y comparativa. A través de esta estrategia, el PVBooK  facilita la conexión entre proveedores y tomadores de decisión —tales como EPCistas, distribuidores, ingenierías y grandes desarrolladores— que requieren acceso rápido y confiable a información técnica.

El contexto energético internacional respalda la relevancia de herramientas digitales como esta. Según datos recientes de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), la capacidad fotovoltaica global alcanzó 1419 GW en 2023, lo que representa un crecimiento del 32,2% respecto al año anterior, impulsado principalmente por nuevos proyectos en Asia, Europa y América Latina.

Mientras que las metas establecidas durante la COP28 —que apuntan a triplicar la capacidad instalada de energías renovables y alcanzar los 11 TW para 2030— imponen nuevos desafíos a la industria de cara al futuro. En ese marco, contar con plataformas como el PVBooK  se vuelve un diferencial: acceder a información técnica precisa y estandarizada en tiempo real puede marcar la diferencia entre liderar el cambio o quedar rezagado.

Más allá de la visibilidad que ofrece, el verdadero valor del PVBooK  radica en su calidad técnica y en la confianza que genera como fuente permanente de consulta dentro del sector.

En definitiva, el PVBooK consolida su lugar como puente entre la innovación tecnológica, las marcas líderes y quienes toman decisiones en el ecosistema solar global. Y al reunir en un solo espacio contenido técnico confiable y actualizado, la plataforma no solo promueve la transición energética, sino que lo hace desde una visión estratégica, colaborativa y global.

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Expectativas por la aprobación del reglamento de contrataciones para el mercado regulado en Perú

El sector eléctrico de Perú se encuentra a las puertas de un momento clave vinculado a la aprobación del nuevo reglamento de contrataciones para el mercado regulado basado en criterios de licitaciones. Esta propuesta, que se espera que pronto tenga luz verde, se perfila como un punto de inflexión para una mayor competencia y eficiencia.

Roberto Tamayo Pereyra, exdirector general de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas, considera que el contexto actual ofrece condiciones prometedoras para todas las tecnologías de generación eléctrica compitan en igualdad de condiciones.

Con experiencia directa en la gestión del subsector eléctrico, Roberto Tamayo observa que las futuras licitaciones bajo este nuevo reglamento tendrían un objetivo distinto al de las históricas subastas RER. “Esas subastas tenían el propósito de promocionar las tecnologías no convencionales… que para el año 2008 comenzaban a aparecer como con posibilidades de que en el futuro se vuelvan disruptivas”.

En cambio, el nuevo esquema apunta a fomentar competencia entre todas las tecnologías, mediante contratos de largo plazo que garanticen el suministro a los clientes regulados, similar a lo que ya está vigente pero con mayores oportunidades para la competencia.

“Este es un reglamento que va a posibilitar contratación o licitaciones de largo plazo que si bien ya existen se optimizarían. La ley 28832 en su momento formuló la posibilidad de efectuar licitaciones para el mercado regulado y situaciones que permitieron en principio tener un precio firme, tener la posibilidad de tener contratos a largo plazo y además que podía incentivar la incorporación de nueva inversión de cualquier tecnología, para poder garantizar o coadyuvar la garantía de poder suministrar al regulado por el periodo que digamos en la licitación se adjudicaran”, explicó Tamayo.

Y recordó: “Competían en este modelo de licitación todas las tecnologías, muchos agentes y además era en principio el darle predictibilidad regulatoria, es decir que se trató de darle menos discrecionalidad al regulador. Entonces todos apostaron por esas licitaciones”.

La norma vigente será derogada para dar paso a este nuevo reglamento que ya ha sido objeto de comentarios por parte de los generadores del mercado. “Ahora va a posibilitar contratación o licitaciones de largo plazo… con ciertos detalles, y ya los agentes han estado de alguna manera comentando esto nuevo que se viene”, señaló.

La aprobación del nuevo reglamento permitiría la implementación de licitaciones por bloques horarios, habilitando la posibilidad de ofertar energía separada de la potencia. “Eso es un preámbulo favorable, sobre todo para las solares”, afirmó Tamayo. Con este marco, tecnologías renovables variables podrán participar en condiciones más alineadas a su naturaleza intermitente, y potencialmente, asociarse a baterías para ofertar potencia firme o servicios complementarios.

Para este 2025, Osinergmin proyecta la incorporación de 734 MW de capacidad solar y 1021 MW de centrales eólicas. El desarrollo de estas fuentes, inicialmente incentivado por el Decreto Ley 1002 de 2008 y sus subastas RER, ha evolucionado hacia un escenario donde las energías renovables ya pueden competir en pie de igualdad con otras tecnologías.

«Dadas las condiciones de Perú de tener zonas donde la irradiancia y su ratio de kilovatio hora por metro cuadrado es impresionante, hay el interés por desarrollar más proyectos por ejemplo solares, y también tenemos en Perú las condiciones en algunos puntos focalizados de tener un magnífico viento», destacó.

Desde su visión, las modificaciones introducidas al marco legal y la futura aprobación del reglamento de contrataciones podrían marcar “un punto de inflexión para mayor competencia entre actores, entre tecnologías y que a lo mejor sea posible tener más renovables motivadas para poder estar pronto formando parte del SEIN”.

Como mensaje final, Tamayo subrayó los pilares que deberían orientar toda reforma del marco normativo: competencia y eficiencia. “En principio yo creo que en los mercados hay dos cosas importantes que tienen que siempre monitorearse: la mayor competencia y la eficiencia. Entonces todo marco normativo que se irrumpa o que sea novedoso para todos debe traer esta posibilidad”.

La expectativa está puesta en que este nuevo diseño regulatorio no solo permita la incorporación de más capacidad renovable, sino que también promueva nuevas formas de participación en el mercado, tales como el ingreso de agentes que ofrezcan servicios complementarios con baterías. Un cambio de reglas que, de ser bien implementado, puede transformar la dinámica de competencia y planificación en el mercado regulado peruano.

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Eólica, solar y repotenciación: RWE desembarca en FES Iberia 2025 con 750 MW operativos en España

Con una sólida trayectoria en el mercado español, RWE Renewables Iberia estará presente en FES Iberia 2025 con una hoja de ruta consolidada , que incluye inversiones en repotenciación eólica terrestre, nuevos proyectos solares y una huella renovable ampliada que ya supera los 750 megavatios (MW) .

La compañía se posiciona como uno de los principales desarrolladores y operadores de energías renovables del país , con activos distribuidos estratégicamente y un equipo local de alrededor de 200 profesionales involucrados en todas las etapas del ciclo del proyecto: desarrollo, construcción, operación y mantenimiento.

El repowering como motor de la eficiencia

Uno de los proyectos más destacados de RWE actualmente en marcha es la repotenciación del parque eólico de Muel , ubicado en Zaragoza. El proyecto implica el desmantelamiento de 27 aerogeneradores , cada uno con más de 25 años de antigüedad, y su sustitución por tres aerogeneradores modernos de 6,6 MW , lo que aumenta la capacidad instalada total del parque a 19,8 MW , frente a los 16,2 MW anteriores.

Está previsto que la construcción comience en la primavera de 2025 y concluya a finales de ese mismo año. Esta iniciativa, una de las primeras de este tipo en Aragón, se financia a través del Mecanismo de Recuperación y Resiliencia de la Unión Europea , en el marco del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia – NextGenerationEU . También se ha firmado un contrato de compraventa de energía (PPA) con un comprador no revelado.

El proyecto refleja una oportunidad más amplia: para 2030 , se estima que 10 GW del parque eólico español alcanzarán los 25 años de antigüedad , lo que creará las condiciones ideales para una repotenciación generalizada y ganancias de eficiencia significativas en todo el sector.

Cartera de proyectos diversificada y en crecimiento

La expansión de RWE en España está respaldada por una amplia cartera de activos eólicos y solares operativos , que incluyen instalaciones de larga data y recientemente lanzadas, así como contratos de energía a largo plazo.

Proyectos eólicos terrestres clave:

  • Aldehuelas (47,2 MW)

  • Juno (49,5 MW)

  • Urano (30,4 MW)

  • Luna (49,5 MW)

  • Lanternoso (24 MW)

  • Plana de Zaragoza (24 MW)

  • Rea Unificada (41 MW con PPA de 43,2 MW)

  • Grisel, Siglos, Acampo Armijo, Muel (repotenciación 2025), entre otros

Proyectos solares operativos:

  • Andasol 3 (49,9 MW)

  • Casa Valdés (44 MW con PPA)

  • Gazules 1 y 2 (92 MW), entrarán en operación en 2024

  • Puerta del Sol, Las Vaguadas

En total, RWE opera más de 750 MW de capacidad instalada en España, lo que supone una contribución significativa a los objetivos de generación de energía limpia y descarbonización del país.

Expansión europea: una huella renovable más amplia

Más allá de España, RWE se expande activamente en mercados europeos clave , como Alemania, Reino Unido, Países Bajos, Polonia e Italia. Actualmente, la compañía gestiona una cartera de energías renovables que supera los 20 gigavatios (GW) en todo el mundo. Entre sus activos más destacados se incluyen parques eólicos marinos en el Mar del Norte , plantas solares a gran escala en Italia y sistemas híbridos con almacenamiento en baterías en Alemania , lo que consolida la posición de RWE como uno de los principales productores de energía limpia del continente.

FES Iberia 2025: Una hoja de ruta compartida

La participación de RWE en el Foro de Estrategia Sostenible FES Iberia 2025 reafirma su compromiso con la transición energética en toda la región. El evento reunirá a líderes del sector, instituciones públicas y promotores de proyectos , con el objetivo de acelerar la transformación energética de la Península Ibérica.

Robert Navarro, Managing Director & CFO de RWE Renewables Iberia , representará a la compañía en el foro, presentando sus avances en repowering, la estrategia operativa en España y la contribución de RWE a los objetivos energéticos nacionales y europeos.

Redes y cooperación: acelerando la transición

Con más de 400 altos ejecutivos y la participación de importantes compañías energéticas de Europa y América Latina, FES Iberia 2025 se consolida como una plataforma clave para la construcción de alianzas .

El evento dará la bienvenida a representantes de actores renovables de primer nivel como EDP Renewables, Repsol, RWE, Galp, Jinko Solar, Grenergy, Cox Energy, Zelestra, Schletter, Sonnedix y Elmya , entre otros.

Este entorno de redes de alto nivel es conocido por lanzar nuevas asociaciones y proyectos que mejoran la cooperación regional en el sector de la energía limpia.

REVIVE FES IBERIA 2024 AQUÍ:

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Vuelve el fantasma del impuesto al sol en Panamá

En la actualidad, existen 158 MW de capacidad instalada en Panamá distribuidos entre 5,605 clientes que se acogen al Procedimiento de Autoconsumo con Fuentes Nuevas, Renovables y Limpias. Desde la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) insisten en fijar un porcentaje de penetración que determine el máximo de capacidad a instalar en este ámbito y revisar su regulación y fomento. Por lo que, el debate sobre el futuro de la generación distribuida en Panamá vuelve a encenderse.

La Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) expresó su preocupación por limitantes como estas que impiden un crecimiento orgánico y eficiente del rubro fotovoltaico en el segmento residencial, comercial e industrial en redes de distribución. Lo hicieron en una reunión llevada a cabo el pasado viernes 6 de junio en oficinas de la ASEP, donde también expusieron los interrogantes que surgen ante posibles modificaciones regulatorias que amenazan la continuidad del net metering.

Los cambios planteados forman parte de una consultoría contratada por ASEP al Grupo de Mercados Energéticos (GME). “Esto es un impuesto al sol. Lo es”, advirtió Juan Andrés Navarro, presidente de CAPES, en referencia a la propuesta en torno a reemplazar el actual esquema de net metering por uno de net billing.

El origen de dicha consultoría, que se remonta al año pasado y terminaría el 30 de junio de este 2025, fue evaluar el límite de penetración de energía solar en las redes, que inició en un 2% pero que de manera temporal se fue elevando a un 3% y un 4%. Sin embargo, desde la Cámara señalan que el proceso se ha desviado de su propósito original, lo cual genera preocupación. “Nosotros sentimos que están hablando de todo menos de eso. Se está prácticamente utilizando la excusa de que estamos debatiendo por el tema del límite, pero estamos cambiando todas las reglas del juego”, sostuvo Navarro en una entrevista con Energía Estratégica.

Desde CAPES comunican su rechazo técnico y legal a toda propuesta que imponga cargos a los usuarios de generación distribuida solar. Estas medidas, según indican, vulneran la Estrategia Nacional de Generación Distribuida, el principio de confianza legítima –dado que muchos usuarios invirtieron bajo ciertas reglas que ahora se pretenden modificar– y los compromisos internacionales de Panamá en transición energética y justicia climática.

Esto también fue expuesto por la Junta Directiva de CAPES y sus asesores técnicos en la reunión llevada a cabo con la Autoridad y de la que también participaron consultores del GME pero en modalidad remota. Esta instancia fue clave para reiterar las críticas del sector ante la falta de información sustantiva por parte del estudio.

“No hemos visto las datas de parte de ellos que nos diga que estos números que ellos están diciendo que concluyen hacen sentido”, reclama el titular de la Cámara. Además, enfatiza que no existen fundamentos claros que justifiquen la postura de que la generación distribuida acarrea costos adicionales al sistema.

En diálogo con este medio, Navarro destacó que el actual modelo de net metering ha permitido un crecimiento orgánico del sector, a pesar de las barreras existentes. En su opinión, modificarlo ahora sería contraproducente: “El sistema funciona. La energía que tú inyectas te la marca uno a uno y el mercado ha ido creciendo orgánicamente con todo y con las fronteras que hemos tenido que pasar”.

En paralelo, cuestiona la discrecionalidad en la aprobación de proyectos que puede surgir si se adopta el enfoque propuesto por GME. Según el documento preliminar, se contemplaría un tope general de hasta un 10% en casos excepcionales, bajo criterios aún no del todo transparentes.

“Eso sin duda es un peligro jurídico y un peligro para la industria”, afirmó Navarro. “Dejar las cosas a discrecionalidad y no a un regulador me parece que sería un grave error”, subrayó, recordando además que algunas distribuidoras participan activamente en la instalación de paneles solares a través de filiales, lo que podría derivar en conflictos de interés.

Como cambios necesarios más urgentes, el presidente de CAPES puso el foco en los obstáculos burocráticos que enfrenta hoy el mercado panameño. La tramitología actual, señaló, no distingue entre pequeños y grandes sistemas, lo que implica costos y tiempos excesivos incluso para instalaciones residenciales mínimas.

“Si alguien va a instalar un sistema de paneles solares de 1 solo panel, o si es una empresa que va a instalar 400 paneles, tiene que pasar prácticamente por los mismos niveles de burocracia”, describió. El proceso puede tomar entre 45 y 60 días en cada una de las instancias –Bomberos, Municipio y Distribuidora–, lo cual representa un freno para el dinamismo del sector.

Frente a este escenario, la Cámara propone medidas concretas: una evaluación técnica transparente, una mesa regulatoria multisectorial y normas proporcionales que no penalicen al prosumidor. A su vez, destacan la importancia de apoyar el crecimiento de la energía solar como herramienta de eficiencia energética.

“Lo que necesitamos y lo que queremos todos es que impulsen la instalación de energía solar”, enfatizó Navarro. Por eso, desde CAPES mantienen su expectativa sobre el accionar de las autoridades: “Confiamos en la asertividad de la ASEP en pro de los derechos de los panameños”. Y es que, no todo está dicho. Tras la presentación final de la consultora el próximo 30 de junio, se espera que se abra un espacio de consulta pública para considerar aspectos como los que el gremio solar plantea, antes de su aprobación e implementación.

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La nueva convocatoria del MATER de Argentina tiene más de 750 MW de capacidad adjudicable

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) de Argentina revela la capacidad remanente en las redes de transmisión para la vigente convocatoria del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). 

A pesar de la baja con respecto al pasado llamado, la convocatoria unificada del primer y segundo trimestre del 2025 cuenta con más de 750 MW disponibles a adjudicarse, aunque dependerá de la tecnología de los proyectos que se presenten. 

¿Cómo se desglosa esa capacidad? Según el Anexo III publicado en la web oficial de CAMMESA, la mayor parte se encuentra disponible bajo el mecanismo de asignación Referencial “A”, es decir, con posibilidad de hasta 8% de curtailment hasta que se ejecuten las obras de transmisión.

Dentro de ese mecanismo, la mayor cantidad de potencia asignable se ubica en la zona de Misiones – NEA – Litoral, por lo que capacidad adjudicable oscilará entre 752 MW y 952 MW, diferenciados de la siguiente manera:

  • Comahue: 96 MW
  • Patagonia – Provincia de Buenos Aires: 109 MW pero +200 MW si son proyectos fotovoltaicos
  • Centro – Cuyo – Noroeste Argentino (NOA): Sólo 72 MW si se tratan de proyectos eólicos 
  • Misiones – Noreste Argentino (NEA) – Litoral: 475 MW

Sin embargo, la principal merma se observa en el MATER Pleno (sin restricciones) ya que sólo se podría adjudicar con prioridad de despacho hasta 270 MW corredor integrado por Misiones – NEA – Litoral.

¿Qué sucede con el resto de las zonas? Nuevamente Comahue, provincia de Buenos Aires y la Patagonia (lugares con elevado factor de carga para parques eólicos), o bien el corredor  Centro – Cuyo – NOA (áreas con alta radiación solar) no poseen capacidad asignable para abastecer al mercado entre privados. 

Aunque cabe aclarar que la información mencionada para ambos mecanismos del MATER es bajo la limitación 6 [MW] del Anexo 3.2 de CAMMESA. Es decir que, el resto limitaciones y puntos de interconexión sí tienen más capacidad de transporte disponible, la mayoría en 132 kV. 

Los ganadores se conocerán al cierre del próximo mes

Los titulares de proyectos interesados en participar en la actualidad tendrán hasta el día lunes 30 de junio de 2025, inclusive, para presentar solicitudes de prioridad de despacho, mediante correo electrónico a la Gerencia de Atención Agentes – CAMMESA (agentes@cammesa.com.ar) con los formularios requeridos y con copia a la casilla consultasmater@cammesa.com.ar 

Mientras que el jueves 18 de julio, CAMMESA informará aquellos proyectos que requieran realizar un desempate por factor de mayoración respectiva (en caso que sea necesario por capacidad de transporte insuficiente), el cual se hará el jueves 24/7 y la asignación de la prioridad de despacho será el 29 de dicho mes.

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Black & Veatch destaca el rol clave de la ingeniería temprana para optimizar inversiones en proyectos de hidrógeno verde

Ángela Castillo, directora de Desarrollo de Negocios para LATAM de la Black & Veatch brindó una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, señala que integrar ingeniería temprana desde las primeras fases permite reducir riesgos, ajustar costos y mejorar la bancabilidad de los proyectos de H2V, en un contexto donde la certidumbre regulatoria y la escala adecuada son determinantes para atraer inversiones.

  • ¿Cuál es el estado actual de los proyectos de hidrógeno de Black & Veatch?

Somos una de las pocas empresas de ingeniería, procura y construcción (EPC) con experiencia práctica directa, derivada del diseño, estimación de costos y construcción de la primera ola de proyectos de hidrógeno verde. Ya sea en Asia, Reino Unido, Estados Unidos o Chile, los clientes confían en Black & Veatch para ayudar a guiar sus proyectos de primera generación desde las etapas de desarrollo hasta el financiamiento y la construcción. Contamos con más de 200 estudios de ingeniería conceptual (FEL) completados recientemente en todo el mundo y, hasta la fecha, tenemos 245 MW de proyectos de hidrógeno verde completados o en construcción. Por ejemplo, somos el proveedor EPC de Advanced Clean Energy Storage I (ACES I), un centro de hidrógeno verde que se encuentra en fase de puesta en marcha en Utah, Estados Unidos.

  • ¿Qué papel juega Chile en el plan de negocios de la empresa? ¿Hay metas previstas para 2025?

Chile es un centro importante para nuestro negocio en América Latina y hemos trabajado de forma continua en el país durante más de 30 años. Hemos colaborado estrechamente con el sector minero del país durante muchos años, especialmente proporcionando soluciones de tratamiento de agua y otras que mejoran la sostenibilidad y confiabilidad de sus operaciones. Más recientemente, estamos viendo un crecimiento al ayudar a los clientes a avanzar en la transición energética.

Nuestra amplia experiencia en toda la cadena de valor energética nos permite mejorar la resiliencia y confiabilidad de los servicios que brindamos. Por ejemplo, si un cliente enfrenta desafíos de intermitencia debido al aumento de la capacidad de generación de energía renovable, trabajamos con él para implementar soluciones de almacenamiento de energía en baterías, condensadores síncronos, o incluso abordar el desafío a largo plazo mediante la integración del hidrógeno verde, que con el tiempo también formará parte de esta matriz energética. Estamos muy enfocados en el cliente, en resolver sus necesidades de manera asequible y sostenible.

  • ¿Qué condiciones se necesitan para avanzar con el hidrógeno verde en Chile?

La claridad, el enfoque comercial y regulatorio son fundamentales. Producir hidrógeno verde como fuente de energía a gran escala, aprovechando energía limpia y renovable para dividir la molécula de agua mediante electrólisis, es un mercado nuevo, una industria nueva. Tanto la oferta como la demanda deben incentivarse simultáneamente, y es fundamental que los planes de desarrollo y los socios comprendan plenamente las realidades comerciales desde el inicio. Las preguntas más importantes están centradas en el cliente: ¿quién comprará el hidrógeno?, ¿a qué precio (y cómo mejorará la ecuación de costos a lo largo del tiempo de operación del activo) ?, ¿en qué volumen y cómo lo recibirán?

En particular, para ayudar a avanzar en el desarrollo en etapas tempranas, se requiere certeza regulatoria en los procesos de evaluación y permisos para estos proyectos, ya que actualmente este es uno de los principales cuellos de botella que enfrentan los desarrolladores. Sin reglas claras y procedimientos predecibles, es difícil avanzar con confianza en las etapas iniciales para diseñar instalaciones que generen hidrógeno verde de manera confiable y competitiva, lo cual es otro factor clave para atraer compradores e inversionistas.

  • ¿Qué desafíos y oportunidades enfrentan Chile y la región?

Sin duda, existe una gran oportunidad para que Chile aproveche sus recursos naturales y su ubicación estratégica como exportador para avanzar en el desarrollo del hidrógeno verde.

Sin embargo, los desafíos fundamentales que enfrenta el desarrollo del hidrógeno verde en Chile son universales. Producir hidrógeno verde como fuente de energía a gran escala está en sus primeras etapas y el sector está experimentando su primera ola de inversiones.

Los proyectos deben tener una escala adecuada y un nivel de complejidad equilibrado para atraer las inversiones necesarias. La economía detrás de los proyectos de hidrógeno verde debe abordarse claramente desde el principio para mejorar las posibilidades de que el proyecto avance. Demostrar la bancabilidad del modelo de negocio desbloquea la inversión.

Además, dada nuestra experiencia trabajando estrechamente con empresas mineras en Chile, somos particularmente conscientes de los desafíos relacionados con el agua. La selección del sitio comienza con consideraciones de demanda y compradores, pero el suministro de agua también es crucial. El agua es una materia prima clave en la producción de hidrógeno verde. Se requieren aproximadamente nueve litros de agua ultrapura para producir un kilogramo de hidrógeno, una proporción de 9:1.

  • ¿Qué importancia/ventajas tiene la ingeniería temprana en el desarrollo/continuidad de los proyectos? ¿Cómo impacta en la mitigación del riesgo de inversión o en los costos del proyecto?

El hidrógeno verde, desde el punto de vista industrial, aún está en sus primeras etapas y escalará y madurará con el tiempo. En términos simples, los proyectos de hidrógeno verde difieren enormemente de la construcción de una planta de energía a gas natural, por ejemplo. Black & Veatch ha participado en más de 80 gigavatios de plantas de energía a gas natural y podemos aprovechar esa experiencia para informar el desarrollo en las etapas iniciales de formación de proyectos.

Comparado con el hidrógeno verde, Black & Veatch es una de las pocas empresas EPC que ha participado en la construcción de instalaciones de hidrógeno verde a gran escala: hay muy pocos ejemplos en todo el mundo. Esto significa que los costos y riesgos deben mitigarse más cuidadosamente proyecto por proyecto, integrando la ingeniería temprana en todo el proceso. Una ingeniería bien desarrollada en etapas iniciales es clave para reducir incertidumbres y mejorar la viabilidad del proyecto. Hacer ajustes durante las fases iniciales es mucho más eficiente y menos costoso que hacerlo en etapas posteriores, donde los impactos pueden ser significativos e incluso poner en riesgo la continuidad del proyecto.

Además, la ingeniería temprana no debe ser excesivamente rígida, ya que debe permitir ajustes en respuesta a posibles cambios futuros en tecnología, regulaciones o condiciones del mercado. La flexibilidad en esta etapa es esencial para garantizar la resiliencia y sostenibilidad a largo plazo del proyecto.

  • ¿Cuáles son las perspectivas para 2025 y qué desarrollos podemos esperar de Black & Veatch?

Si tomamos perspectiva, el futuro energético de nuestro mundo depende de una amplia gama de fuentes de energía y materias primas diversificadas, del escalamiento de las energías renovables, del fortalecimiento del almacenamiento y del aumento de la estabilidad de la red. No hay un solo elemento que impulse estos objetivos, sino más bien todo el ecosistema de nuestra industria energética, y el hidrógeno verde puede desempeñar un papel importante como almacenamiento de energía sostenible y a largo plazo.

Nos enfocamos en trabajar en los proyectos adecuados que impulsen la economía del hidrógeno, independientemente de la tecnología. Nuestra experiencia radica en ayudar a inversionistas, desarrolladores y empresas de servicios públicos en Chile a tomar las decisiones de inversión correctas, las elecciones técnicas adecuadas y emplear los mejores modelos de entrega para avanzar en este camino.

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IEEE PES ISGT Latinoamérica 2025: Panamá será sede del evento clave sobre redes inteligentes y energías renovables

Del 16 al 19 de septiembre de 2025, Ciudad de Panamá será el epicentro regional de la innovación energética. En el Hotel Marriott Panamá se llevará a cabo el congreso IEEE PES ISGT Latinoamérica 2025, una cita estratégica para quienes lideran, regulan o investigan en el sistema eléctrico y su transformación digital.

Con el lema “Redefiniendo la energía: inteligente, renovable y conectada”, el evento se enfocará en el rediseño del sistema eléctrico bajo tres pilares: sostenibilidad, inteligencia y conectividad. Este enfoque refleja la acelerada evolución del sector energético, impulsada por tecnologías disruptivas, la expansión de las energías renovables y los nuevos desafíos regulatorios.

CONSULTAR POR EL REGISTRO

Durante el congreso, se abordarán temáticas críticas como la integración de renovables en redes eléctricas, almacenamiento de energía, infraestructura digitalizada y nuevas regulaciones para una transición segura y eficiente.

El evento es considerado un punto de encuentro clave entre industria, academia y reguladores, y se distingue por su capacidad de anticipar tendencias. La plataforma que ofrece el ISGT Latinoamérica permite el intercambio de ideas entre expertos del más alto nivel, así como la exposición de tecnologías emergentes y trabajos de investigación de vanguardia.

Un llamado a la investigación técnica

Ya se encuentra abierta la convocatoria para la presentación de artículos técnicos, con un cronograma estructurado en las siguientes fechas:

  • Apertura de la convocatoria: 21 de febrero de 2025
  • Fecha límite para el envío de artículos completos: 30 de junio de 2025
  • Notificación de aceptación: 1 de agosto de 2025
  • Entrega final de trabajos: 1 de septiembre de 2025

Los trabajos aceptados y expuestos durante el evento serán incluidos en las actas oficiales del congreso y enviados a IEEE Xplore, siempre que cumplan con los estándares de calidad y las políticas antiplagio establecidas por IEEE. Esto representa una oportunidad relevante para investigadores que busquen visibilidad y validación internacional.

Exposición comercial e innovación aplicada

Además del programa técnico, el ISGT Latinoamérica 2025 incluirá una exposición comercial donde empresas del sector energético presentarán sus desarrollos más recientes. Esta muestra promueve una interacción estratégica entre compañías tecnológicas, instituciones académicas y entidades regulatorias, reforzando el vínculo entre innovación aplicada y política energética.

Para más detalles sobre el programa, inscripciones y envío de artículos técnicos, los interesados pueden visitar el sitio oficial del evento: ieee-isgt-latam.org.

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Edgardo Volosin fue reelecto presidente de Adeera por tercer año consecutivo

La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) reeligió a Edgardo Volosin (Edenor) como presidente de la entidad, en el marco de la Asamblea General Ordinaria.

La decisión, respaldada por el voto unánime de los asociados, refleja la confianza en el trabajo realizado y el valor de sostener una mirada estratégica para afrontar los desafíos del sistema eléctrico nacional.

Volosin iniciará su tercer año al frente de Adeera, con una reconocida trayectoria en el ámbito de la distribución eléctrica y una activa participación en espacios técnicos. Bajo su liderazgo, la Asociación fortaleció su posicionamiento institucional y promovió el desarrollo tecnológico y el compromiso con una transición energética sostenible.

«Agradezco poder continuar en este camino junto a representantes de todo el país. El trabajo colaborativo y la búsqueda de consensos serán fundamentales para seguir impulsando soluciones que fortalezcan al sector», señaló el presidente reelecto.

Acompañarán la gestión los vicepresidentes Horacio Nadra (Edet), Juan Carlos Blanco (Edesur), Claudio Puértolas (Epec), Lisandro Peresutti (Epe) y Fernando Pini (Edes). Las secretarías estarán a cargo de Ariel Palumbo (Edemsa) e Hilario José Bistoletti (Secheep); mientras que Gustavo Piuma Justo (Edea) será prosecretario.

El equipo se completa con Mario Moya (Epen) como tesorero, Alberto Velarde (Apeba) como protesorero, y Jorge Alegre (Energía de Misiones) y Alfredo Aun (Dpec) como integrantes de la Comisión Revisora de Cuentas.

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PPAs, digitalización e inversión industrial: FES Iberia reunirá las claves para impulsar la demanda eléctrica

La demanda eléctrica en la España peninsular cayó un 0,8 % interanual en mayo , según el último informe mensual de Red Eléctrica de España. En términos brutos, la demanda eléctrica en España para mayo de 2025 se estima en 19.328 GWh, un 1 % inferior al nivel registrado en mayo de 2024. De enero a mayo de 2025 , la demanda eléctrica total alcanzó los 103.067 GWh , lo que supone un aumento del 0,8 % en comparación con el mismo periodo de 2024. Al ajustar los efectos del calendario y las fluctuaciones de temperatura, la demanda muestra un crecimiento más moderado, del 0,3 % .

En lugar de ver esta cifra con preocupación, los actores clave del sector energético proponen interpretarla como un punto de inflexión: una oportunidad para reimaginar el crecimiento y estimular la demanda mediante impulsores emergentes. FES Iberia 2025 se perfila como un foro estratégico para definir estas respuestas. La mesa redonda titulada «Impulso de la demanda y nuevas oportunidades: PPAs, centros de datos y políticas públicas» , programada para el 6 de junio, contará con la participación de líderes del sector, como Spain DC, AEGE y TotalEnergies . La sesión explorará maneras de estimular la demanda de forma estructural, sostenible y económicamente viable.

Centros de datos: la aceleración digital como motor del consumo eléctrico

El sector de los centros de datos se considera cada vez más un pilar fundamental para la generación de nueva demanda. Según Spain DC , la asociación nacional de centros de datos, la capacidad instalada asciende actualmente a 355 MW , pero se prevé que supere los 2.000 MW en cinco años , con una inversión estimada de 58.000 millones de euros para 2030.

Además de ampliar la infraestructura, Spain DC está impulsando iniciativas que se centran en la integración de energías renovables, la eficiencia operativa, el desarrollo de la fuerza laboral y la participación estratégica de las partes interesadas.

Begoña Villacís, directora ejecutiva de SPAINDC, representará a la asociación en FES Iberia , donde presentará el papel del sector en el apoyo a la transformación digital de España y el anclaje de la nueva demanda eléctrica en el proceso.

AEGE: La demanda industrial exige previsibilidad regulatoria

El sector industrial electrointensivo español sigue siendo un pilar del consumo eléctrico nacional. La Asociación de Grandes Consumidores de Energía (AEGE) representa a 30 empresas que operan 89 centrales , que representan el 7 % de la demanda eléctrica total del país.

AEGE pide condiciones regulatorias que posibiliten acuerdos de compra de energía competitivos, contratos de electricidad estables y previsibilidad de costos a largo plazo , todos ellos cruciales para la descarbonización industrial y la competitividad.

Pedro González, Director General de AEGE , intervendrá en FES Iberia, donde se espera que presente propuestas para alinear los instrumentos del mercado energético con las necesidades de las industrias intensivas en energía y facilitar nuevos consumos alineados con el suministro renovable.

TotalEnergies: infraestructura renovable orientada a la demanda futura

En cuanto a la oferta, TotalEnergies está implementando una sólida estrategia para adaptarse a la evolución futura de la demanda. La compañía ya opera más de 1.000 MW de energía solar fotovoltaica en España y está desarrollando más de 4 GW de capacidad adicional en Andalucía, Castilla-La Mancha, Aragón y Madrid.

Uno de sus proyectos estrella es la planta solar Guillena de 263 MW en Sevilla , actualmente la mayor instalación de este tipo operada por TotalEnergies en Europa. Se prevé que genere 515 GWh anuales, cubriendo las necesidades eléctricas de unos 150.000 hogares.

Gonzalo Barba, director general de TotalEnergies en España, presentará en FES Iberia la hoja de ruta de la compañía, destacando cómo se pueden implementar sistemas de generación, almacenamiento e híbridos para respaldar la expansión de la demanda de fuentes industriales y digitales.

Sinergia para reactivar la demanda

Existe un amplio consenso entre estos actores: la reactivación de la demanda eléctrica requiere un enfoque multisectorial. Si bien los centros de datos representan un consumo digital en rápido crecimiento, las empresas industriales buscan previsibilidad de precios a largo plazo mediante contratos de compra de energía (PPA), y los desarrolladores de energías renovables como TotalEnergies invierten en infraestructura escalable y limpia.

FES Iberia 2025 servirá como plataforma para alinear estrategias, intercambiar experiencias e influir en las políticas públicas. Lo que parece una caída a corto plazo de la demanda podría, de hecho, marcar el inicio de un nuevo ciclo, si el ecosistema responde con coordinación, inversión y visión a largo plazo.

De hecho, FES Iberia se ha convertido en la plataforma de networking más influyente del sector de las energías renovables en Iberoamérica. Cada edición promueve reuniones de alto nivel y diálogos estratégicos que facilitan la colaboración y definen nuevas hojas de ruta para el desarrollo de proyectos.

En 2025, la cumbre volverá a reunir a toda la cadena de valor del sector de las energías limpias de España y Latinoamérica, en un entorno diseñado para facilitar acuerdos viables e impulsar la transición energética.

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Expertos del sector analizarán el futuro de la energía solar en un webinar clave para LATAM

El próximo jueves 12 de junio, la industria solar de América Latina tendrá una cita ineludible con la innovación. Energía Estratégica Latinoamérica, medio especializado en renovables de Strategic Energy Corp, organizará un webinar titulado “Innovación tecnológica de la fotovoltaica”, donde se abordarán los principales desafíos, avances y oportunidades del sector solar en la región.

El evento comenzará a las 9:00 horas en Colombia (11:00 en Argentina) y será de acceso gratuito, con transmisión en vivo para toda la audiencia interesada en las últimas tendencias del mercado solar. Se espera la participación de destacados referentes empresariales y técnicos, quienes aportarán una visión integral sobre el presente y el futuro de la energía fotovoltaica en América Latina, en un contexto de acelerada transición energética.

🗓️ 12 de junio – 8 h México | 9 h Colombia, Panamá | 10 h Chile | 11 h Argentina, Uruguay
🔗 Formulario de inscripción

El seminario se desarrollará en dos bloques temáticos. El primero, titulado “Enfoque regional: Dinámicas de crecimiento y oportunidades en los mercados de Latinoamérica”, pondrá el foco en la evolución de los marcos regulatorios, las oportunidades de expansión, los mecanismos de financiamiento disponibles y las diferencias entre mercados clave como México, Brasil, Colombia, Chile y Argentina.

Participarán en este panel Gabriel Bustos, regional sales manager de Haitai Solar; Jorge Ospina, service and product manager en Colombia de Solis; Ángela Castillo, directora de desarrollo de negocios de Black and Veatch; y Néstor Omar Cereijo, socio responsable para Argentina de 8.2 Group. Los especialistas debatirán sobre el impacto que tienen las licitaciones públicas, los contratos privados (PPAs) y las políticas gubernamentales sobre el crecimiento del sector, así como el grado de madurez de los distintos segmentos del mercado, como los proyectos a gran escala (utility scale) y el sector comercial e industrial (C&I).

Además, se profundizará en las barreras y motores del financiamiento en el actual entorno macroeconómico, un aspecto crucial para garantizar la viabilidad y continuidad de nuevos desarrollos solares en una región caracterizada por sus contrastes económicos y regulatorios.

El segundo bloque, denominado “Innovación tecnológica: ¿Qué demandan los mercados solares y hacia dónde evolucionan las soluciones fotovoltaicas?”, abordará el avance de nuevas tecnologías aplicadas al diseño y operación de sistemas solares. En este segmento participarán Lucas Estrada, presidente de EPSE San Juan; Victor Soares, líder del equipo técnico de JA Solar para Latinoamérica; Javier Losada, gerente de desarrollo de negocios para Estados Unidos y LATAM de Gonvarri Solar Steel; y Juan Pablo Alagia, gerente de desarrollo de proyectos y tecnología en 360Energy.

🗓️ 12 de junio – 8 h México | 9 h Colombia, Panamá | 10 h Chile | 11 h Argentina, Uruguay
🔗 Formulario de inscripción

Los panelistas analizarán cómo las innovaciones en módulos fotovoltaicos, la mejora de las estructuras de soporte y la adopción de soluciones híbridas están redefiniendo el desempeño de los proyectos. También se discutirá la creciente digitalización de las operaciones y el mantenimiento (O&M), la automatización de procesos para mejorar la eficiencia y reducir costos, así como el uso de datos en tiempo real para la toma de decisiones estratégicas.

Este segundo panel también explorará la intersección entre innovación tecnológica y modelos de negocio, destacando cómo las nuevas soluciones permiten una mayor integración de proyectos de generación distribuida con grandes sistemas de generación, impulsando un ecosistema más flexible y resiliente.

El webinar se presenta como una instancia clave para acceder a información estratégica, conocer de primera mano la visión de actores influyentes en la región y establecer vínculos con empresas líderes del sector energético. En un momento en que América Latina busca acelerar su transición hacia fuentes renovables, este tipo de espacios de diálogo se consolidan como plataformas fundamentales para articular esfuerzos, compartir experiencias y construir una hoja de ruta común para el desarrollo sostenible de la energía solar.

🗓️ 12 de junio – 8 h México | 9 h Colombia, Panamá | 10 h Chile | 11 h Argentina, Uruguay
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Fe Energy eleva estándares de gestión de la energía con miras a una mayor penetración renovable

Fe Energy avanza en su estrategia de expansión en Centroamérica y el Caribe con una visión clara: apostar por tecnologías más eficientes, modelos de hibridación y un desarrollo de proyectos social y ambientalmente responsable con un compromiso de largo plazo con los territorios involucrados.

“Estamos muy presentes tanto en México como en República Dominicana y otros mercados LATAM, la verdad es que estamos muy satisfechos viendo cómo avanza el desarrollo y las oportunidades que se están generando”, afirmó Alberto García Feijo, CEO y fundador de Fe Energy.

En una entrevista audiovisual realizada en el marco de Future Energy Summit (FES), el referente empresario señaló que además de los mercados en los que ya operan, la empresa observa con especial interés en la zona a Guatemala, Puerto Rico y Panamá.

“En general, yo puedo decir que en toda la región el potencial es tremendo”, aseguró. No obstante, advirtió que para avanzar hacia una mayor participación de renovables en la matriz energética, aún es necesario mejorar el marco regulatorio.

Uno de los desafíos recurrentes en los países e islas del Caribe es la limitada disponibilidad de terrenos. Ante este escenario, Fe Energy propone enfoques técnicos y ambientales más refinados.

“Más importante que la cantidad es la calidad de los proyectos”, explicó García Feijo. Subrayó que la evolución tecnológica ha permitido viabilizar proyectos localizados en sitios que antes eran descartados: “La tecnología nos está ayudando mucho a poder llegar a proyectos donde hace unos años era inviable”.

Consultado sobre el potencial de tecnologías emergentes como la agrovoltaica o la eólica offshore, García Feeijo opinó que, si bien hoy no son aún plenamente competitivas en la región, sí “tienen un potencial muy importante”. En el caso de la eólica marina, apuntó que “el potencial es enorme”, aunque reconoció que los retos climáticos deben ser considerados en los diseños.

A mitad de la entrevista, el CEO de Fe Energy se refirió también al papel creciente del almacenamiento. “La capacidad que tengamos de gestión de la energía es muy importante y cada vez está más en boga….”, subrayó.

Según el empresario, más que imponer obligaciones, se debe incentivar la implementación de tecnologías como las baterías y fomentar la hibridación. “La conjunción de la eólica, la solar y la hibridación con baterías son las que nos van a permitir y ya están demostrando que podemos tener una capacidad de gestión en la red como fuentes de energías renovables”.

También remarcó la importancia del relacionamiento comunitario desde las etapas iniciales del desarrollo. “Tenemos que estar más responsabilizados con el uso razonable de los recursos y de los territorios”, dijo. Y agregó: “Eso también tiene que ver con un buen relacionamiento en cada una de las zonas en las que estamos implementados”.

Finalmente, al ser consultado sobre el reciente apagón ocurrido en España, García Feijo destacó que aunque es importante esperar a tener los resultados de los análisis para conocer la causa que lo provocó y que confía que todo se pueda aclarar, debe aprovecharse para aprovechar las lecciones aprendidas. En todo caso, estas situaciones deben servir para reflexionar sobre cómo abordar la transición energética y buscar la resiliencia de los sistemas eléctricos con mayor hibridación de eólica y solar con o sin baterías.

“Tan importante es conseguir generación renovable sin emisiones y competitivo, como un sistema confiable y seguro”, sostuvo. En ese sentido, celebró las buenas prácticas que algunos países del Caribe están adoptando en materia de planificación y seguridad energética. “Hay muchas islas autoenergéticas que están llegando a un nivel de seguridad […] incluso un referente a nivel mundial”, concluyó.

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México abre ventanilla de energía y sitio del nuevo regulador

La Secretaría de Energía (SENER) presentó un avance importante en su estrategia de modernización: la entrada en operación de dos herramientas digitales clave para stakeholders del mercado eléctrico mexicano. Por un lado, se trata del sitio web oficial de la recién instaurada Comisión Nacional de Energía (CNE), nueva entidad reguladora, y, por otro, la Ventanilla de Energía, un portal diseñado para concentrar los trámites del sector bajo un esquema más claro y eficiente.

La CNE inicia sus funciones con una normalización completa de expedientes y procedimientos que habían quedado pendientes bajo la extinta Comisión Reguladora de Energía (CRE). De acuerdo con el Acuerdo publicado en el Diario Oficial de la Federación el 5 de junio de 2025, los trámites en curso deberán ser ratificados por los solicitantes para poder continuar ante la CNE, manteniendo las formalidades y excepciones previstas. Esta ratificación evita interrupciones en proyectos cruciales y asegura la continuidad legal y operativa.

En paralelo, la Ventanilla de Energía de la SENER se posiciona como un centro digital único donde los usuarios pueden acceder a información completa sobre cada trámite: requisitos, etapas, costos, tiempos estimados y oficinas responsables. Además, incluye un micrositio que publica los avances en la simplificación de procedimientos, calendarios actualizados y herramientas de apoyo, lo cual promete reducir la carga administrativa y los tiempos de respuesta.

Otro de los objetivos declarados en anuncios oficiales es transparentar los canales de comunicación. La plataforma no solo identifica a las unidades administrativas encargadas de cada gestión, sino que también brinda contactos oficiales, lo que facilita la resolución de dudas y mejora el acompañamiento al usuario. De esta forma, el gobierno federal busca brindar una atención más cercana, clara y eficaz a las empresas y a la ciudadanía.

El despliegue de estas herramientas se inscribe en el marco del sexenio de Claudia Sheinbaum Pardo, durante el cual la SENER, bajo la dirección de Luz Elena González Escobar, ha impulsado una agenda digital que prioriza la eficiencia institucional. Con la creación de la Ventanilla de Energía, se da un paso firme hacia la modernización de la gestión pública, alineada con objetivos de soberanía energética y fortalecimiento del Estado regulado.

Especialistas del sector han comentado que, tras la reforma energética reciente, era indispensable consolidar un marco institucional robusto que permita dar certidumbre a inversionistas y actores privados. Al conjugar una nueva autoridad reguladora con un portal unificado de trámites, la SENER busca enviar una señal de estabilidad jurídica y operativa, clave para proyectos de largo plazo en hidrocarburos, electricidad, energías renovables y geotermia.

Asimismo, la nueva Ventanilla de Energía impulsa la simplificación administrativa: los avances allí publicados incluyen detalles sobre reformas a trámites, posibles eliminaciones y reducciones de requisitos. Esta estrategia básica promueve un sistema más ágil y menos burocrático, con plazos definidos y etapas desglosadas que permiten al usuario trazar su ruta de gestión de manera anticipada .

Un elemento importante del anuncio es la convocatoria a los usuarios que tenían expedientes abiertos ante la anterior CRE. SENER pidió ratificarlos en tiempo y forma para que estos fueran migrados sin fricciones a la CNE. De no hacerlo, los trámites podrían quedar en estado de indefinición legal, lo cual sería un revés para quienes invierten en el sector.

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Pampetrol relanzó la licitación para construir parque solar de 15 MW en General Pico

La empresa estatal Pampetrol SAPEM oficializó el relanzamiento de la licitación para la construcción de un parque solar fotovoltaico de 15 MW en General Pico, un proyecto central en la estrategia energética de la provincia de La Pampa. 

La convocatoria permanecerá abierta hasta el 25 de agosto, fecha en que se realizará la apertura de ofertas. Mientras que el dictamen del directorio se conocerá el 5 de septiembre del presente año.

Este es el segundo llamado para este proyecto tras lo hecho durante el segundo semestre del 2024. En esta oportunidad, la licitación contará con diversos cambios respecto a la convocatoria del 2024, respondiendo a un proceso de crecimiento y modificaciones en el pliego con el foco en maximizar la viabilidad del parque. 

“El primer llamado nos permitió poner a prueba un modelo innovador de asociación público-privada en un contexto nacional desafiantes. El interés que generó fue muy alentador ya que se trató de un esquema novedoso que busca estabilizar variables en momentos de mucha incertidumbre. Eso nos demostró que hay un sector privado dispuesto a acompañar este tipo de proyectos”, sostuvo Matías Toso, secretario de Energía y Minería de La Pampa, en diálogo con Energía Estratégica. 

Y cabe recordar que se prevé un modelo de Unión Transitoria entre la empresa adjudicada y Pampetrol, con participación del 20% por parte de esta última que apunta a consolidar un esquema de desarrollo conjunto, con impacto local y visión de largo plazo.

“El primer proceso licitatorio fue muy valioso como experiencia. Si bien la única oferta no cumplía con los requisitos técnicos y administrativos exigidos por el pliego, nos permitió detectar aspectos a mejorar. Por eso, este nuevo llamado incorpora ajustes claves que apuntan a ofrecer mayores beneficios a los inversores, sin resignar el objetivo central: generar energía renovable, a precios competitivos y posicionar a La Pampa como una provincia pionera en proyectos sostenibles”, agregó María Roveda, presidenta de Pampetrol SAPEM. 

Desde Pampetrol destacan que el relanzamiento implica un aprendizaje institucional, que refleja la madurez de Pampetrol y la firme decisión del gobierno provincial de consolidar un camino propio en materia energética. 

La propuesta incorpora herramientas concretas para mitigar el riesgo y brindar estabilidad a los inversores, entre ellos un período de precio fijo inicial y un mecanismo de estabilización con pisos y techos, que amortigua la volatilidad del Mercado Eléctrico Mayorista. Además, el contrato se extiende a 20 años, lo que mejora las condiciones de amortización y otorga un horizonte más largo a la inversión.

“El proyecto se emplaza en un predio de 100 hectáreas cedido por el Gobierno provincial y se orienta a abastecer de energía “de La Pampa y para La Pampa. La etapa inicial de 15 MW permitirá abastecer a más de 9.000 hogares, y en una segunda etapa, planeamos ampliar a 50 MW para llegar a más de 30.000 familias locales”, informó Roveda. 

Este parque fotovoltaico no representa una acción aislada. Forma parte de una política pública sostenida con impacto territorial. En este marco, la provincia ya ha puesto en funcionamiento el parque solar de Victorica “ANTÜ MAMÜLL” y actualmente construye una nueva estación transformadora de 132/33/13,2 kV en General Pico, con una inversión superior a los 32 mil millones de pesos. 

“Esta obra no solo mejora la calidad del servicio eléctrico en la región norte, sino que viabiliza la generación renovable proyectada y garantiza el abastecimiento de nuevas industrias. Aspiramos a que a mediano y largo plazo La Pampa no solo genere la energía que necesita para su desarrollo, sino que aporte una cuota destacada al Mercado Eléctrico Nacional”, remarcó Toso. 

Un mensaje claro al sector privado

Pampetrol busca atraer oferentes que compartan la visión de largo plazo del Gobierno provincial, a fin de dejar capacidad instalada, construir alianzas y oportunidades para las generaciones presentes y futuras. 

“La energía en La Pampa es política de Estado. Diseñamos mecanismos que otorgan previsibilidad, promueven la inversión de largo plazo y priorizan proyectos con impacto real. “Estamos convencidos de que cuando se piensa con visión de futuro, la transición energética se transforma en un motor de transformación social y productiva”, coincidieron los funcionarios.

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Solis celebra su 20° aniversario con lanzamientos revolucionarios en SNEC 2025

Solis, líder mundial en tecnología de inversores fotovoltaicos y soluciones de almacenamiento de energía, celebrará su 20° aniversario con una destacada participación en SNEC 2025 (del 11 al 13 de junio), donde presentará innovaciones de vanguardia, incluyendo el nuevo inversor híbrido mural de 125kW.

Dos décadas de innovación, un futuro de crecimiento

Fundada en 2005 en Ningbo, China, Solis ha evolucionado de ser una startup pionera a convertirse en una de las marcas de inversores más confiables del mundo, con más de 100GW de productos enviados a más de 100 países y regiones. Bajo el liderazgo continuo de su fundador, Yiming Wang, la empresa sigue marcando el rumbo en tecnología solar y de almacenamiento, facilitando la transición hacia la energía limpia en hogares, negocios y servicios públicos.

Nuevos inversores híbridos C&I con funcionalidad 4 en 1: el poder reinventado

Con su debut en China durante SNEC, la serie S6-EH3P(75–125)K10-NV-YD-H establece un nuevo estándar en almacenamiento de energía para aplicaciones comerciales, destacándose por su flexibilidad y rendimiento excepcionales. Este inversor híbrido integra funciones 4 en 1 —FV, batería, red eléctrica y generador— simplificando la gestión energética y maximizando el retorno de inversión, tanto en aplicaciones conectadas como aisladas de la red.

Características clave en aplicaciones conectadas a la red:

  • Corriente de entrada FV máxima de 21A, potencia FV aprovechable hasta el 200% de la potencia nominal del inversor.
  • Compatible con módulos de batería de 100 a 314Ah.
  • Carga rápida con corriente de batería de hasta 200A.
  • Conexión flexible mediante acoplamiento DC y AC simultáneo.
  • Puertos de batería duales independientes para integración de baterías mixtas.

Características clave en aplicaciones fuera de la red:

  • Capacidad de sobrecarga del 160% para mayor resistencia ante picos de demanda.
  • Operación en paralelo de hasta 10 unidades (recomendado 6+ con gabinete de distribución Solis).
  • Configuraciones de batería personalizables y respaldo robusto garantizado.
  • Priorización inteligente de cargas con soporte extendido para cargas críticas.
  • Transición sin interrupciones entre modos on-grid y off-grid en menos de 10 ms.

SolisCloud AI – Asistente inteligente para gestión energética

Presentado por primera vez en SNEC 2025, SolisCloud AI representa una evolución significativa de la plataforma original de gestión energética de Solis. Con automatización inteligente y análisis avanzados, convierte los datos en decisiones estratégicas para optimizar el rendimiento, reducir costos y mejorar la toma de decisiones en tiempo real.

Esta versión mejorada con inteligencia artificial mantiene las fortalezas del SolisCloud original, incorporando además capacidades nuevas para usuarios residenciales, instaladores y profesionales del sector energético.

Principales ventajas:

  • Gestión horaria inteligente (TOU) impulsada por IA
    Ajuste automático de carga y descarga basado en precios de electricidad en tiempo real y pronósticos meteorológicos — maximizando ahorros sin intervención manual.
  • Integración EMS fluida y compatibilidad con terceros
    Cumplimiento total con estándares modernos de red y ecosistemas energéticos, permitiendo un control automatizado, cumplimiento normativo simple e integración flexible con otros sistemas.

Un ecosistema energético completo para todas las aplicaciones

“Al celebrar este hito de 20 años, nuestro enfoque sigue siendo dar forma al futuro de la energía renovable”, comentó Yiming Wang, presidente de Solis. “Nuestro crecimiento ha sido posible gracias a la confianza de nuestros clientes, socios y a un equipo comprometido. En SNEC 2025, nos enorgullece presentar innovaciones que impulsarán la próxima década del desarrollo solar y del almacenamiento», agregó. 

Además, Solis invita a profesionales del sector, medios de comunicación y entusiastas de las energías renovables a conocer de cerca estos 20 años de innovación:

  • Fechas: 11 al 13 de junio de 2025
  • Ubicación: Hall 5.1H, Stand E680, Centro Nacional de Exposiciones y Convenciones, Shanghái

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ENGIE pone en marcha un nuevo proyecto BESS a gran escala en Chile

El primer semestre de 2025 ha sido un año de avances para ENGIE Chile en su plan de transformación. En febrero puso en marcha BESS Tamaya y en marzo fue el turno del Parque Eólico Kallpa. Ahora se suma un nuevo hito más al anunciar que el 19 de mayo el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) autorizó el inicio de la operación comercial de BESS Capricornio.

Emplazado en la comuna de Antofagasta, este parque de almacenamiento de energía en base a baterías, que cuenta con una capacidad instalada de 48 MW/264 MWh, almacena la energía generada por el sol, y capturada por la Planta Solar Capricornio, durante 5 horas a través de 96 contenedores.   

Lo anterior equivale a suministrar energía limpia a 11.500 hogares del país y evita emitir al año 25.833 toneladas de CO2. Si se ejemplifica con nuestro parque automotriz, significa retirar de circulación a 8.800 vehículos aprox. de combustión convencional.

Juan Villavicencio, Managing Director Renewables and Batteries de ENGIE Chile, celebró este nuevo logro para la compañía en su plan de transformación: “Estamos orgullosos de seguir contribuyendo para tener un futuro cada vez más sostenible. BESS Capricornio es el tercer sitio que ponemos en operación durante 2025, una pieza fundamental para concretar nuestra ambición a 2027 que es contar con 3,5 GW de capacidad instalada, de los cuales más de un 60% sea de energía renovable y almacenamiento”. 

Además, el ejecutivo agregó la importancia que han tomado los sistemas de almacenamiento de energía en base a baterías para avanzar en la transición energética. “Este tipo de solución permite una mayor penetración de proyectos de generación de energía renovable y entrega mayor flexibilidad al sistema eléctrico. Por lo mismo, como ENGIE Group ya contamos con 5 GW de capacidad de almacenamiento en operación y construcción a nivel mundial”, señaló. 

BESS Capricornio, que contó con una inversión de US$ 73 millones, es el cuarto sitio en operación con este tipo de tecnología que cuenta la compañía en el país; sumando 263 MW de capacidad instalada en almacenamiento. 

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Ola renovable en Perú: los proyectos y empresas que lideran el crecimiento eólico y solar al 2030

El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) anticipa que este lustro el mercado peruano dará un salto en la interconexión de Centrales de Generación Renovable No Convencional (CGNC) que incluyen la energía eólica, solar y bioenergías.

La cifra asciende a 22.995,7 MW distribuidos entre 103 CGNC con Estudios de Pre Operatividad (EPOs) aprobados por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES).

En este escenario, Future Energy Summit (FES) organiza su primer encuentro para el sector de las energías renovables que promete reunir a cientos de ejecutivos y representantes del sector publico, el próximo 29 de septiembre en Lima (ver más).

El interés por el mercado asciende. Entre los 103 proyectos, 15 de tecnología eólica y solar ya cuentan con Concesión Definitiva de Generación otorgado por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) y se encaminan a sumar 2,9 GW entre 2025 y 2030.

En detalle, se trata de 12 proyectos de tecnología solar fotovoltaica que en conjunto aportarán 2.328 MW de capacidad instalada y 3 de eólica que adicionarán 620,3 MW, según reporta la Unidad de Supervisión de Inversión en Electricidad de Osinergmin, valiéndose de datos hasta el 30 de abril del 2025.

ITEM
PROYECTO
TECNOLOGÍA
CONCESIONARIA
RESOLUCIÓN
POTENCIA (MW)
1
CARAVELÍ
EÓLICA
IBEREÓLICA CARAVELÍ S.A.C. 
R.M. N° 014-2022-MINEM/DM (15.01.2022)
219,6
2
GUARANGO
EÓLICA
SL ENERGY S.A.C.
R.M. N° 215-2024-MINEM/DM (31.05.2024)
330
3
EMMA
EÓLICA
GR BAYOVAR S.A.C. (STATKRAFT)
R.M. N° 160-2025-MINEM/DM (01.05.2025)
72
4
CONTINUA CHACHANI
SOLAR
CSF CONTINUA CHACHANI S.A.C. (CONTINUA ENERGÍAS POSITIVAS)
R.M. N° 030-2020-MINEM/DM (12.02.2020)
100
5
CONTINUA MISTI
SOLAR
CSF CONTINUA MISTI S.A.C. (CONTINUA ENERGÍAS POSITIVAS)
R.M. N° 052-2020-MINEM/DM (01.03.2020)
300
6
CONTINUA PICHU PICHU
SOLAR
CSF CONTINUA PICHU PICHU S.A.C. (CONTINUA ENERGÍAS POSITIVAS)
R.M. N° 029-2020-MINEM/DM (12.02.2020) 
60
7
C.S. SAN MARTIN SOLAR
SOLAR
JOYA SOLAR S.A.C.
R.M. N° 327-2022-MINEM/DM (13.09.2022)
252,4
8
C.S.F. ILLA
SOLAR
ENERGÍA RENOVABLE LA JOYA S.A.
R.M. N° 339-2022-MINEM/DM (15.09.2022)
385
9
C.S.F. SOLIMANA 
SOLAR
ECORER S.A.C
R.M. N° 400-2022-MINEM/DM (17.11.2022)
250
10
C.S.F. SUNNY
SOLAR
KALLPA GENERACIÓN S.A.
R.M. N° 054-2023-MINEM/DM (22.02.2023)
204
11
C.S.F. HANAQPAMPA
SOLAR
ENGIE ENERGÍA PERÚ S.A.
R.M. 087-2023-MINEM/DM (09.03.2023)
300
12
C.S.F. LUPI 
SOLAR
GR VALE S.A.C. (STATKRAFT)
R.M. N° 443-2023-MINEM/DM 11.11.2023
150
13
C.S.F. SOL DE VERANO I S
SOLAR
MAJES SOL DE VERANO S.A.C.
R.M. 226-2024-MINEM/DM (07.06.2024) 
45,34
14
C.S.F. SAN JOSÉ 
SOLAR
ACCIONA ENERGÍA PERÚ S.A.C.
R.M. N° 273-2024-MINEM/DM (19.07.2024)
155,7
15
WAYRA SOLAR
SOLAR
ORYGEN PERÚ S.A.A.
R.M. N° 410-2024-MINEM/DM (26.10.2024)
94,22

Las empresas concesionarias detrás de estos proyectos son Acciona Energía, Continua Energías Positivas, Ecorer, Energía Renovable La Joya, Engie, Ibereólica Caravelí, Joya Solar, Kallpa Generación, Majes Sol de Verano, Orygen, SL Energy y Statkraft.

Gracias a estas líderes del mercado, el parque de generación eólico y solar se encamina a superar los 4,45 GW al año 2030. Aquello no es menor, significa que en cinco años el país triplicará su capacidad instalada renovable.

En la actualidad, Perú cuenta con 13.807,5 MW de capacidad total proveniente de centrales de generación eléctrica en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) entre termoeléctricas, hidroeléctricas y otras renovables.

De aquel total, apenas 1.503,1 MW instalados corresponden a centrales de generación no convencional. Por lo que, la adición de 2,9 GW en este lustro proveniente de los 15 proyectos más avanzados del mercado será significativa.

Ahora bien, además de aquellos con concesión definitiva, otro grupo de proyectos -que hasta abril esperaban por concesión definitiva- prometen 20.047,4 MW distribuidos entre 46 solares (10.656,8 MW) y 42 eólicas (9.390,6 MW).

De esta manera, si bien el escenario que Osinergmin considera “más favorable” para la proyección de la capacidad instalada hacia el 2030 sería de 4,45 GW, el potencial se eleva a 22,9 GW de solar y eólica considerando todos los proyectos con EPO´s aprobados por el COES.

 

FES Perú 

Future Energy Summit (FES), la gira de encuentros de profesionales de las energías renovables, llegará a Perú el próximo 29 de septiembre y promete una importante convocatoria de stakeholders del sector energético local e internacional, tal como lo viene haciendo en otras latitudes.

En febrero más de 500 líderes del sector participaron en Argentina del primer encuentro FES del año, en un momento en el que el mercado aguardaba por la actualización de nuevos mecanismos del MATER, la definición de nuevas obras de transporte eléctrico y de la licitación pública de aproximadamente 500 MW de potencia de sistemas de baterías.

Luego, en marzo la gira continuó con FES México y FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluaron la realidad del mercado y excedieron a anuncios exclusivos del sector público local y regional.

Cabe destacar que, además de los salones de conferencias donde se impulsa el debate, los encuentros FES cuentan con espacios exclusivos de networking ideales para explorar sinergias y nuevos negocios en los que puede participar su empresa.

Para consultas por entradas o patrocinios comunicarse con commercial@strategicenergycorp.com

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Crece la presion en España para implementar mecanismos que garantizen la estabilidad del sistema

España necesita urgentemente una regulación que active un mecanismo de capacidad, advierte Chema Zabala , director general de Alantra Energy Transition. Según el ejecutivo, el mix de generación actual y las expectativas de demanda futura podrían generar situaciones de tensión en la red, dejando al país sin suficiente capacidad firme en momentos críticos. «El operador del sistema ha identificado que, con las expectativas de demanda y el mix actual, podrían producirse situaciones de tensión donde no haya capacidad firme suficiente para cubrir la demanda», explica Zabala.

Tecnologías como los ciclos combinados y potencialmente las baterías , claves para aportar firmeza, se enfrentan hoy a pérdidas económicas que podrían llevar a su cierre sin un mecanismo que asegure su retribución.

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El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) propuso un mercado de capacidad que contempla la participación de la generación, el almacenamiento y la demanda . Este mercado se estructurará mediante subastas competitivas gestionadas por Red Eléctrica de España (REE) , con la supervisión de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) .

Las subastas se dividirán en tres tipos :

  • Subastas principales : Orientadas a cubrir necesidades estructurales de largo plazo , con contratos de hasta 15 años .

  • Subastas de ajuste : Destinadas a resolver desviaciones puntuales o necesidades imprevistas , con plazos de entrada y entrega de 12 meses .

  • Subastas de transición : centradas en activar el mecanismo para proporcionar capacidad firme durante el período de transición hacia la implementación total del mercado.

Las instalaciones de generación participantes no podrán emitir más de 550 g de CO₂ por kWh , y deberán cumplir requisitos de firmeza y flexibilidad que permitan la integración de renovables.

Apagón ibérico: una llamada de atención para Europa

Además, el 28 de abril de 2025 , un apagón masivo afectó a España, Portugal y partes del sur de Francia , dejando a millones de personas sin electricidad durante varias horas. Este evento expuso la vulnerabilidad de las redes eléctricas europeas y subrayó la urgencia de fortalecer la infraestructura energética para evitar futuras crisis.

A pesar de que sus causas aún se investigan, el evento reavivó el debate sobre la necesidad de revisar los protocolos operativos para la integración de energías renovables en el sistema eléctrico. «No podemos afirmar que el apagón se debiera a la falta de un mecanismo de capacidad, pero es evidente que contar con uno que incentive el almacenamiento podría aportar no solo firmeza, sino también servicios clave como el control de tensión y la estabilidad del sistema, que sí parecen estar relacionados con lo ocurrido el 28 de abril», indica Zabala. «Sin duda, el almacenamiento ayudará a evitar o, al menos, minimizar el impacto de este tipo de eventos», añade.

Zabala será una de las figuras clave de la Future Energy Summit (FES) Iberia 2025 , el encuentro de alto nivel que reunirá a más de 400 ejecutivos del sector energético el 24 de junio en el Auditorio Betancourt del Colegio de Ingenieros de Caminos, Canales y Puertos de Madrid . El encuentro abordará la seguridad energética , el papel del almacenamiento y los retos regulatorios para la integración de las renovables.

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El contexto en el que se desarrollará este evento no podría ser más oportuno, pues se tratarán temáticas que levantan alertas sobre la necesidad de reforzar la resiliencia del sistema eléctrico .

El almacenamiento como solución clave

En este contexto, el almacenamiento de energía se perfila como una solución clave . «Es una tecnología que debería permitir una mayor seguridad en la operación del sistema», afirma el ejecutivo. Destaca su capacidad para ofrecer servicios de respuesta rápida, control de voltaje y soporte de localización , esenciales en un sistema con alta penetración de renovables .

Para Alantra , el almacenamiento es un componente fundamental de la solución , pero su implementación también requiere previsibilidad . «Cada vez más, las señales del mercado sugieren que la inversión en almacenamiento es rentable», comenta Zabala.

Barreras al desarrollo y señales del mercado

Si bien el contexto del mercado no está frenando la inversión, el desarrollo de proyectos de almacenamiento enfrenta obstáculos . “No estamos viendo retrasos por el mercado, sino por el propio desarrollo del proyecto”, explica Zabala, mencionando en particular problemas de permisos y uso del suelo .

Sin embargo, el mercado ofrece señales prometedoras . «Cada vez más, las señales del mercado sugieren que la inversión en almacenamiento es rentable», afirma. Si bien el mecanismo de capacidad no está diseñado para esta tecnología, podría mejorar la rentabilidad al ofrecer ingresos contractuales .

Fondos FEDER y apoyo público

Zabala destaca el papel que pueden desempeñar los fondos FEDER , cuyas asignaciones se esperan antes de fin de año. «Se debería asignar una cantidad considerable de apoyo a proyectos de almacenamiento, lo que permitirá ampliar rápidamente la combinación disponible en el sistema», señala.

El Fondo Europeo de Desarrollo Regional (FEDER) es uno de los principales instrumentos financieros de la UE destinado a reducir las disparidades entre regiones y promover un desarrollo equilibrado .

En el sector energético, FEDER cofinancia proyectos que promueven la eficiencia energética, las energías renovables y el almacenamiento de energía , contribuyendo así a la transición hacia una economía baja en carbono .

Según el Parlamento Europeo , el Fondo Europeo de Desarrollo Regional (FEDER) destinará más de 200.000 millones de euros entre 2021 y 2027 a proyectos de cohesión , una parte importante de los cuales se destinarán a la eficiencia energética, el almacenamiento y las infraestructuras bajas en carbono .

España ha anunciado la asignación de hasta 700 millones de euros de fondos FEDER para proyectos de almacenamiento , a distribuir en 2025 .

Zabala destaca que este apoyo, junto con señales claras del mercado , pueden acelerar el escalamiento del almacenamiento en el país.

En total, se espera que FEDER financie entre el 50% y el 85% de los proyectos estratégicos en regiones menos desarrolladas , lo que lo convierte en una herramienta crítica para la integración de energías renovables en zonas con limitaciones estructurales.

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Comparación europea y desafíos futuros

Zabala señala que los retos de España son comunes a otros mercados europeos , como Alemania e Italia . «Observamos una gran diferencia entre los precios del mediodía y los precios punta nocturnos, con unos costes de integración muy elevados», señala.

Otros países están respondiendo con diferentes mecanismos para promover el almacenamiento, como los ingresos contratados en Italia o los servicios de arbitraje y compensación en Alemania . En el caso español, «el diferencial estructural es moderado, pero interesante, y los servicios de compensación se están disparando», explica.

Un llamado a la acción

Para Zabala, la respuesta no puede demorarse más . «Esperamos que este año traiga un impulso muy importante para el almacenamiento», afirma. En su opinión, el Gobierno debe revisar el funcionamiento del sistema y, si es necesario, modernizar los componentes de las plantas renovables para afrontar mejor estos desafíos.

Finalmente, el ejecutivo resume el objetivo central del sector: “No hay que frenar el ritmo del sector, sino avanzar en la dirección correcta con los ajustes que se vienen reclamando desde hace tiempo”.

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Ennova supera 1 GW en renovables y revela claves para acelerar la ejecución de proyectos

Con más de 1.000 MW construidos y 340 MW adicionales en pipeline, Ennova consolida su liderazgo como aliado de centrales de energías renovables en el Caribe. La empresa ha participado en algunos de los proyectos más emblemáticos de República Dominicana, abordando con rigurosidad los retos logísticos, técnicos y regulatorios que enfrenta esta industria en expansión.

El parque fotovoltaico Cotoperí, con 180 MW, ya se perfila como el de mayor escala del mercado dominicano. La obra, propiedad de Acciona Energía, será puesta en operación comercial este mismo año y representa un punto de inflexión para la generación solar en la isla.

En paralelo, Ennova también ha iniciado la construcción de Villarpando, un proyecto de 120 MW desarrollado junto a TotalEnergies, y ha desplegado otras iniciativas como Maranatha (10 MW) y Zonaxol (50 MW sobre techos industriales), que, sin alcanzar esa magnitud, destacan por su innovación técnica y estratégica.

“Zonaxol es un proyecto único en su clase”, manifiesta Rafael Burgos, director general de Ennova, en referencia a la instalación de generación solar sobre los techos del Parque Industrial Víctor Espaillat Mera (PIVEM). “No existe en toda la región un proyecto en techos de un parque industrial de estas características, de esta escala”, remarca, subrayando el valor que aporta en sostenibilidad y perfil corporativo a las industrias que operan dentro del parque.

Además de estas obras, Ennova prepara la ejecución de nuevos proyectos de 10 y 20 MW, distribuidos entre las regiones norte y sur de República Dominicana, al tiempo que se adentra en el desarrollo de sistemas con almacenamiento energético, un componente cada vez más exigido por la regulación local.

“Recién estamos participando en las primeras experiencias de almacenamiento, en este momento a nivel de ingeniería”, indica Burgos. Según explica, las principales preocupaciones actuales están centradas en “cómo optimizar las pérdidas totales generadas por la carga y descarga de las baterías, así como los aspectos de seguridad y degradación de las mismas”. Reconoce que estos factores representan una alta incertidumbre y tienen un impacto crítico en el modelado financiero de los proyectos.

Durante su participación en una entrevista audiovisual en el Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), el ejecutivo abordó también los desafíos estructurales que impactan la ejecución de obras renovables en la región. “Los principales desafíos en materia de construcción tienen que ver con la logística internacional y local, especialmente por la ubicación apartada de muchos proyectos”, detalla.

“Los transformadores de potencia siempre constituyen un desafío importante por la fragilidad, el peso y la dimensión de este tipo de cargas”, destaca Burgos, en alusión a los cuidados específicos que requiere el transporte y montaje de estos equipos.

El reclutamiento de personal calificado en zonas alejadas, la presión por cumplir con los cronogramas y la falta de estandarización normativa también son obstáculos críticos. “Muchas veces se convierte en un desafío relevante completar toda la plantilla que estos proyectos exigen, normalmente con mucha presión de tiempo”, explica.

En la etapa de puesta en marcha, la interacción con múltiples agencias estatales y técnicas introduce duplicidades y demoras que, según el ejecutivo, podrían resolverse con protocolos unificados. “Hay mucha oportunidad de estandarizar normativas que permitan una mayor agilidad y que eviten la duplicidad de esfuerzos”, sugiere.

Pero la clave estructural está en la planificación. En ese punto, Burgos es enfático: “Entrar en estos proyectos sin una planificación detallada, sin un análisis de riesgo, puede implicar desviaciones de muy alto impacto en el costo o en el tiempo”. Y concluye: “Nunca hay que minimizar el valor de esa planificación”.

Desde hace años, Ennova se posiciona como un actor clave en la transformación energética de República Dominicana, ofreciendo servicios de ingeniería, construcción y operación con un fuerte enfoque en eficiencia técnica y reducción de costos. La compañía ha trabajado junto a corporativos internacionales en proyectos que no solo incrementan la capacidad renovable instalada, sino que también mejoran el desempeño financiero y operativo de las inversiones.

De hecho, en la entrevista brindada en FES Caribe ha compartido su filosofía de trabajo, centrada en evitar errores que deriven en sobrecostos. La empresa sostiene que anticipar escenarios críticos en la fase de diseño e ingeniería permite reducir tanto el CAPEX como el OPEX, lo cual se ha vuelto esencial en un contexto de mercados más competitivos y exigencias regulatorias crecientes.

Con presencia firme en el país, alianzas con líderes globales y una estrategia de crecimiento basada en datos y experiencia, Ennova se propone seguir consolidando su rol como aliado para proyectos renovables en la región. La incursión en sistemas de almacenamiento y la diversificación de los proyectos en los que se compromete perfilan a la firma como un socio técnico de referencia para la nueva etapa de desarrollo energético dominicano y caribeño.

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Parque Eólico Arauco acelera obras y prepara COD de más de 100 MW en Argentina

Parque Eólico Arauco avanza a paso firme en la consolidación de su matriz energética, de manera que en los próximos meses prevé lograr COD en uno de sus proyectos insignia de los últimos años y, con ello, llegar a 250 MW en operación, de los cuales 150 MW serán de propiedad directa y 100 MW estarán bajo operación para terceros.

Uno de los hitos más relevantes en este proceso será el ingreso en operación comercial de PEA III, un parque eólico de 100 MW de capacidad cuya primera etapa ya se encuentra habilitada desde fines de 2023. 

“Semanas atrás salió la confirmación de los contratos con CAMMESA para PEA III, que nos permite terminar el parque. Actualmente el proyecto está en etapa de pruebas eléctricas, pero la idea es llegar a COD en los próximos dos o tres meses”, declaró Ariel Parmigiani, presidente de Parque Eólico Arauco, en diálogo con Energía Estratégica. 

Este avance se enmarca dentro de un esquema de reinversión que inició hace más de un año y medio, cuando Parque Eólico Arauco concretó la desinversión de PEA II. Los fondos obtenidos fueron destinados a dos desarrollos claves: la ampliación de PEA I, con 32 MW adicionales, y la construcción completa de PEA III en la provincia de la Rioja.

En total, se destinaron USD 190 millones para instalar 132 MW nuevos, lo que representa uno de los movimientos de capital más relevantes del último año en el sector eólico argentino.

La habilitación de estos proyectos está respaldada por la normativa vigente. En ese sentido, la empresa ya cuenta con contratos celebrados bajo el Decreto 476/2019, herramienta lanzada durante la presidencia de Mauricio Macri que permite la contratación directa de energía entre el Estado Nacional y empresas provinciales. 

“Somos el único parque que ya tiene habilitado parcialmente un contrato de esa índole en Argentina”, remarcó el entrevistado.

En términos de eficiencia, la compañía también marca diferencia. Con el uso de 101 aerogeneradores Siemens Gamesa SG 3.4-132, y con el know-how de la instalación, integración de contratistas, adquisición tecnológica y obras civiles, los proyectos se han ubicado en diversas oportunidades dentro del top 3 de los parques eólicos más eficientes de Argentina en cuanto a factor de carga. 

Además del rendimiento técnico, destaca la capacidad de ejecución del equipo: “Las obras se adelantaron casi tres meses de lo que habíamos planeado”, señaló el directivo.

Paralelamente, Parque Eólico Arauco da pasos en su primer parque solar, con una potencia prevista de 50 MW, también bajo contratos del Decreto 476/2019. Este nuevo proyecto se insertará entre las filas de aerogeneradores ya existentes, con el objetivo de ser pioneros en la hibridación renovable en el país. 

“Estamos centrados en la parte técnica, para juntar las dos tecnologías, el despacho de la energía y demás, que tiene sus complejidades. Pero vamos avanzando bien de cara a la construcción del parque solar de 60 MWp, que está previsto alcance COD durante el primer trimestre del 2026”, reveló Parmigiani.

En cuanto al almacenamiento energético, la compañía sigue con atención la evolución de los precios de las baterías y los modelos regulatorios propuestos por CAMMESA. Aunque no participará en la licitación AlmaGBA, reconoce el potencial estratégico de esta tecnología. 

La clave estará en la utilidad del sistema para CAMMESA, tanto desde el punto de vista económico como desde la confiabilidad operativa y para reemplazar generación forzada, hoy abastecida por combustibles fósiles. 

“Si todos los años hay una licitación de 500 – 600 MW de capacidad en baterías a nivel nacional, sería muy positivo para el mercado”, subrayó el especialista. 

La compañía también prevé el desarrollo de proyectos de líneas de interconexión con otras provincias, lo que permitiría ampliar la capacidad de transporte de energía. No obstante, ese avance dependerá de cómo evolucionen las regulaciones sobre monetización de nuevas líneas tras el reciente plan de transmisión publicado por el gobierno.

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Grenergy advierte sobre brechas clave para consolidar el mercado energético libre en Chile

La reciente reducción del umbral de potencia conectada de 500 kW a 300 kW para acceder al mercado eléctrico libre de Chile, avalada por el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC), marca un punto de inflexión para el sector. 

Esta decisión, que entró en vigor en diciembre de 2024, permitirá que entre 5.000 y 8.000 nuevos clientes puedan migrar al régimen de cliente libre, incorporando entre 1,5 y 2 TWh de demanda energética adicional al sistema, de acuerdo a análisis de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN). 

Aunque el cambio normativo ya rige, su impacto será gradual, dado que la migración de clientes requiere un plazo reglamentario de un año. Aun así, el sector ya empieza a vislumbrar los desafíos estructurales que esta transformación implica para el modelo de comercialización.

Desde Grenergy, Marión Díaz González, ejecutiva senior en Mercado Energético de la compañía, advirtió que el ingreso de clientes más pequeños, como MiPyMEs -o eventualmente usuarios residenciales- obliga a un rediseño profundo del modelo operativo, que históricamente ha estado enfocado en grandes consumidores y contratos a medida. 

A su juicio, hay tres dimensiones estratégicas que deben ser abordadas con urgencia si se busca consolidar un mercado más competitivo y funcional, siendo la primera de ellas la automatización del modelo operativo sin deteriorar la calidad del servicio.

La segunda dimensión crítica es la gestión financiera y de riesgo. Díaz González identifica dos grandes desafíos: por un lado, la morosidad y la necesidad de diseñar mecanismos de cobranza eficaces, incluyendo modelos de cobro anticipado, prepago o garantías por consumo estimado; por otro, la limitada disponibilidad de herramientas para gestionar la volatilidad del mercado. 

“Hoy dependemos solamente de los contratos físicos, los contratos bilaterales, pero desde Grenergy creemos que falta desarrollar el mercado para el uso de derivados financieros aplicado al mercado eléctrico”, afirmó Marión Díaz González, durante un webinar de ACEN. 

“Este desarrollo de instrumentos nos permitiría a los comercializadores gestionar mejor la exposición al precio spot y obtener productos más estables, competitivos y diversificados”, agregó. 

La tercera dimensión estratégica es la estandarización de productos, una condición esencial para escalar el modelo de negocio y atender a una base de clientes más fragmentada. El desafío está vinculado con el pase de contratos a medida a un diseño de ofertas estandarizadas”.

No obstante, el marco normativo aún presenta zonas grises que dificultan esa transición. “La regulación no define con claridad cómo se van a integrar, por ejemplo, servicios como el almacenamiento o el autoconsumo dentro de los contratos de suministro eléctrico”, apuntó la especialista. 

“Tampoco está normado si un comercializador puede incluir la instalación de una batería en su oferta ni cómo gestionan esos flujos, cómo se calcula el impacto en la factura ni cómo se coordina con la distribuidora o con el Coordinador Eléctrico Nacional”, continuó. 

Frente a este escenario, Grenergy propone el establecimiento de sandbox regulatorios que permitan ensayar nuevos modelos comerciales sin el riesgo de penalización. “Para promover esta diversificación, lo primero es establecer espacios pilotos”, señaló Díaz González. 

La creación de marcos experimentales permitiría innovar en esquemas de contratación, integrar tecnologías emergentes y habilitar nuevas formas de competencia dentro del mercado.

Importancia de la taxonomía de productos energéticos para escalar el negocio

Además de la necesidad de infraestructura, estandarización contractual y nuevos instrumentos financieros, Grenergy subraya un punto estratégico clave: la estructuración clara de las ofertas comerciales. 

“Hay que prestarle importancia a la taxonomía de productos, que definirá una estructura para que el cliente pueda entender y elegir”, explicó la ejecutiva. Es decir que una clasificación clara y compartida no solo facilita la comparación entre ofertas, sino que también aumenta la transparencia del mercado y mejora la experiencia del usuario. 

Desde la visión de Grenergy, el fortalecimiento del rol del comercializador también depende de la capacidad de construir propuestas de valor con componentes innovadores. En ese sentido, el nuevo escenario del mercado libre no será solo una cuestión de precios y contratos, sino también de diseño inteligente de productos, visión regulatoria proactiva y capacidad operativa para responder a una demanda más amplia y dinámica.

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La Bolsa Argentina de Carbono lanzó la primera plataforma de Trading Digital Nacional para los mercados de carbono.

En el Día Mundial del Ambiente, con la activación de su plataforma digital, concebida como un instrumento innovador que facilita y transparenta las transacciones de comercialización en el mercado de carbono voluntario, la Bolsa Argentina de Carbono (BACX) inició hoy formalmente sus operaciones en el país, durante un evento realizado en sus oficinas de la Ciudad de Buenos Aires.

BACX, con esta plataforma de trading, operará en el mercado voluntario de carbono argentino a través de un sistema completamente digital que permite listar y negociar créditos de carbono verificados de todos los estándares internacionales, garantizando transparencia y trazabilidad.

“Al facilitar la compraventa de estos créditos verificados, BACX busca abrir una vía estratégica para que Argentina genere divisas a partir de un nuevo activo financiero”, expresó Alejandro Guerrero, CEO de BACX. Explicó además, que el modelo operativo de la plataforma se apoya “en socios estratégicos como ACX y Lockton, que aportan conocimiento especializado en áreas como trading, riesgo, escalabilidad del mercado y financiamiento”.

Asimismo, el directivo detalló que BACX aspira a convertirse “en la entidad que impulse el desarrollo y la promoción de proyectos nacionales, operando como un instrumento que colabore con el desarrollo productivo y competitivo de Argentina, y sirviendo de puente entre la acción climática y las necesidades de inversión”. 

Por su parte, Aleandra Scafati, vicepresidenta de BACX y reconocida especialista en mercados de carbono, señaló: «El mercado de carbono voluntario global ofrece grandes oportunidades en este momento de definiciones internacionales y Argentina, si aborda adecuadamente sus desafíos, tiene muchas posibilidades de capitalizarlas”.

Según Scafati, la puesta en marcha de BACX “se alinea con la Estrategia Nacional para el Uso de Mercados de Carbono (ENUMeC) del país, que contempla el uso de estos mercados para el cumplimiento de sus metas climáticas”. 

Por su parte, Adrián Cosentino, director de BACX, describió los aspectos técnicos y los resguardos jurídicos de la plataforma, destacando que cuenta con estándares internacionales de seguridad, gobernanza y mecanismos de mitigación de riesgos. 

Cosentino explicó que la plataforma está diseñada para asegurar que cada operación de compraventa de créditos de carbono sea “transparente, trazable y verificada bajo los estándares internacionales más representativos a nivel global. Estamos poniendo a disposición del mercado nacional la tecnología más segura y confiable existente en el mundo, para garantizar la gobernanza de las operaciones financieras”, agregó. 

Durante el evento, se realizó una demostración en tiempo real de la apertura de una cuenta y de una transacción de compraventa digital.

BACX también presentó tres iniciativas argentinas de certificación de carbono que utilizarán su plataforma para transaccionar sus créditos emitidos. Los casos expuestos fueron: la forestal Unitán, con créditos por sus operaciones en Chaco y Formosa; Nideport, con un proyecto en Misiones de Soluciones basadas en la Naturaleza; y la Provincia de Misiones, que se convirtió en el primer proyecto jurisdiccional subnacional en avanzar en la certificación de la reducción de la deforestación y degradación de bosques nativos en la Provincia.

Además, según el Primer Informe Bienal de Transparencia (IBT1) publicado en diciembre 2024 de la Argentina, el panorama para el mercado voluntario de carbono argentino es el siguiente:

  • Las emisiones netas totales de Gases de efecto invernadero (GEI) de Argentina en 2022 se estimaron en 400.920,59 ktCO2e. 
  • Los principales sectores contribuyentes fueron Energía, Agricultura/Ganadería y Usos de la Tierra/Silvicultura.
  • Argentina ha actualizado su Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC) con una meta de mitigación más ambiciosa, utilizando las emisiones netas anuales como indicador.
  • El IBT1 también destaca la necesidad de mejorar las capacidades para acceder a mercados de carbono.
  • Argentina tiene una meta indicativa de 372 MtCO2e para 2025 en su Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC).
  • Argentina tiene 60 proyectos registrados en estándares y bases de datos públicos para la certificación y verificación de resultados de mitigación, incluyendo el Verified Carbon Standard (VCS) de Verra.

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Caso de éxito: sistema híbrido solar con almacenamiento de Solis impulsa la resiliencia comercial en Myanmar

Solis ha finalizado una instalación solar con almacenamiento de alto rendimiento de 50 kW en Myanmar, demostrando cómo la tecnología avanzada de inversores híbridos puede habilitar la independencia energética y generar ahorros significativos para empresas en mercados emergentes. Diseñado en torno al potente inversor híbrido Solis S6-EH3P50K-H, el sistema destaca por su confiabilidad, escalabilidad y control inteligente de energía.

Resumen del Proyecto 

  • Capacidad del sistema: 50 kW de energía solar fotovoltaica
  • Paneles solares: Arreglo de 70.8 kWp
  • Almacenamiento: Banco de baterías de litio Longlast de 50 kWh
  • Inversor: Solis S6-EH3P50K-H (híbrido)
  • Tipo de instalación: Edificio comercial en la Región de Yangon
  • Sistemas energizados: Iluminación y aire acondicionado en áreas administrativas y de capacitación, además de respaldo para unidades de TI y comunicación

Tecnología Avanzada para Aplicaciones Comerciales
La solución responde a las demandas de un entorno comercial dinámico con características clave como:

  • Transición <10 ms entre operación conectada y fuera de la red, garantizando suministro ininterrumpido
  • Corriente de cadena de 20A y sobredimensionamiento fotovoltaico de 2x para maximizar la captación de energía
  • Puertos de respaldo duales para priorización de cargas
  • Capacidad de sobrecarga de 1.6x para arrancar cargas de alta demanda
  • Control integrado de generador diésel para mayor resiliencia durante periodos prolongados con poca radiación solar

Escalable y Resiliente por Diseño
El sistema permite operar hasta seis unidades en paralelo (ampliable a diez bajo solicitud), lo que brinda flexibilidad para adaptarse a futuras necesidades energéticas. Esta escalabilidad lo convierte en una solución a largo plazo ideal para instalaciones comerciales que buscan expandirse o mejorar su resiliencia energética.

“Estamos muy satisfechos con el rendimiento del sistema y la confiabilidad del producto de Solis,” comentó un representante de Amara Power.

Economía Energética Inteligente
El sistema está preparado para el mercado energético actual en evolución: es compatible con esquemas de arbitraje de precios eléctricos dinámicos, plantas virtuales de energía (VPPs) y sistemas de gestión energética (EMS). Al cargar las baterías con energía solar cuando los precios de la red son bajos y descargar durante horas pico, la instalación proporciona ventajas financieras claras.

Un Hito en la Transición Solar de Myanmar
Instalado en una instalación comercial de la Región de Yangon, este sistema de 50 kW fuera de la red ya ha demostrado mejoras significativas en eficiencia energética, reducción de dependencia de generadores y mayor confiabilidad operativa durante cortes de energía. Este proyecto reafirma cómo la tecnología de Solis puede impulsar la adopción de energía solar comercial en mercados como Myanmar, donde la fiabilidad del suministro, la independencia energética y el control de costos son esenciales.

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Las dudas del mercado sobre la licitación de almacenamiento con baterías por 500 MW en Argentina

Se acerca la presentación de ofertas de la licitación de almacenamiento “AlmaGBA”. En menos de un mes (3 de julio) está pautada la apertura de ofertas administrativas y técnicas de aquellos proyectos que competirán por los 500 MW de potencia en sistemas BESS en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

Desde el sector hay altas expectativas sobre el llamado que movilizará inversiones mayores a USD 500 millones, pero también una serie de incertidumbres, retos y oportunidades que encuentran en la convocatoria destinada a proyectos de 10 MW a 150 MW de potencia (de acuerdo a los nodos de conexión) que deberán entrar en operación entre 2027 y 2028.

Y si bien se aplaude que el gobierno tome esta iniciativa y se lleve adelante la primera licitación BESS del país y de Sudamérica, y una de las pioneras en Latinoamérica tras lo recientemente hecho en Puerto Rico y Honduras, todavía hay interrogantes sobre los plazos manejados, como por ejemplo que se especulaba por una nueva prórroga, confirmada el pasado viernes por CAMMESA (es la segunda ya que inicialmente la apertura de sobres estaba prevista para el 19 de mayo) y, la presentación de ofertas pasó del 10 de junio al 3 de julio. 

¿Por qué? Principalmente debido a que el contrato fue publicado en una segunda instancia respecto a lo previsto, y a menos de un mes de que las empresas deban presentar sus proyectos y, por tanto, se conozcan los sobres A. 

Además, profesionales consultados por Energía Estratégica indicaron sobre la complejidad que presenta de cara a la presentación de algunas ofertas, debido a que el marco regulatorio nacional está en vías de cambios tras los lineamientos publicados por la la Sec. de Energía a fines de enero del 2025, 

Por tanto, los especialistas sugirieron que el modelo de contrato de almacenamiento requiere una serie aclaraciones o mejoras para lograr proyectos a costos competitivos en un país caracterizado por vaivenes en su economía y en el riesgo país (actualmente es de 680 pero llegó a superar los 2100 puntos en los primeros meses presente gobierno) y que ha tenido dificultades para lograr financiamiento externo o resolver la falta de pagos dentro de la industria eléctrica. 

El punto más mencionado está vinculado a que la licitación sólo cuenta con la garantía de última instancia por parte de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA); la cual se activa sólo en caso de que el comprador (Edenor o Edesur) se vea imposibilitado, de trasladar -total o parcialmente- a sus usuarios finales el costo asociado al contrato.

“Si dentro del plazo del vencimiento, el comprador no cancela la factura alegando una imposibilidad de trasladar a los usuarios finales el costo asociado al contrato, el vendedor y el comprador deben denunciar inmediatamente esta situación ante la Secretaría de Energía y ante CAMMESA, quien deberá requerir los fondos necesarios a la Secretaría de Energía para poder efectuar el pago de la factura vencida”, detalla el modelo de contrato. 

“CAMMESA sólo queda obligado a transferir los fondos al vendedor en la medida en que la Secretaría de Energía le remita los fondos suficientes para cancelar la factura vencida”, agrega el documento. 

Los profesionales consultados por este portal de noticias pusieron en foco la importancia de contar con un instrumento similar a la “Triple Garantía” que se aplicó en el Programa RenovAr con respaldo de CAMMESA, el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER) y el Banco Mundial.

Este mecanismo fue clave para mejorar el rating crediticio de los contratos PPA, atraer ofertas competitivas y garantizar la viabilidad de las rondas del exitoso Programa RenovAr, el cual adjudicó más de 5 GW a lo largo de más de 150 parques renovables a lo largo de todas sus llamados llevados a cabo durante el gobierno de Mauricio Macri

Incluso, la cantidad de ofertas de la primera ronda fue cinco veces mayor a lo adjudicado, hecho que marcó un hito en el sector ya que hasta ese momento, el mercado de subastas de renovables a mediana y gran escala a todavía era incipiente y no estaba tan consolidado como en la acualtidad, más allá de la experiencia del GENREN

Es decir que uno de los desafíos para este mercado emergente de baterías en el país es la falta de mayores garantías, lo que podría afectar a la cantidad de oferentes, ya que se vislumbra mayor participación de players con más espalda financiera y que no suceda lo mismo que lo acontecido en el el Programa RenovAr o la licitación RenMDI donde sí hubo múltiples titulares de proyectos. 

Por otro lado, desde el sector denunciaron ciertas demoras de las distribuidoras ante consultas por la capacidad disponible en las subestaciones del AMBA, lo que dificulta la correcta preparación de los proyectos que competirán en la primera licitación de sistemas BESS en Argentina.

Y cabe recordar que en la última circular aclaratoria publicada en la web de CAMMESA, se agregaron y/o modificaron algunos nodos de conexión y límites de asignación, lo que implica cambios en las ecuaciones para los oferentes interesados. 

  • Se agregó el nodo 5368 CT Pilar 132 kV 
  • Se añadió el nodo 5213 Oro Verde 132 kV
  • Se actualiza a 100 MW el límite conjunto del color Celeste Norte que involucra las estaciones Pilar, CT Pilar, Parque, Derqui y Manzone.

De todos modos, a pesar de los puntos mencionados, desde el sector también consideran que la convocatoria AlmaGBA es un gran paso para avanzar en la transición energética y brindar resiliencia al sistema en el corto plazo sin la necesidad de comprar combustibles fósiles, considerando que se hay incentivos al temprano inicio de operación comercial tras la elevación del factor anual para los años 2027 y 2028 (ver nota).

Asimismo, de lograrse buenos resultados tras la adjudicación, el modelo se podría replicar en otros puntos del país, tanto para mitigar cortes eléctricos como para disminuir costos del sistema al reemplazar generación forzada a partir de hidrocarburos por baterías. 

Lo cierto es que entre luces y sombras avanza la licitación AlmaGBA y, en los próximos meses del 2025, Argentina se tendrán los primeros adjudicados de una licitación pública para sistemas BESS stand-alone. 

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M4S da un salto en el mercado peruano con microenergía renovable para mineras y agroindustriales

M4S, empresa de ingeniería, suministro y construcción del sector energético, acelera su crecimiento con una propuesta de soluciones energéticas integrales para clientes del sector comercial e industrial. 

En apenas tres años, la compañía multiplicó casi por diez su facturación, y para 2025 espera cerrar con ingresos por tres millones de dólares, impulsada por una cartera cada vez más diversificada en generación distribuida y microrredes con baterías.

“El año pasado realizamos bastantes proyectos emblemáticos, el más importante es el sistema de generación fotovoltaica de mayor altitud de América Latina”, destaca José Armando Gastelo-Roque, Founder & General Manager de M4S, en diálogo con Energía Estratégica

Ese proyecto de 603 kWp, instalado a 4.700 metros sobre el nivel del mar en la Unidad Minera de Cochacucho, departamento de Puno, marcó un hito para la empresa y consolidó su posicionamiento en sectores donde la autonomía energética es crítica.

Este año, M4S ya construyó 1 MW como suma de varios proyectos pequeños y acaba de suscribir contrato para el montaje de un proyecto de 1 MW, que será uno de los techos más grandes del país, y se instalará en Lima. 

“Este año tenemos proyectado cerrar 5 MW de proyectos solares en EPC, entre solares y baterías, y en desarrollo 20 MW, para realizar la ingeniería, estudios y construcción a partir de 2026”, precisa Gastelo-Roque.

El sector industrial se ha convertido en un mercado clave para el modelo de negocio de M4S. La empresa trabaja con varios clientes de este perfil, que operan en ciudades y también zonas remotas.  

Para atender esa demanda y facilitar la inversión de sus clientes, la empresa empezó a acompañarlos en la búsqueda de financiamiento. “Hemos cerrado una alianza con una financiera para poder ofrecer PPA a clientes industriales y comerciales, y también lo estamos empezando a ofrecer a algunos clientes del agro”, indica el ejecutivo.

Con agroindustriales la empresa ha comenzado a ganar protagonismo con casos de éxito como el de Driscoll’s, la firma internacional de producción de berries, que encargó a M4S la instalación de una microrred solar con baterías completamente autosuficiente. “Es una microrred pionera a nivel nacional”, afirmó Gastelo-Roque en conversación con este medio.

Pero aquello no sería todo, el equipo trabaja actualmente en el desarrollo de futuros proyectos en el segmento del mercado entre 50 kW hasta 10 MW a construir en distintas plazas estratégicas del país. El objetivo es seguir alimentando un pipeline robusto que permita mantener el ritmo de crecimiento en el mediano plazo. Una clave para lograrlo serán las mineras. 

Microrredes en respuesta a la demanda en minería 

La minería se presenta como un mercado clave para el crecimiento de M4S, no solo por sus altos consumos energéticos, sino también por el contexto de extracción local e internacional favorable. 

“El precio del oro está muy alto”, señala Gastelo-Roque. “Eso genera un dinamismo importante en el sector y muchos mineros están dispuestos a invertir directamente en sus sistemas energéticos”.

Según explica, este tipo de cliente valora especialmente el retorno sobre la inversión, y por ello, en numerosos casos optan por esquemas de adquisición directa. “Muchos proyectos se están haciendo con equity. Cuando el retorno es claro, no dudan en poner el capital”, subraya.

La posibilidad de desarrollar microrredes híbridas solares más almacenamiento resulta cada vez más atractiva en este segmento. “El precio del almacenamiento bajó”, agrega Gastelo-Roque, y eso mejora la competitividad de las soluciones aisladas. 

De hecho, en zonas de difícil acceso o sin conexión eléctrica, las tecnologías híbridas permiten reducir significativamente la dependencia del diésel, mejorar la estabilidad del suministro y reducir costos operativos a mediano plazo.

El contexto macroeconómico también juega a favor. “El precio del oro está bastante alto, eso hace que los proyectos mineros sean rentables y tengan una ventana de 3 o 4 años en la que pueden aprovechar el contexto actual para mejorar su matriz energética, y eso es lo que estamos viendo”, explica Gastelo-Roque.

Efectivamente, el precio del oro encontró un equilibrio este año en el orden de los US$ 3.000 Oz (XAU/USD), según datos del World Gold Council, y recientemente se elevó a US$ 3,375.30 Oz (XAU/USD) lo cual favorece inversiones estratégicas por parte de las mineras, incluida la incorporación de energías renovables en sus operaciones remotas.

M4S detecta una demanda creciente en este segmento. “La minería es un sector que tiene muchísimo potencial porque además está muy distribuido, está fuera de Lima, está en zonas aisladas, y eso hace que haya oportunidades para poder seguir creciendo ahí”, añade.

También, observa un cambio en el tipo de soluciones que buscan estas compañías. “Los proyectos ya no son solo de energía solar, sino más bien se está tratando de integrar energía solar con baterías”, detalla Gastelo-Roque

“Suelen empezar haciendo un fuel saving solar más diésel o solar más gas, y luego empiezan a implementar baterías que representan un CAPEX más importante, casi duplicando la inversión. Si hablamos de US$ 600 kW o US$ 700 kW en solar, podemos hablar de US$1.500 kW o US$ 2.000 kW en microrred solar más BESS”, agrega. 

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Coral Energía obtiene financiamiento por USD 60 millones para siete parques solares en Argentina

Coral Energía, la empresa del Grupo Corven dedicada al desarrollo de proyectos de energía solar fotovoltaica, anunció la firma de un préstamo sindicado por hasta 60 millones de dólares. El financiamiento, otorgado por un consorcio de bancos argentinos integrado por el Banco Nación, Banco Ciudad, Banco Provincia, BST y BIND, será destinado a la construcción y puesta en marcha de siete parques solares en las provincias de Santiago del Estero, Santa Fe, Corrientes y San Juan.

Esta inversión permitirá a Coral Energía acelerar su plan de expansión, como parte del proceso más amplio de diversificación de la matriz energética y la transición hacia fuentes de energía más limpias, sostenibles y eficientes.

“El préstamo sindicado representa un respaldo al modelo de negocios de Coral Energía y a nuestra estrategia de largo plazo. Con esta inyección de capital, estaremos listos para aprovechar la energía solar y generar un impacto positivo en las economías regionales, con creación de empleo y el desarrollo de cadenas de valor integradas por diferentes proveedores que ayudarán a consolidar nuestro rol en el mercado energético solar del país, con la innovación como parte del ADN que caracteriza a Grupo Corven», sostuvo Nahuel Vinzia, CEO de Coral Energía.

Desde el sector financiero, las entidades participantes destacaron el valor de este tipo de iniciativas en el contexto de la transición energética. Claudio Saffirio, subgerente general de la Banca Mayorista del Banco Ciudad, indicó que “la financiación está orientada a promover fuentes renovables para mitigar el cambio climático y mejorar la sostenibilidad de los sectores productivos”. Además, remarcó que la entidad aplica su sistema de análisis de riesgos ambientales y sociales (SARAS) en este tipo de operaciones.

«Nos complace generar alianzas estratégicas con importantes actores del sector privado para impulsar conjuntamente proyectos de energías renovables que colaboren con el medioambiente», señaló Alejandro Tschudy, gerente ejecutivo Banca Empresas de BIND.

«Como integrantes de la Mesa de Finanzas Sostenibles de Argentina propiciamos este tipo de proyectos que colaboran con nuestro sistema de análisis de riesgos ambientales y sociales (SARAS) en la evaluación crediticia tradicional, tendiente a fomentar un mejor desempeño ambiental de nuestras empresas clientes y a alinear la gestión crediticia con las mejores prácticas internacionales», complementó Claudio Saffirio, subgerente general de la Banca Mayorista del Banco Ciudad.

Coral Energía es una empresa argentina del Grupo Corven, dedicada al desarrollo, construcción y operación de proyectos de energía solar. Su portfolio se compone 850 Mw en desarrollo, 350 Mw listos para construcción, 280 Mw en licitación, y 45 Mw en contrucción.

Y cabe destacar que la empresa fue una de las principales ganadoras de la licitación RenMDI 2023, adjudicándose ocho centrales por 110 MW, además de sumar los 20 MW en la convocatoria de la provincia de Santa Fe, posicionándose como un player activo del segmento solar en Argentina.

En la provincia de Santa Fe, los cuatro proyectos adjudicados en la convocatoria Generfe del 2023 (por un total de 20 MW) ya cuentan con todos sus componentes en destino. A ellos se suma una central de autogeneración industrial de 800 kW ubicada en la planta de Grupo Corven.

Además, para sus proyectos enmarcados en la licitación RenMDI la empresa ya tiene colocadas las órdenes de compra de los main components, lo que permitirá iniciar su construcción en aproximadamente dos meses.

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Ministerio de Energía de Chile prepara nuevo estudio de precios para solar térmica

El Ministerio de Energía de Chile impulsa un nuevo estudio de precios en sistemas solares térmicos como estrategia para diseñar políticas públicas informadas y efectivas. La iniciativa busca generar datos clave que permitan comprender los costos reales de estas tecnologías y facilitar la toma de decisiones en materia de normativas y programas de apoyo.

“Antes de crear cualquier política pública o normativa, necesitamos información y datos para tomar una buena decisión”, manifestó Fabián Bustos, analista en la Unidad de Recursos Energéticos de la División de Energía Sostenible del Ministerio de Energía de Chile, durante un evento de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL). 

Bajo esa premisa, la institución ya comenzó el levantamiento de información técnica y económica que alimentará este nuevo diagnóstico nacional.

El estudio incluirá también un análisis paralelo de índices de precios en bombas de calor, lo que permitirá al Gobierno contar con una base de información más completa para avanzar en una hoja de ruta clara para el sector térmico. “Trabajamos fuertemente en el levantamiento y estándar de las instalaciones térmicas en Chile”, sostuvo Bustos.

El Ministerio articula esta línea de trabajo con el sector académico, generando sinergias para fomentar la investigación aplicada. Actualmente, participa como entidad asociada en un proyecto bajo el marco del Fondo de Fomento al Desarrollo Científico y Tecnológico (FONDEF). 

“El Ministerio de Energía es entidad asociada para desarrollar nuevos módulos de sistemas solares térmicos con almacenamiento en la plataforma Explorador Solar, que contiene información pública relevante del sector. Tenemos mucho trabajo con la academia sobre el almacenamiento térmico”, destacó el funcionario. 

Además del enfoque técnico, la estrategia ministerial contempla la transferencia de capacidades institucionales. La idea es que los resultados del estudio se conviertan en lineamientos que habiliten a organismos como la Agencia de Sostenibilidad Energética (AgenciaSE) a implementar proyectos concretos. 

“Con datos duros, buscamos generar políticas públicas que se traduzcan en presupuesto para transferir capacidades. Mientras que la segunda pata es mantener lazos con la academia y gremios para difundir el área térmica”, afirmó el analista, en alusión a la falta de visibilidad que aún enfrenta este sector respecto a otras tecnologías renovables.

“Si bien ya se desarrollaron varias iniciativas en el ámbito solar térmico, principalmente en el área sanitaria para calentamiento de agua, aún falta mucho más. Pero tenemos una gran oportunidad para desarrollar, generar nuevas normativas y crecer como país”, agregó. 

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Javiera Vásquez de EnfraGen asume como vicepresidenta del directorio de WEC Chile

Durante la última sesión de directorio, el capítulo local del World Energy Council (WEC Chile) eligió a Javiera Vásquez como nueva Vicepresidenta de la entidad, reconociendo su trayectoria en sostenibilidad, asuntos públicos y rol activo en los desafíos de la transición energética.

Vásquez, embajadora de Women in Energy, es actualmente Gerenta de Asuntos Públicos & ESG en EnfraGen Chile, donde ha impulsado la incorporación de criterios ambientales, sociales y de gobernanza (ESG) en proyectos de infraestructura energética con foco en el territorio, las comunidades y el desarrollo local.

Con experiencia en comunicación estratégica y relacionamiento institucional, Javiera ha liderado procesos de posicionamiento que vinculan el negocio con objetivos de largo plazo en sostenibilidad.

Desde WEC Chile destacaron su visión colaborativa y capacidad para articular a distintos actores dentro del sector energético. En esa línea, la nueva vicepresidenta señaló que el rol le plantea una oportunidad relevante, no solo desde lo técnico, sino también desde una mirada más amplia.

“Asumir la Vicepresidencia de WEC Chile es una oportunidad que me inspira profundamente, tanto a nivel profesional como personal. Desde mi rol en EnfraGen y a lo largo de mi carrera, he buscado construir puentes entre la energía, la sostenibilidad y las personas. Hoy, reafirmo mi compromiso con una transición energética justa y con un liderazgo más diverso e inclusivo, aportando en este proceso, no solo desde lo técnico, sino desde una mirada más integral, empática y transformadora”, comentó.

Este nombramiento se enmarca en una etapa clave para WEC Chile y el sector energético nacional, donde avanzar hacia una matriz más limpia requiere también de liderazgos con experiencia, enfoque territorial y compromiso con los procesos de transformación.

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Gira de negocios en Alemania y Países Bajos fortalece la cooperación en hidrógeno entre América Latina y Europa

Diversos actores de América Latina participaron en la gira de negocios por Alemania y los Países Bajos. Organizada por el Programa Internacional de Fomento del Hidrógeno (H2Uppp), implementado por GIZ por encargo del Ministerio Federal de Economía y Energía de Alemania (BMWE), la cual ofreció una intensa plataforma para fortalecer la cooperación entre productores latinoamericanos y actores europeos en los sectores de hidrógeno renovable y Power-to-X (PtX).

El viaje incluyó una agenda de visitas técnicas, diálogos público-privados y sesiones bilaterales de matchmaking. Las delegaciones visitaron sitios industriales como Thyssenkrupp Steel y el Parque Químico de Marl, y participaron en un evento de vinculación en Duisport, que destacó los avances de Alemania en la construcción de una cadena de valor integrada en hidrógeno y PtX, además de explorar oportunidades de colaboración con socios latinoamericanos.

Uno de los hitos clave fue la participación en el evento “Oportunidades de negocio en hidrógeno renovable en América Latina”, realizado durante la World Hydrogen Congress and Exhibición en Róterdam. Este evento fue organizado conjuntamente por las Embajadas del Reino de los Países Bajos en América Latina y su equipo Regional de Desarrollo de Negocios (RBD), el Programa H2Uppp del BMWE y GIZ, con el apoyo de la Agencia Empresarial de los Países Bajos (RVO), Holland House Colombia y las Cámaras de Comercio Alemanas en el Extranjero (AHK).

A lo largo del día, desarrolladoras de proyectos, offtakers, bancos de desarrollo y otras instituciones compartieron experiencias y exploraron oportunidades para escalar el desarrollo del hidrógeno renovable en la región. Se llevaron a cabo más de 150 reuniones de matchmaking entre actores latinoamericanos y europeos, sentando las bases para nuevas asociaciones estratégicas y cooperación tecnológica. 

Un momento destacado fue la firma de un Memorando de Entendimiento entre Hydrogen Europe y LAC Clean Hydrogen Action, que refuerza el compromiso con una colaboración transatlántica más sólida.

El Dr. Christian Storost, jefe de la División Internacional para el Despliegue del Hidrógeno del BMWE, destacó el valor estratégico de estos esfuerzos: “El evento paralelo en Róterdam y la gira han sido una plataforma valiosa para conectar a actores clave del ecosistema del hidrógeno renovable en América Latina y Europa. En BMWE creemos firmemente que la transición energética global no puede tener éxito sin asociaciones internacionales fuertes y estratégicas.

«Alemania ve a América Latina como una región con un enorme potencial para convertirse en un socio confiable en la cadena de suministro de hidrógeno verde, y eventos como este demuestran el compromiso creciente y concreto de gobiernos, industrias y sociedad civil. Seguiremos trabajando activamente —junto a socios como GIZ y nuestras contrapartes en la región— para convertir el diálogo en proyectos, inversión y soluciones tecnológicas que aceleren una economía del hidrógeno sostenible e inclusiva», agregó. 

Por su parte Khrystyna Kasyanova, Business Development Hydrogen de RP Global, comentó: “La gira organizada por GIZ fue un gran espacio de intercambio entre empresas de América Latina y Europa sobre proyectos de hidrógeno verde. Conocimos a colegas con quienes trabajamos en alianzas público-privadas, proveedores de tecnología y equipos, visitamos instalaciones innovadoras de hidrógeno verde en Alemania y tuvimos encuentros muy útiles con otras instituciones públicas y privadas. También tuvimos la oportunidad de participar en el panel sobre hidrógeno renovable y compartir nuestra experiencia aplicando altos estándares ambientales, sociales y de calidad como una vía para superar desafíos en el desarrollo de proyectos”.

En tanto Renato Marques Cabral, gerente de E-Fuels en Eletrobras (CMNSC) ROM Brasil, destacó su impacto: “La gira por Alemania y los Países Bajos, del 18 al 23 de mayo, fue muy importante para Eletrobras, ya que permitió profundizar las discusiones en torno a la cadena de valor de generación y distribución de hidrógeno/PtX. Las visitas a Thyssenkrupp Steel, al Parque Químico de Marl, y la actividad de matchmaking en Duisport demostraron cómo se está construyendo la cadena de uso del hidrógeno verde y PtX, y su potencial de aplicación en Alemania. Las reuniones con socios comerciales potenciales fueron clave para madurar las posibilidades de iniciar la producción de hidrógeno verde y PtX”. 

Finalmente, Andrea Arrobo, Hydrogen Business Manager de TW Solar de Colombia, concluyó: “La experiencia ha sido muy enriquecedora al poder interactuar de cerca con actores europeos relevantes. Pudimos conectar con quienes se encuentran en toda la cadena de valor del hidrógeno, y eso fortalece nuestra visibilidad y capacidad de acción. Ser parte de la delegación de la gira nos permitió replantear nuestra estrategia corporativa para poner los pies sobre la tierra respecto al enorme mercado colombiano, sobre el cual hay que actuar en una primera instancia». 

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Grenergy presenta en FES Iberia su apuesta por almacenamiento, proyectos híbridos y nuevos desarrollos en España

Grenergy ha presentado su nuevo Plan Estratégico 2025–2027, que marca un punto de inflexión en su trayectoria al centrar su crecimiento en el modelo híbrido solar + almacenamiento y en el desarrollo de su nueva plataforma de baterías standalone, Greenbox. La compañía será una de las protagonistas de FES Iberia 2025, el principal foro de energía renovable hispanoamericano, donde David Ruiz, presidente ejecutivo de la compañía, compartirá su visión.

El plan contempla una inversión bruta de 3.500 millones de euros, un aumento significativo respecto al plan anterior (2.600 millones), con una clara prioridad por el almacenamiento energético: 2.100 millones de euros se destinarán a sistemas BESS, mientras que 1.200 millones se dirigirán al desarrollo fotovoltaico.

🎟️ Las entradas para FES Iberia 2025 ya están disponibles en la web oficial del evento.

Objetivo 2027: 2,8 GW solares y 13,8 GWh en baterías netas

La meta es  alcanzar los 2,8 GW en solar fotovoltaica y los 13,8 GWh en baterías, multiplicando por más de tres la capacidad de almacenamiento planteada en su plan anterior (4,1 GWh). En términos brutos, incluyendo activos rotados, los objetivos ascienden a 4,4 GW solares y 18,8 GWh en baterías.

Este viraje estratégico posiciona a Grenergy como una de las empresas más comprometidas con la solución al reto del respaldo flexible y la estabilidad de red en un contexto de creciente electrificación.

Uno de los proyectos claves de la estrategia de hibridación es el parque Escuderos en España que contará con 200 MW fotovoltaicos y 704MWh de almacenamiento. Además de una instalación StandAlone en Oviedo por 600 MWh, cuya construcción comenzará en 2026.

Greenbox: el pilar europeo del almacenamiento

Uno de los grandes anuncios del plan es la creación de Greenbox, la nueva plataforma europea de baterías standalone de Grenergy. Esta unidad ya cuenta con un pipeline de 35 GWh en seis países (España, Alemania, Italia, Reino Unido, Polonia y Rumanía).

El objetivo: alcanzar 2,8 GW solares y 13,8 GWh en baterías en operación y construcción para 2027.

Presencia destacada en FES Iberia 2025

Grenergy compartirá estos planes en el marco de FES Iberia 2025, el evento que reunirá el 24 de junio en Madrid a más de 400 líderes del sector energético de Europa y América Latina. La compañía participará en un debate sobre la fotovoltaica como aliada del almacenamiento, aportando su visión como uno de los actores que está marcando el ritmo del cambio.

En un momento de tensión sobre las infraestructuras eléctricas y máxima penetración renovable, Grenergy se presenta como un referente en soluciones BESS, flexibilidad del sistema y desarrollo intercontinental, con presencia consolidada en Chile, Perú, Colombia y México.

Cabe recordar que habrá un panel exclusivo dedicado a las sinergias de Europa con América Latina, donde se abordarán oportunidades de inversión, modelos de colaboración y desafíos regulatorios comunes..

🎟️ Las entradas para FES Iberia 2025 ya están disponibles en la web oficial del evento.

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Líderes del sector debatirán sobre innovación fotovoltaica en LATAM durante un nuevo webinar gratuito

Queda apenas más de una semana para un nuevo webinar exclusivo y gratuito. El próximo jueves 12 de junio, Energía Estratégica Latinoamérica (medio especializado de Strategic Energy Corp) organizará un espacio de diálogo de alto nivel denominado “Innovación tecnológica de la fotovoltaica”.

El encuentro comenzará a las 9 h Colombia / 11 h Argentina y reunirá a compañías clave del sector que analizarán el presente, desarrollo y futuro de la energía solar y su papel para la transición energética regional.

🗓️ 12 de junio – 8 h México | 9 h Colombia, Panamá | 10 h Chile | 11 h Argentina, Uruguay
🔗 Formulario de inscripción

El evento será de acceso gratuito, con transmisión en vivo, y se presenta como una oportunidad para entender en tiempo real cómo evolucionan los marcos regulatorios, qué modelos de negocio se consolidan y las soluciones tecnológicas que marcan tendencia y el pulso del avance del mercado solar.

El primer bloque del webinar se denomina “Enfoque regional: Dinámicas de crecimiento y oportunidades en los mercados de Latinoamérica”, donde se abordará la visión sobre los factores que están activando o frenando la expansión de la energía solar en mercados como México, Brasil, Colombia, Chile y Argentina.

Dicho panel estará integrado por los siguientes líderes de la industria renovable: 

  • Gabriel Bustos, regional sales manager de Haitai Solar
  • Jorge Ospina, service and product manager Colombia de Solis
  • Ángela Castillo, business development director de Black and Veatch
  • Néstor Omar Cereijo, socio responsable para Argentina de 8.2 Group

Los especialistas compartirán su mirada respecto a cómo evolucionan los marcos regulatorios, cuál es el impacto de las licitaciones y contratos privados (PPAs), qué segmentos muestran mayor dinamismo —como el utility scale o el C&I— y qué papel juega el acceso al financiamiento en un contexto macroeconómico desafiante.

Mientras que el segundo panel de debate de la jornada se titulará “Innovación tecnológica: ¿Qué demandan los mercados solares y hacia dónde evolucionan las soluciones fotovoltaicas?”, que destacará el el avance de las nuevas tecnologías de módulos, la optimización estructural para maximizar performance y la incorporación de soluciones híbridas bajo la lupa de los siguientes referentes: 

  • Lucas Estrada, presidente de EPSE San Juan
  • Victor Soares, head of LATAM technical team de JA Solar
  • Javier Losada, BDM USA & LATAM de Gonvarri Solar Steel
  • Juan Pablo Alagia, gerente de desarrollo de proyectos y tecnología de 360Energy

También se debatirá sobre la digitalización del O&M, el uso de datos en tiempo real, la automatización de procesos para reducir costos operativos, la importancia de la eficiencia en los proyectos, retos, posibilidades y perspectivas en la integración con proyectos tanto utility scale como de generación distribuida.

El webinar “Innovación tecnológica de la fotovoltaica” se presenta como una conversación clave para acceder a información actualizada, entender hacia dónde va el mercado solar en la región y establecer vínculos con actores relevantes de la industria energética durante un espacio de debate de alto nivel.

🗓️ 12 de junio – 8 h México | 9 h Colombia, Panamá | 10 h Chile | 11 h Argentina, Uruguay
🔗 Formulario de inscripción

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Yingli Solar prioriza alianzas sólidas ante nueva dinámica del mercado fotovoltaico

La transformación del mercado solar global avanza con velocidad inusitada. Con una capacidad de producción que ya supera ampliamente la demanda, el sector fotovoltaico enfrenta una nueva etapa marcada por precios cada vez más competitivos. En ese marco, Yingli Solar empieza a priorizar relaciones con clientes a largo plazo.

“Lo que traemos es tecnología, servicio y estabilidad”, manifiesta Luis Contreras, director general para Europa y Latinoamérica de Yingli Solar, durante una entrevista audiovisual en el marco del evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe).

De acuerdo con la Agencia Internacional de Energía (IEA), la capacidad global de fabricación de módulos solares alcanzó los 1.100 GW a finales de 2024, mientras que los envíos reales rondaron los 703 GW, según la ITRPV. Este excedente de aproximadamente 400 GW deja en evidencia un desbalance que obliga a los fabricantes a redefinir prioridades y mercados.

“Somos casi más del doble de capacidad de producción entre todos los fabricantes que la demanda global internacional”, indica Contreras. Esta sobreoferta, combinada con restricciones geopolíticas como la exclusión de productos chinos del mercado estadounidense, está provocando una atomización de la oferta hacia otros mercados.

El ejecutivo remarca que esta situación da lugar a una paradoja: si bien puede haber una presión a la baja en precios, también existe una escasez relativa en proyectos fuera de China, debido a la alta demanda doméstica del país asiático, que consume el 50% del mercado global. “China es la locomotora en solar por dos vías: por la demanda de producto y por la cadena de suministro”, señala.

Esto obliga a compañías como Yingli a elegir cuidadosamente con quién trabajar: “Empresas como la nuestra… apuestan por clientes estratégicos a los que acompañar en el largo plazo y a los que poder ofrecer las mejores tecnologías al mejor precio posible, con el mejor servicio y con la mayor estabilidad”.

 

En la actualidad, la compañía apuesta por tecnología de última generación basada en células n-type TOPCon, que ya domina la cuota global de mercado por sobre las tradicionales PERC p-type. Esta preferencia se alinea con las conclusiones de la Hoja de Ruta Tecnológica Internacional para la Energía Fotovoltaica (ITRPV), que identificó que las obleas monocristalinas n-type superaron por primera vez a las de p-type, gracias al rendimiento superior de la tecnología TOPCon.

“Se comporta muy bien a las altas temperaturas y también en situaciones de baja irradiación”, resalta Contreras, detallando que Yingli ofrece módulos de hasta 700 Wp para utility scale, así como formatos adaptados a proyectos comerciales y residenciales con potencias entre 450 y 590 Wp.

Pero el diferencial de la compañía no se limita a la innovación tecnológica. “Nosotros lo que buscamos son compañeros de viaje de largo recorrido… y para eso es imprescindible ofrecer servicio tanto en la fase de preventa como en la parte de construcción y postventa”, enfatiza el directivo.

La estrategia comercial de Yingli se basaría de ahora en más en la estabilidad financiera y el compromiso de soporte durante los 30 años que pueden durar sus garantías, lo cual se vuelve cada vez más crítico en un mercado que experimenta bruscas oscilaciones de precios y disponibilidad de insumos. “Tenemos que estar al lado del cliente durante todo el periodo que duran nuestras garantías”, insiste.

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Pendientes regulatorios detienen inversiones en generación distribuida y utility scale en México

Pese al marco legal renovado en el sector energético mexicano, las demoras de implementación concreta generan un vacío regulatorio y operativo. La iniciativa privada advierte una parálisis que impide nuevas interconexiones eléctricas y mantiene en suspenso proyectos listos para su operación.

Aldo Díaz Nuño, presidente nacional del Consejo de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF), manifiesta que “la Comisión Nacional de Energía tiene funciones o valores que parece ser, van a ser interesantes en su función de organización y control de la energía”. Sin embargo, advierte que la transición desde la extinta CRE “no ha venido acompañada de la publicación de los manuales ni reglas de operación necesarias”.

Desde el sector fotovoltaico, el panorama inmediato es crítico: todos los contratos de media tensión están detenidos. El motivo, según Díaz Nuño, es que “todo contrato arriba de media tensión no puede ser liberado porque requiere una unidad de inspección y esas unidades dependían totalmente de la CRE, hoy inexistente”. La CNE, creada tras el Decreto del 18 de marzo de 2025 firmado por Claudia Sheinbaum, aún tiene pendiente avanzar con estas definiciones.

En diálogo exclusivo con Energía Estratégica, el referente de CPEF precisa que la situación no se limita al segmento de generación distribuida. “En el mercado de utility, sabemos que en los esquemas legados, cuya operación ya no está vigente bajo autoabasto, no hay cambios ni renovaciones en contratos y la CNE no ha tomado las funciones necesarias para liberar estos contratos”.

La reciente reforma, que dio origen a la nueva CNE como ente técnico y regulador del sector energético, fue introducida luego de una batería de leyes secundarias que reforman desde la Ley del Sector Eléctrico hasta la Ley de Planeación y Transición Energética. Esta transformación otorga al Ejecutivo, a través de la Secretaría de Energía, un rol rector para guiar los cambios, incluyendo la operatividad de la Comisión Nacional de Energía que estará dentro de su órgano de gobierno y en el cual tendrá una participación activa como parte de su Comité Técnico.

Los desafíos históricos también persisten. El presidente de CPEF recuerda que temas como el almacenamiento energético y la energía solar colectiva “quedaron truncos”, a pesar de haber sido impulsados antes del sexenio actual. Asimismo, la NOM de 2018 —que actualiza estándares técnicos— no ha sido autorizada, manteniendo vigente una regulación de 2012 que “está tronada”.

No obstante, Díaz Nuño reconoce avances: “Ahora tenemos todo un respaldo jurídico para sistemas aislados”, destacando que usuarios que antes podían implementar hasta 0.5 MW, ahora podrán llegar a 20 MW. “Ese pequeño cambio de una liberación a la red es fantástico. Lo vemos como algo muy positivo para nosotros”. Aun así, persiste un cuello de botella: las demoras en la burocracia federal.

En este escenario, CPEF impulsa una estrategia de autorregulación, apuntando a elevar los estándares del sector ante la pasividad institucional. “Cada vez vemos más instaladores en el país que llegan sin conocimiento y esto ha generado un incremento como nunca se había visto en instalaciones fallidas”.

Frente a esta situación, la organización ya trabaja en conjunto con la Secretaría de Educación Pública y 17 estados para establecer, por ejemplo, licencias de vendedor fotovoltaico y certificaciones en sistemas aislados, buscando asegurar criterios sostenibles. “Creemos en una autorregulación”, subraya Díaz Nuño.

El Consejo, que hoy reúne a más de 1.150 socios, proyecta asumir un papel clave en el rediseño normativo. “Nosotros podemos desarrollar lo que serán los estándares para el futuro de este país… Ahora requerimos nuevas herramientas, nuevos modelos no sólo comercial sino también ético”, afirma el directivo.

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Luz verde para la conexión de 7 parques fotovoltaicos en Guatemala

La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) autorizó la conexión e inyección a nuevos proyectos de generación de hasta 5 MW en el Sistema Nacional Interconectado (SNI) mediante circuitos de media tensión.

Se trata de 7 parques fotovoltaicos presentados por las entidades Apex Energy Guatemala, Gravitas Sun Harvest, Luz de la Huerta, Rancho María Solar Power, Solar Power La Gitana y Tikal Energy, este último con dos proyectos.

Las resoluciones fueron emitidas por la CNEE conforme a lo establecido en la Ley General de Electricidad (Decreto 93-96 del Congreso de la República), tras la revisión de los dictámenes técnico y jurídico elaborados por las gerencias de Planificación y Vigilancia de Mercados Eléctricos y Jurídica, respectivamente.

Los proyectos se amparan bajo el régimen de Generación Distribuida Renovable (GDR) y deberán cumplir con las condiciones establecidas en sus respectivas resoluciones, incluyendo aspectos técnicos, de inversión y de coordinación con las empresas distribuidoras correspondientes.

Uno de los proyectos autorizados es el Parque Solar Numa, impulsado por Rancho María Solar Power, que inyectará hasta 4.93 MW a la red de Empresa Eléctrica de Guatemala (EEGSA). Esta planta tendrá una capacidad instalada total de 4,928 kW, compuesta por 9,120 paneles solares de 700 W cada uno.

Por su parte, el Proyecto Solar Fotovoltaico Planta de Producción Cuyotenango, promovido por Apex Energy Guatemala, inyectará hasta 1.2 MW a la red de Distribuidora de Electricidad de Occidente (DEOCSA). Esta central contará con una capacidad instalada de 1,400 kW, mediante 3,322 módulos de 600 Wp.

También se encuentra el proyecto La Gitana Solar, a cargo de Solar Power La Gitana, con una potencia de inyección de hasta 4.9 MW en la red de EEGSA. Este parque contará con 9,120 paneles de 700 Wp, sumando una capacidad total de 4,993 kW.

En el caso de Luz de la Huerta, promovido por la sociedad del mismo nombre, se autorizó una inyección de hasta 4.8 MW en la red de Distribuidora de Electricidad de Oriente (DEORSA). Esta planta operará con una capacidad instalada de 4,900 kW, conformada por 9,920 paneles de 630 Wp.

El proyecto Planta Fotovoltaica Gravitas 1, desarrollado por Gravitas Sun Harvest, recibió luz verde para inyectar hasta 5.0 MW también en la red de DEORSA. La planta contará con una potencia instalada de 5,000 kW mediante 10,368 paneles solares de 585 Wp.

Por parte de Tikal Energy, como se anticipó, se aprobaron dos proyectos. El primero es PSF Navarra, que inyectará hasta 4.6 MW en la red de DEOCSA y tendrá una capacidad total de 4,999 kW, conformada por 11,340 paneles de 550 Wp. El segundo, PSF Las Palmas, también inyectará hasta 5.0 MW en la misma red y tendrá una capacidad total idéntica de 4,999 kW con 11,368 paneles solares del mismo tipo.

La CNEE subrayó que las autorizaciones están sujetas a que cada empresa cumpla con los compromisos adquiridos, incluyendo la gestión de permisos, la implementación de inversiones necesarias y la coordinación técnica con las distribuidoras correspondientes.

Estas aprobaciones representan un nuevo avance en la estrategia de diversificación de la matriz energética guatemalteca y ratifican el dinamismo del segmento de generación distribuida renovable, que continúa ganando terreno como una opción competitiva y sostenible en el mercado eléctrico nacional.

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CAMYEN avanza en un proyecto geotérmico con respaldo técnico y financiero

La empresa estatal Catamarca Minera y Energética Sociedad del Estado (CAMYEN) avanza con determinación en el desarrollo de un proyecto geotérmico en Cerro Blanco, ubicado en Antofagasta de la Sierra, un área estratégica del noroeste argentino. 

Se trata de una apuesta por diversificar la matriz energética con fuentes limpias y aprovechar los recursos del subsuelo para abastecer de energía a la actividad minera de la región.

“Sin energía no hay minería, no hay desarrollo”, sostuvo Natalia Dusso, quien se desempeñó como presidenta de CAMYEN hasta semanas atrás, al explicar el foco estratégico de la empresa sobre esta fuente renovable. 

El proyecto, que podría convertirse en el primer desarrollo geotérmico respaldado por el Consejo Federal de Inversiones (CFI) en Argentina, se encuentra en una etapa inicial clave. Para avanzar en su implementación, CAMYEN firmó un acuerdo con la consultora Proingeo, que también formalizó en marzo un convenio con el CFI para llevar adelante los estudios necesarios.

“Días atrás CAMYEN firmó la primera etapa para que le paguen a la consultora y continuar con todo el desarrollo. Estamos en estos momentos en la etapa incipiente de búsqueda y recopilación de datos y, con ello, viene el diagrama o la planta geofísica para saber a dónde van a avanzar con los 100 puntos en una prospección invasiva”, precisó Dusso. 

“En cinco meses debemos tener la información. El potencial geotérmico está, pero se necesita medir para saber detalladamente”, agregó en diálogo con Energía Estratégica

Según los estudios disponibles, el complejo geotérmico es un reservorio de alta entalpía, con temperaturas superiores a los 100 °C, lo que lo convierte en un sitio comercialmente apto para la generación eléctrica. Las primeras estimaciones indican una capacidad mínima de 14 MW con un 90% de confianza, y un potencial de más de 50 MW con un 50% de probabilidad, lo cual abre un escenario favorable para su futura explotación.

El costo estimado del estudio geotérmico sin esta colaboración superaba los 249.000 dólares, un monto que evidencia la importancia del respaldo financiero institucional para que el proyecto avance en tiempo y forma.

El estudio se compone de seis tareas principales que permitirán construir un modelo geotérmico conceptual sólido. La primera etapa implica la recopilación y análisis de estudios preexistentes en la zona. A esta le sigue la reinterpretación geoquímica y el fortalecimiento del modelo geológico. 

Luego se ejecuta un relevamiento estructural con detección de fracturas, sumado a una prospección magnetotelúrica que permitirá estudiar la conductividad eléctrica de las capas geológicas. El análisis e interpretación de los datos recabados constituirá la quinta tarea, para finalmente integrar todos los elementos en un modelo geotérmico conceptual que sirva como base para la toma de decisiones.

Una vez concluidos los estudios, CAMYEN proyecta avanzar en la búsqueda de un socio estratégico o un inversor internacional que permita llevar a cabo el desarrollo del campo geotérmico. La articulación público-privada será determinante para transformar los resultados técnicos en generación efectiva de energía eléctrica para el sistema.

Otros frentes de energías renovables

La apuesta por Cerro Blanco no es la única línea de acción de CAMYEN en materia de transición energética. La firma estatal también busca avanzar en otros vectores renovables. 

“Estamos trabajando con WindSol, una de las empresas adjudicadas en el MATER”, confirmó Dusso, en alusión al Mercado a Término de Energías Renovables. Aunque los proyectos se encuentran aún en fase de conversaciones, esta iniciativa refleja la voluntad institucional de diversificar su estrategia con tecnologías limpias complementarias a la geotermia.

Así, CAMYEN busca un mayor posicionamiento como actor clave en la convergencia entre minería y energías renovables, con una visión integral que apuesta por el desarrollo local, la independencia energética y la atracción de inversión para transformar los recursos naturales en oportunidades sostenibles.

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Llegan a Olavarría los componentes del Parque Eólico CASA, el primer proyecto in situ de YPF Luz

 Comenzaron a llegar al predio de Cementos Avellanada, ubicado en la localidad de Olavarría, los componentes de los aerogeneradores del Parque Eólico CASA, de acuerdo con la planificación y tiempos estipulados.  

El transporte de las partes requiere de camiones especializados que viajan con seguridad privada  delantera y trasera, a velocidad reducida. El ingreso al predio empezó recientemente, con  arribos nuevos todas las semanas y está previsto que concluya a fines de junio para luego iniciar  con la etapa de montajes. La logística de transporte no implica cortes de ruta o accesos, y se  realiza con todos los permisos correspondientes para circular, otorgados por Vialidad Nacional  y/o Vialidad Provincial.  

El parque es el primer proyecto in-situ que YPF Luz construye en las inmediaciones de un cliente,  marcando un nuevo hito en el desarrollo de energías renovables que se adaptan a la necesidad  de cada industria. De esta manera, tendrá dos funcionalidades: por un lado, 4 de los 9  aerogeneradores (con un total de 28 MW de capacidad instalada) estarán destinados al  autoabastecimiento de Cementos Avellaneda, mientras que la energía que generen los otros 5 (de 35 MW de capacidad instalada) se comercializarán por YPF Luz en el Mercado a Término de  Energías Renovables.  

Características de cada aerogenerador: 

  • Componentes: 27 palas en total, de 79,7 metros de altura cada una, y tecnología Nordex Delta 4000.  
  • Aerogeneradores: 9 en total, con una altura aproximada a 200 metros cada uno, similar  a la altura de tres Obeliscos.  
  • Potencia máxima: 7 MW cada uno, superando así a la potencia de los aerogeneradores  del Parque Eólico General Levalle, también de YPF Luz. 
  • Área de barrido de las hélices: 163 metros de diámetro.

Parque Eólico CASA 

  • Generará 63 MW de potencia de fuente renovable. 
  • Energía equivalente a más 72.000 hogares argentinos. 
  • Superficie: 450 hectáreas.
  • Factor de capacidad: 47.2%.
  • Energía generada: 260.487 MWh/año.
  • Inversión: más de USD 80 millones.
  • Empleo durante la construcción: 200 personas en pico de obra.

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El gobierno de Argentina descartó la actualización de las metas de la ley de renovables

El Gobierno de Argentina no proyecta actualizar la Ley N° 27191, la norma que establece que al 31 de diciembre de 2025 las energías renovables deben alcanzar una participación de, al menos, 20% en la cobertura de la demanda eléctrica. 

El secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, sostuvo que los actores de diversas entidades de la industria energética no reclaman nuevos incentivos, sino certeza regulatoria, estabilidad normativa y macroeconómica. 

“La ley de energías renovables ha sido muy exitosa y ha permitido que las renovables representen cerca del objetivo previsto del 20%. Sin embargo, cuando hablamos con players del sector sobre cómo seguir, no nos piden incrementar el objetivo ni beneficios fiscales, sino que solicitan seguridad jurídica, estar seguros que no cambien las reglas bajo las cuales invirtieron”, expresó. 

Los datos oficiales muestran que en 2024 el promedio anual de abastecimiento de la demanda eléctrica con fuentes renovables fue del 16,5%, incluso por debajo del mínimo esperado para fines de 2023. 

Es decir que, a pesar de algunos picos superiores al 20% en los últimos meses del año, los objetivos aún no se han alcanzado. Aun así, el Ejecutivo considera que la mejor manera de atraer inversión no es con una nueva ley, sino cumpliendo la vigente.

“Desde el Gobierno creemos que debemos generar condiciones para que el sector privado pueda desarrollar las oportunidades y los recursos”, remarcó el funcionario durante un evento organizado por el gobierno de Chubut.

La estrategia oficial pasa por fortalecer la institucionalidad legal antes que modificarla, a fin de que la seguridad jurídica se gane en el tiempo cumpliendo las leyes. 

“Vemos con satisfacción la inflación en los niveles que está y que seguirá bajando, un tipo de cambio estable, riesgo país en mínimos que no veíamos hace años, la vuelta del crédito. Además, el sector energético privado es muy pujante y con las condiciones apropiadas, seguirá invirtiendo y creciendo”, confió el secretario, que remarcó la importancia de garantizar previsibilidad como condición para el desarrollo.

Un nuevo ciclo de inversiones: hidroeléctricas y transmisión

Más allá que González no ve claro la actualización de los objetivos de la ley N° 27191, el Gobierno avanza en iniciativas concretas que apuntan a dinamizar la inversión. “En pocos días lanzaremos la licitación para la concesión de cuatro centrales hidroeléctricas en Comahue, cuya concesión venció en 2024”, anticipó González.

A eso se suma un plan de inversiones en 16 obras prioritarias de transmisión eléctrica en 132 y 500 kV, que suman 5610 kilómetros de nuevas líneas en alta tensión. 

Las mismas serán llevadas adelante por el sector privado a través del mecanismo de concesión de obra y se solventarán mediante el pago de un concepto tarifario por parte de los usuarios por los usuarios del servicio público de transporte de energía eléctrica del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que sean beneficiados con esta nueva infraestructura.

El primer proyecto será AMBA I, al que seguirán nuevas etapas. “Vemos que el sector privado reacciona y lo veremos en transmisión eléctrica, también cuando privaticemos Transener y en la licitación de las centrales hidroeléctricas”, concluyó el secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación

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Iniciativa privada en vilo por la reforma judicial y potenciales impactos en negocios de generación eléctrica en México

Junio inició con el primer Proceso Electoral del Poder Judicial de la Federación (PEEPJF) 2024-2025. Se sometieron a votación 881 cargos judiciales federales, 389 juezas y jueces de distrito, además de ministros y magistraturas.

Pero lejos de fortalecer la institucionalidad, el evento encendió nuevas alarmas entre participantes del sector energético. Carlos Flores, analista del mercado, lo resumió así: “Nada de la elección judicial, nada de la reforma del Poder Judicial, beneficia o motiva a que las inversiones lleguen al país”.

Según los datos preliminares, apenas un 12% del padrón participó, y dentro de ese porcentaje, un 20% anuló su voto como rechazo al proceso. “Estamos hablando que en realidad es algo así como un 7 u 8% del porcentaje de los ciudadanos que realmente participaron en este proceso”, puntualizó Flores.

Para él, estos datos evidencian la desconexión entre el gobierno y su base, en contraste con la narrativa oficial de gozar de una aceptación del 80-85%: “Fue un fracaso para el gobierno federal, fue un fracaso para el partido en el poder, para Morena, por la muy, muy baja participación que tuvo este proceso”.

Más allá de lo electoral, lo que preocupa a los jugadores del sector eléctrico es el impacto que la reforma judicial podría tener sobre la certidumbre jurídica en los negocios. “Lo verdaderamente importante es el efecto que esa reforma al Poder Judicial ha tenido y tendrá en las inversiones en general, afectando por supuesto también a las inversiones en el sector de energía”, advirtió Flores.

En este escenario, incluso en medio del impulso que ofrecía el nearshoring, México no solo no está atrayendo más capital, sino que comienza a perderlo. “Hasta ahora ha habido algunos anuncios de empresas que están retirando sus capitales del país […] no sólo no estamos atrayendo inversiones, sino que además se están yendo del país”, alertó.

A esto se suma el temor creciente de que el Poder Judicial se convierta en una extensión del Ejecutivo, debilitado tanto en independencia como en capacidad técnica. “Un Poder Judicial al servicio del gobierno, un Poder Judicial disminuido en sus capacidades y un Poder Judicial posiblemente, reitero, posiblemente invadido por personas alineadas con el narcotráfico, pues es uno de esos riesgos y tal vez uno de los más grandes”, enfatizó.

Aunque la nueva legislación en materia energética no es tan agresiva como lo fue la reforma eléctrica propuesta por el presidente López Obrador, Flores señala que “todavía falta mucha regulación secundaria”, y que existen deficiencias estructurales que entorpecen la instalación de nuevos proyectos: inseguridad, falta de servicios públicos clave como agua o gas, e incertidumbre en el suministro eléctrico.

El resultado es una caída sostenida en la confianza inversora. “Han sido muy, muy pocas las empresas que han decidido invertir en este país. Y lo que quiero decir es que lo que podemos esperar en adelante es eso mismo”, concluyó el analista.

En cuanto a la resolución de controversias, las vías tradicionales mexicanas como el juicio de amparo ya no generan confianza. “Hubo pocas [empresas] que se fueron a esa segunda instancia [internacional]. Todas resolvieron o intentaron resolver por la vía de juicio de amparo”, dijo Flores en referencia a la búsqueda de resoluciones de problemáticas en el último sexenio. Sin embargo, con la implementación de la reforma judicial “lo que podemos esperar es que un mayor porcentaje de las empresas se vaya directo a litigios internacionales para intentar resolver sus problemáticas en el país”.

Una de las consecuencias más visibles de esta pérdida de confianza es la parálisis en decisiones de inversión, o directamente, la salida del país de algunos actores. “Lo que espero es que por unos meses más, mientras termine de conocerse la regulación […] por ese periodo las empresas continuarán a la expectativa. Después ya tomarán sus decisiones. Habrá algunas que decidan participar, habrá algunas otras que decidan irse, lo cual pues tiene todo el sentido, ¿no?”, argumentó.

La lógica de inversión, explicó Flores, se impone a la narrativa oficial. “Cuando tú tienes un presupuesto, digamos, global para invertir en energía […] si puedes decidir invertir en México o invertir en Alemania, Australia, Japón, Brasil, pues ¿por qué lo harías en México, con todos esos riesgos de los que ya hablábamos?”

No obstante, el panorama no es enteramente desalentador. Existen algunos resquicios regulatorios en los que aún puede haber oportunidades para inversionistas privados. En particular, Flores ve potencial en esquemas de menor escala: “A mí particularmente me gusta el nuevo esquema de autoabasto, que ahora se llama de autoconsumo […] y hay un camino específico para proyectos de menos de 20 megawatts, que puede funcionar”.

También hay dudas sobre la viabilidad del suministro calificado, pero en ese frente, dijo, “no está muy claro qué tanto se va a impedir o facilitar que las empresas se inviertan ahí”.

En contraste, los esquemas de coinversión con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) despiertan más cautela que entusiasmo. “Nadie debería querer tener a un socio comercial, mayoritario además, […] con los grandes riesgos de corrupción, con los grandes riesgos de ineficiencia que pudiera tener ese socio”.

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ZN Shine alinea su estrategia comercial a la masificación del TopCon y nueva apuesta por el HJT

ZN Shine apuesta por alinearse a las tendencias globales mientras se mantienen a la vanguardia tecnológica con productos de alta durabilidad y rendimiento. Sus módulos con vidrio de grafeno y marcos de poliuretano marcan un gran diferencial entre la oferta disponible en el mercado.

“Definitivamente el mercado se está moviendo muchísimo a todo lo que es tecnologías TopCon, todos los fabricantes estamos volcados a TopCon y estamos empezando a trabajar en la tecnología HJT”, manifestó Marisol Neira, quien fue LatAm Key Account Director de ZN Shine.

Durante una entrevista audiovisual en el Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), la portavoz de la empresa al momento de la entrevista destacó que la tecnología HJT, si bien ya fue explorada por algunas marcas, inicia una fase donde comenzará a masificarse como una opción competitiva.

Este cambio tecnológico responde a una transformación profunda en el mercado global. Según la 16.ª edición de la Hoja de Ruta Tecnológica Internacional para la Energía Fotovoltaica (ITRPV), en 2024 se alcanzó un récord de 703 GW en envíos de energía solar fotovoltaica, dominando el silicio cristalino con el 98 % de la cuota de mercado. Dentro de este segmento, las obleas de silicio monocristalino tipo n Cz-Si han superado a las de tipo p, impulsadas por la expansión de la tecnología TopCon, que por primera vez desplazó a PERC como líder del mercado.

En este contexto, ZN Shine se distingue por mantener el foco en la innovación. “Seguimos trabajando muchísimo con lo que es el vidrio de grafeno, que es nuestra característica principal y lo que ha hecho que nosotros marquemos diferencia en el mercado”, explicó Neira, quien además confirmó el avance en eficiencia y potencia de los módulos, especialmente aquellos que emplean celdas de 182 y 210 milímetros.

Neira también reveló una de las principales ventajas de la compañía en la región: la disponibilidad inmediata de productos. “Estamos entregando proyectos hasta de 50 MW en un mes. Entonces la disponibilidad es excelente”, resaltó.

Los módulos de ZN Shine han demostrado su gran desempeño en una de las regiones más sensibles al entorno como Centroamérica y el Caribe, con zonas expuestas a huracanes, alta humedad y salinidad. Frente a estas condiciones, Neira subrayó la relevancia de sus innovaciones estructurales. “Sacamos ahorita un marco de poliuretano que tiene muchísima más resistencia a la corrosión. Todos nuestros módulos son doble vidrio, lo que hace que la humedad no los afecte tanto como cuando tienes un módulo con un backsheet de EVA”, detalló.

En República Dominicana, un mercado en plena expansión, los productos de ZN Shine encuentran especial receptividad. La empresa identifica oportunidades en el segmento de generación distribuida, donde su propuesta de módulos resistentes al clima extremo resulta especialmente atractiva para los desarrolladores locales.

El avance en proyectos utility también ha sido clave para los resultados regionales. Según Neira, el año pasado la compañía alcanzó las metas comerciales previstas, e incluso superó los objetivos para 2025. “Estamos ya entregando proyectos a nivel de utility, que también es algo que nos satisface muchísimo. Nosotros veníamos muy fuertes en generación distribuida, sin dejarla a un lado, pero estos proyectos utility están haciendo que cumplamos la meta de manera muy satisfactoria”, destacó.

Este desempeño refuerza la estrategia de ZN Shine, que en entrevistas previas ha enfatizado su orientación hacia la reducción del CAPEX y OPEX de los proyectos fotovoltaicos en la región. Con soluciones que mejoran la resistencia ambiental, incrementan la eficiencia operativa y aseguran tiempos ágiles de entrega, la compañía se posiciona como un socio clave para desarrolladores de proyectos solares.

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Honduras propone normativa específica para generación distribuida en redes de media tensión

La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) publicó una propuesta de “Norma Técnica de Conexión y Operación de Centrales Generadoras en Redes de Distribución de Media Tensión”.

La iniciativa busca cubrir un vacío normativo en el segmento de generación distribuida que hasta el momento sólo contempla la generación de usuarios autoproductores y no incluye la modalidad de centrales de empresas generadoras.

En concreto, se plantea clasificar a las Centrales Generadoras conectadas en redes de distribución de media tensión en tres tipos según su impacto en la calidad, seguridad y desempeño del Sistema Interconectado Nacional (SIN).

  • Centrales Generadoras tipo A: Centrales Generadoras con Capacidad Instalada menor o igual a 5 MW. Se exceptúan aquellas Centrales Generadoras con Capacidad Instalada menor o igual a 5 MW cuya operación impacte en la calidad, seguridad y desempeño del SIN, así como las que califiquen como CGMI.
  • Centrales Generadoras tipo B: Centrales Generadoras con Capacidad Instalada mayor a 5 MW. Se incluyen también aquellas Centrales Generadoras con Capacidad Instalada menor o igual a 5 MW cuya operación impacte en la calidad, seguridad y desempeño del SIN.
  • Centrales Generadoras de Mínimo Impacto (CGMI): Centrales Generadoras con Capacidad Instalada menor o igual a 1 MW y que cumplan con los criterios indicados en el Título III.

A partir de su clasificación, a cada tipo de central se le requerirá para su conexión un determinado procedimiento, análisis eléctrico y requisitos técnicos, así como condiciones para la coordinación de su despacho y mantenimiento.

Por ejemplo, se establecería que cada generadora determine e informe la potencia promedio que prevén inyectar en cada intervalo de operación o presentar los programas de generación previstos para el día siguiente, dependiendo cada caso.

Pero aquello estará sometido a verificación, aprobación o modificación por parte de las empresas distribuidoras, en función de restricciones técnicas o normas de calidad aplicables a la red de distribución.

En el orden de 70 centrales generadoras conectadas a redes de distribución del SIN deberán adecuarse a la nueva normativa técnica específica. Tendrán un plazo de un año luego de la entrada en vigor, para dar cumplimiento a lo establecido.

Mediante la Consulta Pública CREE-CP-06-2025, el organismo regulador recibirá posiciones y sugerencias hasta el viernes 27 de junio de 2025. Los comentarios deberán ser ingresados a través de la plataforma: https://bit.ly/CREE-CP-06-2025

Ahora bien, información adicional sobre el proceso y bases de la normativa puede ser obtenida por las partes interesadas remitiendo su solicitud de aclaración al correo electrónico: consultapublica@cree.gob.hn

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Movey inicia el montaje de aerogeneradores Nordex en el parque eólico CASA

MOVEY da un paso clave en su consolidación dentro del sector de energías renovables con el inicio del montaje de nueve aerogeneradores Nordex Delta4000 6.X en el parque eólico CASA, ubicado en Olavarría, provincia de Buenos Aires. 

Cada torre alcanzará los 119 metros de altura bajo buje y aportará hasta 7 MW de capacidad, lo que se traduce en 63 MW de potencia renovable para el sistema energético argentino.

“MOVEY es un proyecto hecho realidad. Empezamos hace más de dos años como un emprendimiento de Menara Construcciones para ofrecer un servicio local al tecnólogo”, manifestó Hermas Culzoni, gerente general de Menara Construcciones y CEO de MOVEY, en diálogo con Energía Estratégica

El ejecutivo destaca que el proyecto CASA representa el primer gran desafío de la compañía, con todos los equipos radicados en Olavarría y listos para iniciar el trabajo de montaje.

“”Nos convencimos en su momento que teníamos la fortaleza necesaria para  afrontar  un contrato de esta magnitud.  El objetivo, a partir de este proyecto, es crecer con nuevos desafíos”, complementó Oscar Balestro, director de MOVEY y presidente de EEDSA

El cronograma del parque CASA contempla el arribo progresivo de componentes y su instalación secuencial en las plataformas designadas. “Tenemos prácticamente 16 semanas para instalar y dejar listos mecánicamente cada uno de los nueve aerogeneradores”, indica Culzoni. 

El proceso completo, desde la instalación de los obradores hasta el retiro del sitio, demandará hasta septiembre; mientras que la labor incluirá el armado de torres, instalación interna y la conexión en media tensión de cada unidad.

“Este es un proyecto muy bien estructurado en obra civil e infraestructura, lo cual permitirá concluirlo en forma óptima.  Contando con el conocimiento de la industria y las exigencias de la misma, para estar a la altura de un contrato de este tipo, demuestra el trabajo que hemos hecho durante estos dos años”, enfatizó el Oscar Balestro 

“El Proyecto CASA es nuestro punto de partida para consolidarnos en el mercado logrando solidez para nuevos contratos, hoy nuestro focus prioritario es la puesta en marcha del parque eólico”, agregó Culzoni. 

Proyección regional de MOVEY

Con este proyecto como punto de partida, MOVEY proyecta una expansión más allá del mercado argentino, actualmente cotizando servicios para parques tanto a nivel local como en Chile, Perú, Colombia y México, a fin de convertirse en una empresa de alcance regional en el montaje de aerogeneradores y servicios asociados.

La firma también planea diversificar su portafolio hacia operación y mantenimiento (O&M), ampliando su propuesta de valor más allá de la instalación. Esta estrategia busca dotar de mayor solidez a la estructura de MOVEY asegurando continuidad operativa tras la finalización del proyecto CASA en septiembre de 2025.

Para ello, MOVEY ha apostado a conformar una estructura sólida con recursos humanos calificados, en permanente entrenamiento y actualización tecnológica y alianzas estratégicas. “Queremos formar nuestro equipo con técnicos altamente capacitados y estamos en permanente búsqueda de nuevos colaboradores para complementar los equipos”, señaló Culzoni, al tiempo que destacó la colaboración y acuerdos estratégicos con empresas de probada trayectoria regional, para prestar servicios de instalación, puesta en marcha y O&M en LATAM. 

MOVEY se preparó anticipadamente para afrontar este desafío. La experiencia acumulada en los últimos años, el conocimiento del sector y el respaldo de Menara Construcciones —una empresa con más de 60 años de trayectoria en obras civiles para la industria y agroindustria— fueron y serán clave para posicionarse como un jugador confiable en el montaje de infraestructura renovable.

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Nueva etapa de licitaciones de energía motiva la entrada de Core Alliance con asesoría especializada

Core Alliance Inc, firma de consultoría especializada en regulación, cumplimiento, sostenibilidad y gestión de riesgos en sectores altamente regulados, inicia sus operaciones en Panamá, Costa Rica y República Dominicana. 

De estos países, la decisión de Panamá de avanzar con licitaciones que privilegien energías renovables está empezando a captar el interés de inversionistas, además de marcar un paso importante hacia una matriz energética más diversificada, resiliente y descarbonizada, de acuerdo con la consultora. 

“Este enfoque implica que los oferentes deberán demostrar no solo capacidad técnica, sino profundo conocimiento del entorno normativo, permisos ambientales, condiciones de despacho y riesgos regulatorios asociados a cada tecnología”, apuntó William Villalobos, presidente y socio fundador de Core Alliance Inc

Los pliegos de esta licitación pública de largo plazo se darían a conocer durante este año 2025. Hasta tanto, la Secretaría Nacional de Energía anticipó que en esta primera convocatoria, en la que se competirá por contratos de hasta 180 meses, tendrá un precio máximo de $97.50 MWh y priorizará la participación de nuevas centrales hidroeléctricas y eólicas.

En atención a aquello, la firma, que está integrada por un equipo multidisciplinario de expertos con trayectoria comprobada en el sector, se posiciona como aliado estratégico para acompañar en la estructuración, implementación y defensa regulatoria de proyectos energéticos que participen de este tipo de convocatorias que no sólo iniciarían este año en Panamá, también hay certeza de procesos ya abiertos o por abrir en Guatemala, Honduras y República Dominicana.  

“Acompañamos a los potenciales oferentes en la revisión crítica de los pliegos y documentos base, garantizando cumplimiento, competitividad y mitigación de riesgos; diseño y estructuración de consorcios, incluyendo cláusulas de distribución de riesgos regulatorios; gestión de permisos, evaluación de puntos de interconexión, trámites regulatorios y cumplimiento con criterios locales; negociación estratégica con actores clave, tanto técnicos como institucionales”, enumeró Willalobos.

Su experiencia previa en procesos similares en países como Costa Rica, Guatemala, México, y República Dominicana permitiría a esta firma anticipar obstáculos y acelerar procesos. 

“Hemos acompañado a clientes en la adjudicación de contratos PPA, procesos de conexión a red, reestructuración regulatoria y resolución de controversias. En cada caso, nuestro aporte ha sido clave para cerrar exitosamente las etapas críticas de los proyectos relevantes a nuestros clientes”, aseguró el presidente y socio fundador de Core Alliance Inc.

El equipo de Core Alliance Inc. acumula conocimiento que además le permite realizar monitoreo técnico-jurídico permanente de las publicaciones de ETESA, ASEP y del Ejecutivo panameño; simulación de escenarios de adjudicación y modelación de riesgos normativos por tecnología; y, estrategias de entrada al mercado para oferentes internacionales, ajustadas a las condiciones del país, sus reglas de conexión, cronogramas regulatorios y contexto político-económico.

Aquello no es menor, ya que además de estar en la antesala del lanzamiento de esta licitación de largo plazo que priorizará hidro y eólica, Panamá tiene prevista una reforma a la Ley 6 que podrá cambiar las reglas del juego en el sector eléctrico. 

“Los procesos de reforma legislativa generan una dualidad para el sector: por un lado, representan una oportunidad para modernizar y alinear los marcos normativos con los objetivos de transición energética; por otro, si no se gestionan adecuadamente, pueden convertirse en focos de incertidumbre jurídica, desaliento a la inversión y freno a la ejecución de proyectos”, advirtió William Villalobos.

Según comentó el abogado y consultor a Energía Estratégica, el riesgo principal para los inversionistas es que se alteren elementos estructurales del sector -como reglas de remuneración, despacho, conexión o incentivos- sin un régimen de transición claro ni garantías de estabilidad regulatoria. 

¿Cómo podría impactar a los oferentes de la licitación? De acuerdo con Villalobos, “puede afectar la bancabilidad de los proyectos, los flujos previstos por los desarrolladores y, eventualmente, abrir espacio a disputas contractuales o arbitrajes internacionales”.

Con base en ello, sus recomendaciones para el caso de Panamá son:

  1. Separar los tiempos de la licitación y la reforma legislativa, o bien aplicar reglas transitorias robustas que protejan la estabilidad de los proyectos adjudicados.
  2. Incluir mecanismos contractuales de estabilidad regulatoria o cláusulas de ajuste que protejan la expectativa legítima de los oferentes y financistas.
  3. Fortalecer la independencia técnica de la ASEP y de los órganos encargados de aplicar las normas durante el proceso de reforma.
  4. Establecer mesas técnicas de consulta y participación real con el sector privado, banca multilateral y desarrolladores.

Desde su óptica, Panamá ya es y continúa posicionándose como el hub energético de la región, con un clima de seguridad a la inversiones y con una visión clara de política pública y estabilidad regulatoria de cara a los cambios que estamos viendo producto de la transición energética y la convergencia regulatoria entre sectores. 

Sin embargo, en entrevista con este medio, subrayó como oportuno recordar que, la credibilidad del país como destino de inversión depende no solo de su recurso natural o demanda energética, sino de la consistencia institucional y previsibilidad jurídica. “La reforma debe fortalecer esa confianza, no debilitarla”, consideró.

Como abogado experto en regulación y miembro del Panel de Expertos de la CRIE, así como expresidente de la Asociación Iberoamericana de Derecho de la Energía (ASIDE), el presidente y socio fundador de Core Alliance Inc ha tenido la oportunidad de analizar reformas normativas en múltiples jurisdicciones. 

“Fundé Core Alliance después de haber liderado por más de una década procesos complejos en el sector energético, incluyendo negociaciones de PPAs, reformas regulatorias, revisiones de esquemas tarifarios y análisis mercado energéticos”, amplió William Villalobos.

Visto aquello, su expertise podrá ser aprovechada no sólo por empresas, sino también por la banca, organismos multilaterales, así como gobiernos en Centroamérica, que transiten esta época marcada por la llegada de licitaciones clave para el fortalecimiento de sistemas eléctricos locales y regionales. 

Desde Core Alliance además brindan:

  • Asesoría regulatoria integral para actores del mercado eléctrico: generadores, transmisores, distribuidores, grandes consumidores e inversionistas.
  • Estructuración legal y comercial de proyectos de energía renovable, incluyendo contratos PPA, BEES, mecanismos de financiamiento y participación en subastas.
  • Due diligence regulatorios y normativos, especialmente útiles para fondos de inversión, bancos multilaterales y actores nuevos en la región.
  • Diseño de estrategias de participación en licitaciones públicas y privadas, desde el análisis de bases hasta el cierre contractual.
  • Gestión de riesgos regulatorios, reformas normativas y resolución de disputas, con enfoque preventivo y de alineamiento estratégico.

Su diferencial es que no solo interpreta la regulación, sino que busca transformarla en ventajas competitivas reales para sus clientes, con un enfoque regional, técnico y ejecutable.

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Tres comunas de la región de Valparaíso se beneficiarán de parques solares comunitarios

El viernes pasado en la comuna San Antonio, la seremi de Energía, Anastassia Ottone, se reunió con el alcalde a la Ilustre Municipalidad de San Antonio, Omar Vera, la diputada Camila Rojas, la Delegada Provincial Presidencial, Carolina Quinteros y sus equipos, para profundizar respecto de la adjudicación del concurso Parque Solar Comunitario, el cual busca reducir los costos de energía eléctrica para familias vulnerables mediante sistemas de generación fotovoltaica para el autoconsumo.

El concurso, impulsado por el Ministerio de Energía y ejecutado por la Agencia de Sostenibilidad Energética, beneficia a tres comunas en la región de Valparaíso: Calle Larga, La Calera y San Antonio. Su objetivo es agilizar el diseño de proyectos de generación distribuida de propiedad conjunta, desarrollados a través de las municipalidades. Esto permitirá que las comunidades beneficiadas reciban descuentos en sus cuentas de electricidad mediante la inyección de energía renovable a la red, especialmente en un contexto de alza de los precios de la energía.

En la reunión, la Seremi de Energía, Anastassia Ottone, destacó el entusiasmo por esta convocatoria y el esfuerzo de los municipios de la región por participar. “Esta es una iniciativa muy importante. Fueron tres los municipios seleccionados para desarrollar la prefactibilidad de tener un Parque Solar Comunitario. Esperamos que las iniciativas se concreten cuanto antes y que las personas puedan ver reflejados los descuentos en sus cuentas de luz. Agradecemos a los equipos municipales por su participación en esta iniciativa del Ministerio de Energía”, afirmó Ottone.

Por su parte, el alcalde de San Antonio, Omar Vera, aseguró que “el municipio de San Antonio está aprovechando las oportunidades y líneas de trabajo de los distintos ministerios para implementar proyectos y recursos que beneficien a nuestra comunidad. A través del Ministerio de Energía, postulamos esta planta de paneles fotovoltaicos comunitarios, que permitirá reducir los costos de energía eléctrica para aproximadamente 250 familias. Este proceso de postulación incluirá la verificación de la situación social de las familias beneficiarias. Estamos muy contentos de ser una de las tres comunas beneficiadas y continuaremos buscando nuevas alternativas para reducir los costos en nuestra comunidad”.

La diputada Camila Rojas también respaldó la iniciativa, indicando que “lo importante de este Parque Solar Comunitario es que beneficiará directamente a las familias. Se estima que podrían ser hasta 300 familias beneficiarias. Ya hemos visto experiencias exitosas, como en Talagante, donde algunas familias llegaron a tener un costo cero en sus cuentas de luz. Es una excelente noticia para nuestras familias, y felicitamos a los equipos municipales que realizaron la postulación”.

Finalmente, la Delegada Quinteros resaltó la inversión pública que implica esta iniciativa, afirmando que “este proyecto, tal como lo ha mandatado el presidente Gabriel Boric, pone a las familias en el centro. La creación de un parque solar comunitario y su posterior implementación llevará a la disminución de los costos de electricidad para las familias que más lo necesitan. Esperamos que este municipio, al igual que otros, postule a este tipo de concursos para beneficiar a su comunidad”.

Cabe destacar que este concurso se inspira en el modelo de la comuna de Talagante, que ya cuenta con una planta en fase piloto. En Talagante, un sistema fotovoltaico de 300 kWp instalado en un terreno público permite que los vecinos de la Villa Los Lagos accedan a descuentos anuales de aproximadamente $200,000 en sus cuentas de electricidad. Se estima que este proyecto reducirá el consumo energético en 0.4 GWh al año, lo que representa un ahorro total de $50 millones anuales para la comunidad beneficiaria.

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FES Iberia 2025: Altos ejecutivos de Latinoamérica destacarán las las oportunidades renovables de la región

Queda menos de un mes para la tercera edición de Future Energy Summit (FES) Iberia, el evento que se celebrará el próximo 24 de junio en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt, en Madrid, y que reunirá a más de 400 ejecutivos del sector público y privado de todo el mundo.

Latinoamérica estará representada por una delegación de alto nivel que refleja la transformación energética en curso en lo que será un espacio clave para analizar las estrategias y objetivos de transición hacia fuentes renovables en un contexto de expansión sectorial.

Guatemala dirá presente a través de Víctor Hugo Ventura, ministro de Energía y Minas del país, y Dimas Carranza, gerente de Regulación y Tarifas de Energuate, una de las principales distribuidoras del país. 

Participación que se dará en un momento clave ya que Guatemala recientemente lanzó las licitaciones PEG-5 (Plan de Expansión de Generación) y PET-3 (Plan de Expansión del Sistema de Transporte), el proceso competitivo más ambicioso de los últimos años y por las que se esperan inversiones mayores a USD 5000 millones para la incorporación de tecnologías limpias bajo contratos a 15 años.

Incluso, durante el encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), el ministro Ventura reconoció que la licitación PEG-5 resulta clave para la transición energética, ya que se espera la contratación de hasta 1400 MW de potencia, con posibilidad de inicio de suministro escalonado entre 2030 y 2033. Esta apertura incluye tanto nuevas centrales como plantas en operación que presenten mejoras tecnológicas, permitiendo una amplia participación de empresas renovables.

Entradas ya disponibles en el sitio oficial del evento: https://live.eventtia.com/es/fes-iberia

Por su parte, República Dominicana también estará representada en FES Iberia 2025 ya que asistirá Edward Veras, director de la Comisión Nacional de Energía, quien a principios de abril expuso durante el desayuno de Networking VIP de FES Caribe 2025 y anticipó cómo será la nueva licitación de renovables y almacenamiento.

Dicha convocatoria tendrá a las principales distribuidoras eléctricas como off-taker y promete llevarse a cabo este año 2025 para que se lleven adelante proyectos de generación renovable que incluyan sistemas de baterías a precios competitivos. 

Los líderes que en abril participaron en el encuentro de Future Energy Summit y que harán lo propio el próximo 24 de junio en FES Iberia, disertarán en el panel de debate dedicado a Latinoamérica, donde presentarán el estado de situación del sistema eléctrico guatemalteco y dominicano las oportunidades concretas que se abren para inversionistas.

Además, el evento reunirá a más de 400 ejecutivos de alto nivel del sector público y privado en un entorno de networking activo con referentes que están transformando la matriz energética ibérica, entre los que resaltan los siguientes speakers ya confirmados: 

  • Julio Castro – CEO – Iberdrola Renovables
  • David Ruiz – Presidente Ejecutivo – Grenergy
  • Enrique Riquelme –  CEO –  Cox Energy
  • Rocío Sicre – Directora General España – EDP Renewables
  • Carlos Píñar Celestino – Managing Director – Elmya
  • Fernando Cremades – Global Head of Growth – Galp 
  • Carolina Nester – Head of Operations Iberia – Sonnedix
  • Lucía Dólera – BESS BDM Europe – Jinko Solar
  • Alvaro Pérez de Lema de la Mata – CEO – Saeta Yield
  • Luis Alvargonzález – Country Manager España – Zelestra
  • Robert Navarro – Managing Director & CFO – RWE Renewables Iberia
  • Gonzalo Barba – Managing Director –  TotalEnergies 

Entradas disponibles: https://live.eventtia.com/es/fes-iberia

Entre los bloques temáticos destacados, FES Iberia incluirá espacios de análisis sobre oportunidades regulatorias en el sur de Europa, estrategias de los compradores de energía (offtakers) y una mesa dedicada a las sinergias con América Latina, como también se discutirán las tendencias del mercado renovable en España y la región. 

No deje pasar la oportunidad y asista a FES Iberia, que combinará una jornada repleta de paneles técnicos, sesiones estratégicas y espacios exclusivos de networking de alto nivel, orientados a facilitar alianzas y acuerdos concretos en toda la cadena de valor energética.

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Andrews: «Genneia participará en todas las obras de transmisión que permitan destrabar cuellos de botella para crecer en renovables»

Días atrás, el gobierno argentino lanzó un plan de ampliación de redes de transmisión que contempla 16 obras prioritarias por más de 5600 kilómetros de nuevas líneas en alta tensión y prevé una inversión de más de 6000 millones de dólares, que será íntegramente financiada por el sector privado a través de concesiones de obra.

Bernardo Andrews, CEO de Genneia (la generadora con más capacidad renovable instalada en el país) no fue ajeno a dicho plan durante la inauguración del parque eólico La Elbita, de modo que aseveró que la compañía jugará un papel central en la ampliación de la red y remarcó la importancia de un marco regulatorio claro que habilite y acelere la concreción de ese tipo de inversiones.

“Genneia participará en todas las obras de transmisión que permitan destrabar cuellos de botella para seguir creciendo en renovables. Vamos a invertir en Salta y Catamarca para expandirnos y darle renovables a la minería; lo mismo haremos en Cuyo y en la provincia de Buenos Aires si se nos permite, como por ejemplo para destrabar sitios donde hay excelentes recursos”, manifestó. 

“Eso lo podremos hacer como Genneia o con un consorcio de empresas renovables que sabemos que tienen la vocación de hacerlo. Estamos conversando para ello y se podrá empezar en cuanto la regulación esté escrita, cuando se escriban los contratos”, agregó. 

Las obras se solventarán a través del mecanismo de concesión de obra y se remunerarán mediante el pago de una tarifa por parte de los usuarios del servicio público de transporte eléctrico del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). 

Y una vez cumplido el período contractual de operación y mantenimiento de las obras, el concesionario deberá transferir a valor cero las instalaciones construidas al Estado Nacional y su operación y mantenimiento podrá asignarse por el concedente al transportista de cuyo sistema es parte integrante la ampliación en cuestión.

Andrews valoró positivamente el momento en que la Secretaría de Energía de la Nación lanzó el plan, pero consideró que aún resta destrabar aspectos regulatorios fundamentales para que las inversiones se concreten, bajo un marco de credibilidad que incentive la expansión del transporte eléctrico.

Para el CEO de Genneia, existe hoy una ventana de oportunidad derivada del nuevo contexto macroeconómico del país, Pero dejó en claro que eso no es suficiente para que los proyectos avancen, sino que se requiere el esfuerzo de regular una competencia por el mercado y que el usuario final tenga el mejor costo de ese servicio.

“Se necesita regular cómo se accede al sistema, cómo la tarifa que generaría ese nuevo servicio será pagada en el tiempo. Y si se tiene estabilidad a largo plazo y visibilidad, lo que queda es cómo esa tarifa se pasa al usuario final y cómo a una empresa privada le permite financiarlo”, apuntó. 

“Si la regulación está, podría pasar a una licitación en pocos meses, luego comenzaría la construcción de las líneas y en 3 o 4 años se podría tener una expansión de la red de transmisión que no hubo en los últimos 35 años”, subrayó.

Además de las obras de transmisión, la empresa busca estar a la vanguardia con proyectos de baterías, ya sea con sistemas stand alone o híbridos con generación renovable en distintos puntos del país, también con el objetivo de destrabar cuellos de botella con almacenamiento. 

Incluso, Genneia analiza su participación en la licitación AlmaGBA, de 500 MW de potencia en sistemas BESS en las en las redes de Edenor y Edesur. Aunque aún no hay una decisión final, la compañía observa con interés ese mercado y tendrá hasta el 3 de julio para prepararse y presentar ofertas si así lo decidiera. 

Un nuevo proyecto en operación

Genneia inauguró oficialmente el parque eólico La Elbita, su octavo proyecto con aerogeneradores en Argentina, el cual cuenta con 162 MW de capacidad instalada tras una inversión cercana a los USD 240 millones y está destinado a abastecer a grandes usuarios industriales a través del Mercado a Término (MATER), entre ellos Vista Energy, McCain y Mercedes–Benz. 

De este modo, la compañía suma más de 1700 MW en operación repartidas en 8 centrales eólicas (945 MW) y 7 solares (800 MW) y apunta a expandir su participación renovable en los próximos dos años con un pipeline de 3 GW en carpeta

El parque eólico la Elbita se encuentra ubicado a 42 kilómetros de la ciudad de Tandil, sobre una extensión de 1.464 hectáreas, y cuenta con 36 aerogeneradores Vestas V-150, los cuales tienen una altura de 120 metros hasta rotor, palas de 73 m de diámetro y 150 m de rotor. 

El proyecto generará aproximadamente 705.000 MWh anuales de energía renovable, equivalente al consumo eléctrico de 175.000 hogares, y permitirá evitar la emisión de más de 315.000 toneladas de CO₂ al año. Además, empleó a más de 450 personas en su etapa de construcción.

El evento de inauguración contó con la presencia del equipo directivo de Genneia, encabezado por Jorge Brito, el presidente César Rossi y el ya mencionado Andrews, además del interventor del ENRE, Osvaldo Rolando, el subsecretario de Energía de Buenos Aires, Gastón Ghioni, y el intendente de Tandil, Miguel Lunghi, entre otras autoridades y representantes de los accionistas y directivos de la empresa. 

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Boric anunció un nuevo proyecto de ley para acelerar la descarbonización en Chile

El presidente de Chile, Gabriel Boric, anunció que el gobierno ingresará al Congreso un proyecto de ley para adelantar la meta de descarbonización al 2035 -o antes- y facilitar proyectos de inversión que permitan terminar con las termoeléctricas a carbón.

El mandatario aseguró que la iniciativa llegará al Poder Legislativo durante el segundo semestre del año, es decir que se esperará antes de la elección presidencial para el período 2026-2030 que se realizará en noviembre. 

El objetivo del mencionado proyecto de ley es anticiparse por al menos un lustro a la meta planteada en junio del 2019 por el entonces presidente Sebastián Piñeira, quien en su momento lanzó un plan para lograr una matriz carbono neutral al 2040. 

«Esa meta se ve difícil de cumplir bajo las condiciones actuales, pero con convicción, responsabilidad, recogiendo lo trabajado por gobiernos anteriores, este desafío también abre una oportunidad porque la inversión privada, el desarrollo económico y el cuidado del medio ambiente pueden confluir y no competir», sostuvo Boric durante la Cuenta Pública 2025. 

“Mientras más proyectos de generación limpia y de transmisión de energía logremos aprobar y construir, antes lograremos descarbonizar y a la vez atenuar el alza de tarifas”, agregó. 

Y cabe recordar que, a fines del 2024, el Ministerio de Energía de Chile lanzó a consulta pública un nuevo plan de descarbonización en el que establece 45 medidas para lograr una matriz más limpia y fortalecer la seguridad y resiliencia del sistema eléctrico. 

El plan trazó una hoja de ruta de cuatro ejes para retirar progresivamente las centrales a carbón, considerando que hay 2163 MW de potencia en 5 centrales con retiro/reconversión disponibles para 2025-2026 y 1683 MW de potencia de 3 centrales con retiros o reconversiones posteriores al 2030.

Dicho plan también incluyó la identificación de una cartera de “obras estratégicas” de transmisión y servicios complementarios, modificaciones en las licitaciones de suministro y la creación de un mercado de cap and trade, entre otras medidas.

“Con la colaboración de todos los sectores podremos no sólo cumplir la meta del año 2040, sino adelantarla para 2035 o antes, dependiendo de la verificación institucional de las condiciones para ello. Lograremos así consolidar una transición energética inédita a nivel mundial”, subrayó Boric. 

Y de igual manera, destacó que el gobierno se encuentra trabajando para que el país tenga mejor acceso a la energía, con mejor infraestructura y estabilidad del suministro, como por ejemplo con sistemas de almacenamiento, y mitigar las alzas de tarifas energéticas. 

¿Cómo lo observa el sector?

La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) ya se posicionó con optimismo sobre la propuesta del gobierno destinada a agilizar las iniciativas de generación, transmisión, almacenamiento y conversión de centrales. 

“Es una medida crucial para crear las condiciones necesarias, para el retiro anticipado de centrales a carbón y la descarbonización del sector eléctrico y para avanzar en la descarbonización de nuestra economía, que actualmente presenta una dependencia del 63% de combustibles fósiles en su consumo energético”, indicó Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA.

“Para incrementar nuestra ambición en el camino hacia la descarbonización, es esencial establecer las condiciones adecuadas que faciliten la aceleración de inversiones clave en este sector. Esto implica la implementación de regulaciones específicas para la tramitación ambiental y sectorial, al mismo tiempo que se deben asegurar mecanismos que fomenten la estabilidad en las relaciones con las comunidades circundantes”, agregó.

En este contexto, desde el gremio insistieron en la importancia de mantener una colaboración activa y constante entre los sectores público y privado, como también de que se cumplan las condiciones necesarias, respaldadas por los organismos técnicos competentes, como la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional. 

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Risen incrementa su huella en Latinoamérica para responder a nuevas demandas de solar y baterías

Risen Energy se posiciona para asumir el nuevo ciclo de expansión renovable en América Latina, donde el almacenamiento ya no es solo un respaldo energético, sino un componente central de las redes eléctricas modernas.

“La apuesta de Risen actual es volverse una empresa más grande, más sólida, con un abanico de productos y servicios más amplio”, manifiesta Victoria Sandoval, Senior Sales Manager de Risen Energy.

En los últimos años, Risen concretó la adquisición de la fabricante de baterías SYL, dando origen a Risen Storage, una unidad que unifica bajo una misma estructura la producción tanto de módulos fotovoltaicos como de sistemas de almacenamiento energético (BESS).

Esta integración no solo refuerza el control sobre la cadena de valor, sino que también permite a la empresa escalar su oferta tecnológica y adaptarse con agilidad a los requerimientos locales.

“Nos hemos integrado ya al 100% en una sola empresa que está con toda la capacidad de manufactura tanto de módulo fotovoltaico como de sistemas de almacenamiento”, detalla Sandoval.

En América Latina, esta estrategia toma una forma concreta: incrementar la presencia local mediante la contratación de personal técnico y comercial en los mercados clave. Sandoval asegura que la naturaleza de los proyectos híbridos, que combinan fotovoltaica con baterías, exige una cercanía operativa y soporte técnico permanente.

“Estamos contratando más gente, incrementando la huella local, no solo porque se requiere para la venta o comercialización, sino porque ya entrando en un negocio de sistemas de almacenamiento tiene que haber una respuesta local mucho más ágil”, afirma la gerente de ventas.

Durante una entrevista audiovisual concedida en el marco del Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Sandoval remarca que el diferencial de la compañía pasa por su enfoque integral. “Nosotros tenemos la capacidad de seguir el proyecto durante toda la vida útil”, asegura, señalando que los sistemas de almacenamiento demandan monitoreo, asistencia y actualizaciones constantes.

“En las baterías sí tienes que hacer un acompañamiento porque la batería va acompañada de un sistema de monitoreo que es muchísimo más complejo de lo que estamos acostumbrados en módulos”, explica. Y completa: “Esto requiere que no vendas y te olvides, sino que vendas y acompañes el proyecto durante toda la vida útil”.

Mercado caribeño: expansión renovable y demanda de soluciones híbridas

El posicionamiento de Risen llega en un contexto de fuerte aceleración de la energía solar con almacenamiento en el Caribe, en particular en República Dominicana, donde se celebró el evento FES Caribe. Allí, el Ministro de Energía y Minas, Joel Santos Echavarría, anticipó que las distribuidoras eléctricas lanzarán una licitación donde las energías renovables con almacenamiento podrán demostrar su competitividad.

Actualmente, el país cuenta con 2.119 MW de energías renovables instaladas, de los cuales más de la mitad (1.033 MW de capacidad operativa) corresponden a energía solar. El Gobierno proyecta duplicar esta capacidad para 2028, lo que consolida a Dominicana como un polo estratégico para los actores del sector.

De hecho, según datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE), existen 20 proyectos fotovoltaicos con baterías candidatos a ingresar al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) entre 2025 y 2030. Estas iniciativas suman una potencia estimada de 1.860 MW de generación y cerca de 542 MWh de almacenamiento.

Pero el avance no se limita a Dominicana: los países insulares del Caribe están demandando soluciones tecnológicas para servicios de red como regulación de frecuencia, arranque en negro y control de voltaje, que solo sistemas híbridos avanzados pueden garantizar.

Innovación tecnológica y visión de largo plazo

A nivel global, Risen se diferencia por su foco en innovación de producto. La empresa ha avanzado hacia tecnologías como HJT (heterojunction), con mayores eficiencias y menor degradación, además de baterías con ciclos de vida extendidos. Esta evolución le permite ofrecer soluciones competitivas en costos, pero con alto rendimiento técnico, especialmente valoradas en mercados emergentes.

“La tecnología que nosotros tenemos disponible actual es un escalón arriba del común denominador de la tecnología disponible”, describe Sandoval. Y puntualiza: “En ese sentido estamos dos a tres años adelantados al resto de otras tecnologías disponible en el mercado”.

La compañía, con 39 años como empresa constituida y más de 20 dedicándose a las energías renovables, pone en juego no solo productos, sino experiencia. Su propuesta, aseguran, se orienta a combinar tecnología de punta con acompañamiento técnico, en una relación de largo plazo con sus clientes.

“Nuestra apuesta es 100% tecnología al mejor costo”, concluye la Senior Sales Manager de Risen.

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S-5! destaca en el seminario técnico de TCL SunPower Global sobre instalaciones fotovoltaicas C&I en Madrid

TCL SunPower Global se complace en anunciar la celebración de su seminario técnico gratuito enfocado en el diseño, instalación, operación y mantenimiento de instalaciones fotovoltaicas comerciales e industriales (C&I), que tendrá lugar el próximo miércoles 5 de junio en el Colegio Oficial de Arquitectos de Madrid (COAM), de 9:30 a 18:00 h.

Entre los ponentes más esperados del evento se encuentra Alex Fuentes, Ingeniero de Aplicaciones en S-5!, empresa líder internacional en soluciones de fijación para sistemas fotovoltaicos sobre techos metálicos. Fuentes ofrecerá una visión técnica especializada sobre la integración estructural de sistemas solares en cubiertas metálicas, poniendo el foco en la seguridad, eficiencia y durabilidad de estas instalaciones, aspectos cada vez más relevantes en el desarrollo de proyectos solares comerciales e industriales.

“La intervención de S-5! cobra especial relevancia en un contexto donde la seguridad estructural en instalaciones fotovoltaicas se posicionan como prioridades del sector», dijo Andrea Sanz, Director Nacional de Ventas Iberia de TCL SunPower. Actualmente existe una gran cantidad de marcas de estructura para anclaje solar que no cuentan con las certificaciones necesarias para garantizar la seguridad de los sistemas FV, por lo que se ha vuelto imprescindible contar con soluciones fiables y certificadas para anclar los sistemas FV, como las que ofrece S-5!, con garantía de por vida, para garantizar instalaciones robustas y seguras desde el diseño inicial.

El evento contará con un programa completo de sesiones técnicas impartidas por expertos de primer nivel. Además de la participación de Alex Fuentes, destacan ponentes como Javier Lázaro (APPA Renovables), Antonio Ávila (Cuerpo de Bomberos de Málaga), David Ros y Santiago Miale (Energy Assist), José Luis García (Zurich Resilience Solutions) y Ángel Lezana García (Grupo Álava), entre otros.

Los asistentes podrán profundizar en temas clave del sector fotovoltaico como:

  • Casos reales de instalaciones C&I
  • Modelos de financiación y reparto de costes
  • Integración arquitectónica de sistemas solares
  • Evaluación de riesgos, mantenimiento preventivo y termografía
  • Prevención de incendios en proyectos FV
  • Normativa vigente y ayudas públicas por comunidades autónomas

Inscripción gratuita y plazas limitadas:
La participación en esta jornada es gratuita, pero requiere inscripción previa a través del siguiente enlace: [inscripción gratuita].

Con esta jornada, TCL SunPower Global reafirma su compromiso con la formación técnica y la excelencia profesional, reuniendo a las voces más autorizadas del sector para abordar los retos actuales de la energía solar con soluciones prácticas e innovadoras.

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Solis supera los 2 GW en envíos de inversores a México, reforzando su liderazgo en América Latina

Solis, una marca global de inversores de nivel Tier 1 reconocida por BloombergNEF (BNEF) y actualmente el tercer mayor fabricante de inversores solares del mundo, ha alcanzado un nuevo hito en América Latina: 2 GW de envíos acumulados de inversores a México.

Este logro refleja el firme compromiso de la empresa con el avance de soluciones energéticas sostenibles y resalta la reconocida confiabilidad y excelencia tecnológica de su portafolio de productos.

Crecimiento Estratégico de Mercado

  • Desde su entrada a América Latina a través de México en 2013, Solis ha impulsado la adopción solar en los segmentos residencial, comercial e industrial (C&I) y a gran escala.
  • La expansión solar de México —impulsada por más de 2,190 horas de sol al año, políticas progresistas y una creciente demanda del sector C&I— lo ha posicionado como el segundo mercado fotovoltaico más grande de América Latina.
  • 2023: México alcanzó 3.33 GW en capacidad solar distribuida (datos de la CRE), con un incremento de 700MW en el año.
  • 2024: La capacidad solar distribuida superó los 4 GW solo en el primer semestre, con más de 850MW instalados.
  • Proyección 2025: Se espera que la capacidad solar distribuida supere los 5 GW, con un crecimiento compuesto anual (CAGR) del 13%.

«Superar los 2 GW en México valida la confiabilidad de nuestros productos y nuestras sólidas alianzas locales», afirmó Sergio Rodríguez, CTO Solis para América Latina. «Seguimos comprometidos con acelerar la transición energética de México mediante innovación y soporte hiperlocalizado», agregó.

Innovación que Impulsa la Resiliencia

  • Inversor de Almacenamiento de Energía para C&I con Funcionalidad 4 en 1
    Diseñado para entornos comerciales e industriales, este inversor combina un diseño compacto y montado en pared con una alta capacidad de salida, redefiniendo la eficiencia y flexibilidad del almacenamiento energético. La serie de inversores híbridos de Solis se ha ampliado y ahora abarca desde 30kW hasta 125kW, adaptándose a instalaciones en techos, sistemas montados en suelo y proyectos de almacenamiento a gran escala.
  • Solis AI:
    Solis AI es completamente automático y se actualiza constantemente utilizando datos en tiempo real e históricos, garantizando que tu sistema energético siempre funcione en condiciones óptimas.

Excelencia en Servicio Localizado

  • El crecimiento de Solis en México se ve fortalecido por su soporte técnico en la región: asistencia local mediante ingenieros, chatbots con IA y atención por correo electrónico.
  • Procesos ágiles para reemplazo de garantías a través de distribuidores certificados.
  • Alianzas de servicio a largo plazo que aseguran la durabilidad de los sistemas.

Adelanto de SNEC 2025: Enfoque en Industria y Almacenamiento

Solis presentará sus más recientes soluciones industriales y de almacenamiento en SNEC 2025 (Pabellón 5.1). Los visitantes podrán conocer:

  • Inversores híbridos de alta potencia para aplicaciones C&I y a escala de red.
  • Sistemas de almacenamiento de energía escalables para una mayor resiliencia de la red.
  • Plataformas de gestión energética impulsadas por inteligencia artificial.

Sobre Solis

Fundada en 2005, Ginlong (Solis) Technologies (Código de cotización: 300763.SZ) es uno de los fabricantes más experimentados y de mayor tamaño en el mundo en inversores string fotovoltaicos. Bajo la marca Solis, su portafolio aprovecha tecnología innovadora de inversores string para ofrecer una confiabilidad de primer nivel, validada por las certificaciones internacionales más rigurosas. Con una cadena de suministro global robusta, un equipo de I+D de clase mundial y capacidades de manufactura de alta capacidad, Ginlong optimiza los inversores Solis para cada mercado regional, brindando un servicio experto y soporte con un enfoque local.

Visita: Solis – Fabricante Global de Soluciones Solares y de Almacenamiento de Energía

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energyPRO: la herramienta que revoluciona la planificación energética integral

La firma danesa EMD International, reconocida por sus soluciones informáticas que empoderan a los usuarios para tomar decisiones informadas con confianza en sus proyectos de energía renovable y transición energética, ha dado un paso firme hacia la optimización energética con energyPRO, un software avanzado diseñado para modelar, analizar y optimizar sistemas energéticos complejos.

Presentado recientemente en un webinar para América del Sur por el geólogo Mads V. Sørensen, este programa se perfila como un aliado clave en la transición energética global.

Desde sistemas híbridos que combinan eólica, solar y baterías, hasta estrategias de descarbonización industrial o soluciones Power-to-X (como la producción de hidrógeno o metanol), energyPRO ofrece una plataforma robusta para diseñar, simular y evaluar la viabilidad técnica y financiera de proyectos energéticos.

“El modelo no define qué debe hacer el sistema, sino revela qué puede hacer”, explicó Sørensen, quien lidera capacitaciones y estudios de optimización energética en diversos países. El software no realiza simples simulaciones: resuelve complejos problemas de optimización mediante algoritmos de programación lineal entera mixta (MILP), permitiendo encontrar la operación óptima bajo condiciones económicas, técnicas y ambientales variables.

Entre sus aplicaciones más destacadas se encuentran la planificación de plantas energéticas híbridas y la evaluación del rendimiento energético en diferentes mercados eléctricos. Su interfaz gráfica permite representar visualmente las conexiones entre unidades, mientras que sus potentes herramientas de análisis financiero ayudan a maximizar el retorno de la inversión y minimizar los costos operativos.

Desarrollado bajo una estructura modular, energyPRO se adapta a distintos escenarios: desde la planificación de pequeñas instalaciones hasta complejas configuraciones multi-tecnología a escala industrial. Además, permite exportar informes detallados para facilitar la toma de decisiones entre desarrolladores, entidades financieras y organismos gubernamentales.

Representado en Sudamérica por EMD SUR, con base en Argentina, el software ha sido presentado a empresas del sector energético, consultoras especializadas, universidades y organismos públicos.

Para quienes trabajan en planificación energética, eficiencia operativa o inversiones en energías renovables, energyPRO no solo es una herramienta, sino una plataforma de decisión estratégica alineada con los desafíos actuales de sostenibilidad y rentabilidad.

Contacto prensa:

  • EMD SUR, Mathias Thamhain | mth@emd.dk

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ACCIONA Nordex Green Hydrogen y GIZ firman acuerdo de cooperación para desarrollar proyectos de hidrógeno verde en el sur de Chile

El Programa Internacional de Fomento del Hidrógeno (H2Uppp) del Ministerio Federal de Economía y Energía (BMWE) de Alemania puso en marcha un acuerdo de cooperación (PPP) entre la agencia alemana GIZ y ACCIONA Nordex Green Hydrogen (ANGH2), para apoyar el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde y sus derivados en el sur de Chile. 

El acuerdo tiene como objetivo impulsar el desarrollo del proyecto Frontera, que ANGH2 planea ejecutar en Tierra del Fuego, en la región de Magallanes, mediante el desarrollo de un marco integral incorporando soluciones óptimas para el transporte de energía, la identificación de oportunidades de economía circular dentro del proceso de producción de amoníaco verde y el fomento de la participación de la comunidad.

Ubicado en la comuna de Primavera, en Tierra del Fuego, el proyecto Frontera considera un parque eólico que alimentará una planta de electrólisis. Además de atraer inversión, esta iniciativa fomentará el empleo, el desarrollo local y la transferencia de tecnología, satisfaciendo a futuro la demanda interna de hidrógeno verde en Chile y la exportación de este vector energético hacia Europa y, particularmente, a Alemania. 

El director de Asesoría Jurídica, Relaciones Institucionales y Asuntos Públicos de ANGH, Fernando V. Beguiristáin, destacó que la colaboración con el Gobierno de Alemania, a través de GIZ y la Cámara Chileno-Alemana de Comercio e Industria, ha sido fundamental para impulsar el desarrollo del hidrógeno verde.

“Estamos orgullosos de que nuestro proyecto Frontera haya sido seleccionado para firmar el acuerdo de cooperación con el programa H2Uppp. Valoramos este reconocimiento, que refuerza el rol estratégico de Chile como polo de desarrollo del hidrógeno verde. Gracias a estos mecanismos de cooperación técnica y financiera, hoy es posible acelerar el desarrollo de proyectos sostenibles para seguir construyendo una economía del hidrógeno robusta y alineada con los objetivos globales de descarbonización y desarrollo territorial”, dijo. 

Javier Ortiz de Zúñiga, coordinador del Hub del Programa H2Uppp para América Latina, señaló que “nos alegra acompañar el desarrollo del proyecto Frontera de ANGH2 en el marco de H2Uppp, una iniciativa que refleja el enorme potencial del hidrógeno verde en Chile. Desde GIZ, brindamos un apoyo financiero y acompañamiento técnico especializado que contribuye a fortalecer la viabilidad de estos proyectos, facilitar la articulación con actores clave y asegurar el cumplimiento de estándares internacionales. Con el respaldo del Gobierno Federal de Alemania, seguimos impulsando una economía del hidrógeno robusta, sostenible y conectada con los objetivos globales de descarbonización, al tiempo que promovemos el desarrollo territorial y la cooperación internacional.”

. De este modo, el BMWE fomenta la inversión e impulsa la economía mundial del hidrógeno. Estos proyectos también ofrecen beneficios económicos locales, generando puestos de trabajo, ingresos fiscales y crecimiento empresarial a través de la producción, uso y comercio de hidrógeno verde y sus derivados. Con esta iniciativa, el BMWE contribuye a satisfacer la futura demanda de hidrógeno verde en Alemania y Europa, al tiempo que posibilita una valiosa transferencia de tecnología.

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Mano a mano con Edward Verás a la espera de la licitación de distribuidoras eléctricas en República Dominicana

La República Dominicana no solo se alinea con las tendencias globales de transición energética con energías renovables, está construyendo un camino propio con orden institucional, apertura al sector privado y visión estratégica a largo plazo.

De acuerdo con Edward Veras, director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) las bases están sentadas y con el liderazgo del presidente Luis Abinader avanzan con determinación hacia un futuro energético sostenible, competitivo y resiliente.

En una conversación destacada con Gastón Fenés, CEO y Co-Founder de Strategic Energy Corp y Future Energy Summit, el director ejecutivo de la CNE, ofreció un análisis detallado del presente del país, las proyecciones de oferta y demanda, así como lo que se espera del proceso licitatorio que ya generara expectativas en el sector.

“¡Otro excelente evento de Future Energy Summit! Ojalá siempre República Dominicana sea el foco de atención de este y otros eventos que enaltecen nuestro espíritu por tener una matriz energética más confiable resiliente a muy bajo precio y cónsono con nuestro compromiso medioambiental”, comenzó Verás.

Ese compromiso no es retórico: hoy, cerca del 23% de la energía en el país proviene de fuentes renovables. Según Verás, la cifra no es accidental, sino el fruto de una política pública que cambió el paradigma desde 2020. “A la llegada al gobierno… vimos que existía una falencia en el involucramiento del sector privado en el sector energético”, explicó. El diagnóstico fue claro: el modelo debía evolucionar de una fuerte inversión estatal a un entorno donde el capital privado fuera protagonista, tanto en generación térmica como renovable.

La evidencia está en los números. “33 proyectos renovables han sido integrados ya al sistema eléctrico y están en operación comercial”, dijo Verás. Además, “unos 15 proyectos adicionales avanzan a pasos agigantados en su construcción”, con incentivos fiscales y ejecución concreta. Otros 15 proyectos, añadió, ya fueron concesionados y muchos cuentan con almacenamiento, una condición que empieza a convertirse en estándar. A eso se suman “unos 25 proyectos que están en fase de concesionamiento o de concesión definitiva”.

Este dinamismo, sostuvo el director de la CNE, ha sido acompañado por una política deliberada de “afianzarnos en la planificación energética también apoyado en el sector privado para alcanzar el 30%” de participación renovable. La referencia al Plan Energético Nacional no es casual. “Es como quien dice el programa país”, afirmó Verás, señalando que incluso bancos y multilaterales lo consideran un referente para evaluar proyectos de alto financiamiento.

Durante la entrevista, Verás precisó que el crecimiento del parque energético no responde sólo a metas ambientales. Hay también un componente estructural: el aumento sostenido de la demanda. “La sociedad dominicana está en un tránsito de convertirse en una sociedad de consumo medio”, explicó. Con mayor poder adquisitivo, tecnología más accesible y cambios en el estilo de vida, la demanda crece incluso por encima del PIB. “Eso es demanda, y es demanda de energía”, sintetizó.

Frente a este panorama, la licitación que se avecina genera expectativas tanto en desarrolladores como en las empresas distribuidoras. Verás fue enfático al señalar que “la orden de llamar a una licitación es en base al concepto de compra de energía y no en base al concepto de construcción de un proyecto”. Esto significa que cualquier proponente, con o sin PPA, puede avanzar en su concesión, y que las licitaciones no son excluyentes respecto a otras formas de financiamiento o comercialización.

“No hay prisa con esa licitación”, aclaró. ¿La razón? “El año pasado recibimos 1240 millones de dólares en inversión… este año también vamos a recibir 1000 o un poquito más”, como resultado de contratos firmados en años anteriores. Para Verás, el enfoque actual es evitar errores cometidos en otros países y prepararse de la mejor manera para este proceso competitivo.

Las declaraciones de Verás también subrayaron la seguridad jurídica del mercado. “Hoy todo el pago a todos los generadores es al día”, gracias a una decisión política del presidente Abinader, respaldada por el Ministerio de Hacienda. Esta certidumbre es una ventaja competitiva clave. “Ese es uno de los pilares del gran atractivo de la inversión en energía que tenemos”, subrayó.

Sobre el rol de las concesiones definitivas en el nuevo proceso, Verás fue claro: “Siguen su curso. Incluso se siguen emitiendo”. De hecho, indicó que contar con una concesión definitiva —que incluye permisos ambientales, punto de interconexión y viabilidad técnica— debería ser, desde su punto de vista personal, un criterio clave en la licitación. “No le otorgaría un contrato de compra venta de energía a quien no tenga tierra o permiso ambiental”, dijo sin titubeos.

Consultado sobre si una planta existente o una ampliación podría participar en la licitación, Verás respondió con cautela: “Habría que ver los términos de referencia… porque sus costos son distintos a los de un proyecto nuevo”. Y en cuanto a las expectativas de precios, dijo que “hoy 10 centavos es un precio risible… sería mucho más bajo”, en referencia a los costos actuales de tecnologías renovables.

Hacia el final de la entrevista, al abordar los escenarios futuros, Verás fue contundente: “Tenemos que duplicar la oferta energética porque la demanda se va a duplicar al 2036”. Ese es el horizonte del plan “Meta 2036”, que contempla un crecimiento paralelo del PIB y del parque energético, siguiendo un modelo proyectivo sociométrico. Para cubrir esa expansión, Gastón Fenés estimó un crecimiento sostenido de unos 400 MW adicionales por año.

Por su parte y a modo de cierre, Verás dejó un mensaje para los desarrolladores: “Mientras más almacenamiento tengan, mejor”. Afirmó que la integración zonal está en revisión y que algunos proyectos deberán esperar. “No todos caben al tiempo que se debe”, advirtió, pero reafirmó que el proceso será ordenado, transparente y competitivo. “Apostemos siempre a esa diversificación y esperemos a que las zonas tengan la oportunidad de tener mayor cantidad de proyectos posible”.

Y cuando se le preguntó qué tendría que pasar para que en el encuentro FES Caribe 2026 esté a gusto con el avance del sector energético dominicano, la respuesta fue concisa: “Que salga la licitación de renovable con almacenamiento”.

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El gobierno de Argentina lanzó un mega plan de más de 5600 km de nuevas líneas de transmisión

La Secretaría de Energía de Argentina lanzó un mega plan de 16 obras prioritarias para la ampliación del sistema de transporte eléctrico nacional en 132 y 500 kV, destinadas a aliviar cuellos de botella y evitar cortes en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI). 

Las obras suman 5610 kilómetros de nuevas líneas en alta tensión y desde el gobierno estiman que las inversiones necesarias para llevarlas adelante superan los 6000 millones de dólares.

La priorización de la ampliación del transporte se definió en el marco de la emergencia del sector energético nacional, dictada en diciembre de 2023, y forman parte del Plan de Contingencia para meses críticos 2024-2026, publicado mediante Resolución SE N° 294 en octubre del 2024. 

Tal como anticipó Energía Estratégica (ver nota), los proyectos de transmisión en cuestión se financiarán y ejecutarán por el sector privado, sin costo para el Estado, a través del mecanismo de concesión de obra y se solventarán mediante el pago de un concepto tarifario por parte de los usuarios por los usuarios del servicio público de transporte de energía eléctrica del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que sean beneficiados con esta nueva infraestructura.

“Es decir que el oferente que gane la licitación podrá recuperar la inversión recién cuando la obra esté concluida y en funcionamiento. Ahí se aplicará cargo tarifario solamente a los usuarios beneficiados por esas obras”, aclararon fuentes cercanas de la Secretaría de Energía. 

Cumplido el período contractual de operación y mantenimiento de las obras de ampliación, el concesionario deberá transferir a valor cero las instalaciones construidas al Estado Nacional y su operación y mantenimiento podrá asignarse por el Concedente al Transportista de cuyo sistema es parte integrante la ampliación en cuestión.

¿Cómo sigue el proceso? “Tras la publicación de la resolución, comenzarán las licitaciones nacionales e internacionales para cada una de las obras. La primera será AMBA I, ya que en esa zona es donde se concentra el 40% de la demanda”, informaron desde el gobierno en diálogo con este portal de noticias. 

Algunas de las obras contempladas ya estaban previstas en el plan de ampliación y readecuación de la red aprobado durante el gobierno de Alberto Fernández a mediados del año 2023, entre ellas el proyecto AMBA I, obra prioritaria de más de 500 kilómetros que iba a ser financiada por China pero que se mantuvo trabada por varios años; como también la interconexión eléctrica Río Diamante – Charlone – O’Higgins de casi 487 km entre Buenos Aires y Mendoza.

Cabe recordar que el proyecto AMBA I es una obra prioritaria de más de 500 kilómetros que iba a ser financiada por China pero que se mantuvo trabada por varios años; o incluso la interconexión eléctrica Río Diamante – Charlone – O’Higgins de casi 487 km entre Buenos Aires y Mendoza. 

A continuación, el listado de obras de urgente y prioritaria ejecución:

  • AMBA I
  • AMBA II + STATCOM Rodríguez (Buenos Aires)
  • Línea 500 kV Vivoratá – Plomer (Buenos Aires)
  • Línea 500 kV Plomer – O´Higgins (Buenos Aires)
  • Línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel (Neuquén) – Bahía Blanca (Buenos Aires)
  • ET Comodoro Rivadavia Oeste 500/132 kV – 450 MVA (Chubut)
  • Alternativa ESTE Línea 500 kV Río Santa Cruz – Puerto Madryn
  • Alternativa OESTE Línea 500 kV CH Kirchner – Futaleufú – Piedra del Águila (Santa Cruz, Chubut y Río Negro)
  • Línea 500 kV Río Diamante (Mendoza) – Charlone – O´Higgins (Buenos Aires)
  • Línea 500 kV Rodeo – Chaparro – La Rioja Sur
  • Línea 500 kV Malvinas – San Francisco (Córdoba) – Santo Tomé (Corrientes)
  • ET El Espinillo 500/132 kV (Formosa)
  • Línea 500 kV Lavalle – Chumbicha (Catamarca)
  • Línea 500 kV Chaparro – Antofagasta de la Sierra (Catamarca) – Punta – Cobos (Salta)
  • Línea Interconexión Internacional 500 kV Yaguaca (Bolivia) – Salvador Mazza (Salta) – San Juancito (Jujuy)
  • Línea Interconexión Internacional 500 kV Villa Hayes (Paraguay) – Formosa
  • Línea Interconexión 500 kV Santa Cruz – Tierra del Fuego

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Nuevas inversiones en renovables, almacenamiento y digitalización: Iberdrola llega a FES Iberia 2025 con una hoja de ruta consolidada

Con nuevos desarrollos en solar, eólica marina, autoconsumo, digitalización y redes inteligentes, Iberdrola refuerza su posicionamiento como uno de los actores clave de la transición energética europea.

Esta hoja de ruta será presentada en el marco de Future Energy Summit (FES) Iberia 2025, el próximo 24 de junio, donde Julio Castro, CEO de Iberdrola España, participará como speaker junto a líderes del sector, en un encuentro que reunirá a más de 400 ejecutivos, autoridades regulatorias y representantes de empresas clave del ecosistema energético.

🎟️ Las entradas ya están disponibles en la web oficial del evento.

En España, la compañía desarrolla una de las mayores instalaciones fotovoltaicas vinculadas al sector tecnológico: una planta solar ubicada en Ciudad Rodrigo (Salamanca), con 212 MW de capacidad instalada, destinada a abastecer de energía limpia a Amazon. El proyecto, con una inversión de 200 millones de euros, estará operativo en 2025 y se convertirá en uno de los principales desarrollos solares de la multinacional tecnológica en el país.

Uno de los hitos más recientes en el país es la instalación de la primera micro red del país, en la planta de Schneider Electric en Barcelona.  Este sistema híbrido incluye 990 paneles solares capaces de producir 670 MWh al año, lo que representa el 10% del consumo total de la fábrica. Además incorpora 5 puntos de recarga de vehículo eléctrico y 216 kWh de almaceanmiento de baterías.

Iberdrola se ha encargado de la instalación del sistema y ambas compañías han firmado un contrato PPA a 20 años. La micro red reduce la dependencia de la red general y mejora la resiliencia eléctrica de la industria, una solución escalable en el contexto de electrificación industrial.

En línea con su estrategia de contratos a largo plazo, la compañía ha firmado un PPA con Tubos Reunidos Group para el suministro de 120 GWh de energía renovable en 10 años, provenientes de 10 MW de su cartera solar fotovoltaica destinados a los centros industriales de Álava y Vizcaya.

Impulso renovable: proyectos estratégicos en Europa

En el Reino Unido, Scottish Power, parte del grupo Iberdrola,  avanza la construcción de East Anglia 3, el mayor parque eólico marino desarrollado por la compañía, con 1.400 MW de capacidad. Integrado en el macrocomplejo East Anglia Hub, superará los 3.000 MW una vez finalizado, con una inversión global que supera los 10.000 millones de euros, abasteciendo a más de 1,3 millones de hogares.

En Portugal, Iberdrola y Amazon también han cerrado su primer acuerdo energético, con el desarrollo del parque eólico Tâmega Wind Complex, que se espera sea el mayor parque eólico del país. Este proyecto innovador, con una capacidad de 219 MW y una inversión estimada en 350 millones de euros, estará integrado al complejo hidroeléctrico de Tâmega (1.158 MW). Gracias a esta conexión, la energía eólica podrá utilizarse para bombear agua al embalse, permitiendo así una solución híbrida de generación flexible que combina eólica e hidráulica.

En Italia, Iberdrola ha inaugurado una planta fotovoltaica de 7 MW en Puglia, con una generación anual prevista de 13 GWh, lo que equivale al consumo de 5.000 hogares. Esta instalación se suma a la estrategia de expansión del grupo en el país, con un objetivo de alcanzar 400 MW renovables operativos en 2026 bajo esquemas merchant y PPA corporativos.

 1.000 comunidades solares en España

Iberdrola también ha alcanzado un nuevo récord en generación distribuida, al superar las 1.000 comunidades solares activas en España, beneficiando a más de 30.000 usuarios. Estas comunidades permiten compartir energía fotovoltaica entre usuarios ubicados en un radio de hasta 2 km, promoviendo la democratización del acceso a energía limpia y empoderando al consumidor como agente activo en la transición energética.

Digitalización y gestión inteligente: nace East-West Digital

En el marco del Qatar Economic Forum 2025, Iberdrola presentó East-West Digital, una nueva empresa dedicada a soluciones digitales para la gestión energética, incluyendo plataformas para autoconsumo, eficiencia y redes inteligentes.

Con foco en Europa y Oriente Medio, esta unidad representa un paso estratégico hacia la digitalización avanzada del sistema energético.

Iberdrola en FES Iberia 2025: una voz central en el debate energético

Julio Castro, CEO de Iberdrola España, formará parte de FES Iberia 2025, el principal encuentro renovable hispanoamericano, que tendrá lugar en Madrid el 24 de junio. Allí se abordarán los principales desafíos del sector, desde la electrificación de la demanda, los nuevos modelos de mercado y la regulación de redes, hasta la integración del hidrógeno renovable y las soluciones de almacenamiento con baterías.

En un contexto de alta penetración renovable y estrés en las infraestructuras existentes, el evento también pondrá sobre la mesa el fenómeno del apagón,, profundizando en los límites actuales del sistema eléctrico y las soluciones estructurales necesarias: redes flexibles, mercados de capacidad y tecnologías de respaldo.

Networking y cooperación: aceleradores de la transición energética

Con más de 400 ejecutivos y la participación de las principales empresas energéticas de Europa y América LatinaFES Iberia 2025 será nuevamente el espacio clave para consolidar alianzas.

FES Iberia 2025 reunirá a representantes de las empresas líderes del sector renovable como EDP Renewables, Repsol, Galp, Jinko Solar, Grenergy, Cox Energy, Zelestra, Schletter, SOnnedix, Elmya, entre otros actores.

El mega encuentro renvoable se caracteriza por su entorno de networking de alto nivel, donde se impulsan nuevos proyectos que refuerzan la cooperación regional en energías renovables.

🎟️ Las entradas ya están disponibles en la web oficial del evento.

REVIVE EL FES IBERIA 2025 AQUÍ:

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Schletter atento a nueva licitación para ampliar su cuota de mercado con trackers en República Dominicana

República Dominicana avanza aceleradamente en su transición energética. Hoy en día cuenta con 2.119 MW de capacidad renovable instalada, de los cuales más de la mitad (1.033 MW) provienen de centrales fotovoltaicas operativas. Pero aquello no sería todo, en paralelo están atravesando su construcción más proyectos de tecnología fotovoltaica, próximos a ingresar. A este escenario se suman las proyecciones gubernamentales de duplicar la capacidad renovable al 2028, meta anunciada y ratificada por el gobierno dominicano.

En atención al volumen de proyectos instalados y por desarrollar aún, durante el evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Alejandro Ramos, director de ventas para Iberoamérica de Schletter, anticipó la apuesta de la firma por profundizar su presencia en República Dominicana, donde ya cuentan con una importante trayectoria: “Del casi 1.5 GW que ya hay instalado poseemos prácticamente el 30% del mercado, lo cual es un número bastante alto”, resaltó.

El crecimiento del mercado dominicano está estrechamente vinculado a la integración de almacenamiento. De hecho, habría actualmente 20 proyectos fotovoltaicos con baterías candidatos a ingresar entre 2025 y 2030 al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), con una capacidad estimada de 1.860 MW de generación y más de 540 MWh de almacenamiento, de acuerdo con datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE).

En este sentido, el reciente anuncio del ministro de Energía y Minas, Joel Santos Echavarría, durante FES Caribe —quien anticipó que las distribuidoras convocarán a una licitación para proyectos renovables con almacenamiento— refuerza el atractivo del país para empresas como Schletter.

En este contexto, Schletter, especialista alemán en soluciones de montaje solar, se posiciona estratégicamente para capitalizar la expansión del mercado local. Alejandro Ramos, director de ventas para Iberoamérica de la compañía, manifiesta: “Tenemos grandes expectativas de estas nuevas licitaciones de las cuales queremos formar una gran parte del mercado”.

La meta es clara: “No esperamos tener menos cuota de mercado, sino más bien expandirnos bastante más”, subraya Ramos.

La compañía europea se ha preparado con inversiones específicas en toda Hispanoamérica, tanto en capacidad de producción como en asistencia técnica local. Ramos detalla: “Hemos desarrollado un equipo que se encarga localmente de todos los proyectos de la zona, no solo República Dominicana, sino también el resto del Caribe y Centroamérica”.

Además, se incorporaron líneas de producción dedicadas exclusivamente al mercado regional, tanto en Europa como en China. Esta infraestructura permite a Schletter responder con agilidad a los requerimientos de los desarrolladores: “En menos de una semana estamos dando respuesta a las licitaciones principales, o lo que nosotros consideramos como prioridad alta, y en dos o tres semanas ya tenemos nuestro material disponible en la fábrica en condiciones para ser embarcados hacia acá”, precisa.

La participación de su directora técnica en eventos como FES Caribe también forma parte de una estrategia que busca combinar la visión comercial con el rigor de la ingeniería. Ramos destaca: “Es muy bueno que venga a estos tipos de eventos, no solo desde la perspectiva comercial sino también para dar su punto de vista desde ingeniería”.

Con una política de riesgo cero, el ejecutivo destaca que la ingeniería alemana de Schletter se traduce en productos robustos, adaptados a esos entornos: “Tenemos una gran gama de productos que podemos ofrecer, los cuales han podido acoplarse bastante bien al uso de la región”.

En ese sentido, sobresale su seguidor solar 2V, una solución técnica que permite incrementar la potencia instalada en espacios reducidos. Ramos explica: “Cada vez más los terrenos son limitados; al final, el único factor que no podemos controlar es el espacio físico que nos permiten tener para realizar una planta solar”.

Frente a esto, el seguidor 2V de Schletter ofrece ventajas competitivas: “El concepto de diseño de Schletter es pórticos individuales que bloquean cada uno de ellos y trabajan como una estructura fija”, lo que les permite absorber vientos de hasta 270 km/h. A su vez, agrega: “Cuando uso un seguidor 2V o 1V, la diferencia es que puede soportar el doble de paneles en el mismo espacio. Puedes obtener prácticamente el doble de potencia en un mismo espacio físico limitado”.

Con este tipo de soluciones, la empresa ya ha instalado más de 250 MW en la zona del Caribe y está avanzando en nuevas cotizaciones “a punto de hacerse el PPA”, según precisa Ramos.

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Metodologías para identificar causas raíz en fallas de aerogeneradores: análisis aplicado por 8.2 Group

Como mencionáramos en nuestra publicación anterior, el análisis RCA se basa en una serie de herramientas metodológicas. Las más conocidas para conducir eficientemente la investigación de las fallas, son:

  1. 5W2H (What- Why_- Where – When -Who – How – How much/ many)
  2. Matriz de Riesgo- (Frecuencia/Impacto – Probabilidad/Gravedad)
  3. Diagrama de fishbone (o Ishikawa)
  4. Gráficos de tendencia (línea de tiempo, gráficos de control, histogramas)
  5. Árbol de fallas

En estudios aplicados a aerogeneradores, por ejemplo, la selección de herramientas debe considerar la facilidad de aplicación, la claridad en la visualización de resultados y la experiencia del equipo técnico involucrado. Esta práctica ha sido aplicada por el equipo de 8.2 Group, a nivel internacional, a lo largo de sus 30 años de trayectoria y en Argentina durante los años 2023 y 2024.

En todos los casos en la fase inicial de identificación de los problemas, es necesario armar un equipo que mediante 5W2H  elabore las Brainstorming.

Es fundamental la recolección de datos, para entender todas las variables que inciden en el problema/fallo y como están interrelacionadas entre sí. La elaboración de listas de verificación y la revisión de historiales de mantenimiento, manuales y procedimientos, permiten contextualizar el evento y establecer correlaciones entre antecedentes operativos y la falla ocurrida.

La línea de tiempo es una herramienta visual que permite gráficamente reconstruir la secuencia de los hechos previos a la falla o rotura.

Línea de tiempo

¿Cómo se clasifican las causas?

Causas proximales: las más cercanas (próximas) a la ocurrencia del evento adverso

Causas subyacentes: causas ocultas, profundas, fallas en los procesos o sistemas, difíciles de visualizar. Pueden desembocar en Causa Raíz.

Causas raíz: fundamental(es) para la ocurrencia del fallo

  • Causa raíz física: de origen físico que afecta la operatividad/producción de los equipos
  • Causa raíz humana: error humano, negligencia, desatención
  • Causa raíz latente: origen en sistemas, políticas y/o procedimientos inadecuados, capacitación inexistente o deficiente

¿Cómo se efectúa el/los diagnósticos de las Causas Raíz?

Del análisis de datos e información acumulada, mediante la “lluvia de ideas” del equipo abocado al análisis, se deben seleccionar y definir las posibles causas y subcausas relacionadas, asignándoles categorías.

De esta manera se construye el “Diagrama de Fishbone o Ishikawa”

Diagrama de Fishbone o Ishikawa

 

Para la construcción se dividen los datos en seis campos, aplicando la metodología de 6 M: 1º Hombre (Mano de obra) – 2º Máquina – 3º Entorno (Medio Ambiente) – 4º Material – 5º Método – 6º Medida. Se incorporan las causas o sub-causas discutidas previamente como espinas del cuerpo de pescado que confluyen a la espina dorsal.

Esto permite enlistar y clasificar las causas, facilita la visualización, se evitan “cuellos de botella”, se descartan problemas superficiales, permite mejorar procesos a futuro.

El análisis mediante árbol de fallas, conforme a la norma IEC 62740 y aplicado en casos de fallas mecánicas y/o eléctricas críticas, permite modelar de forma estructurada las posibles causas y asignar probabilidades. Además, es útil para visualizar hipótesis alternativas de la falla, indicando que estas tienen menor probabilidad en comparación con la hipótesis principal, la cual deberá ser confirmada o descartada durante el proceso de análisis.

Diagrama de árbol de falla

Tanto en el diagrama de Ishikawa como en el Árbol de Fallas, la precisión y eficacia de su aplicación depende de la “experiencia de los analistas”, que  dá la capacidad de diferenciar los tipos de  causas que pueden confluir.

La norma IEC 62740 presenta una variedad de métodos, desde los más prácticos hasta los más complejos, que pueden ser utilizados de acuerdo con la naturaleza específica del estudio, permitiendo confirmar o descartar hipótesis.

Lo anterior es debido a que en la industria renovable, en particular, en eólica y solar, conviven varias disciplinas en las plantas de generación, tales como: Ingenierías Civil, Mecánica, Eléctrica, Aerodinámica, Hidráulica, Electrónica, Química, Comunicaciones y Control, entre otras. Cada una con su role particular.

Por lo tanto en el análisis, es necesario complementar estos conocimientos e interpretar con claridad los volúmenes de datos, almacenados en histogramas, estadísticas, regresiones y demás registros.

La figura siguiente resume algunos de los casos reales de fallas mecánicas e incendios investigados por expertos de 8.2 Group, en los cuales se aplicaron de manera combinada las metodologías de análisis descritas anteriormente. Estos permitieron identificar con precisión las causas raíz de cada evento, validar hipótesis mediante múltiples enfoques y proponer acciones correctivas específicas para prevenir la recurrencia de las fallas.

En nuestra próxima entrega abordaremos ejemplos de aplicación en Eólica y Solar.

Autores del artículo: los Ings. Dieter Gutterres Soares y Néstor Omar Cereijo.

Sobre GRUPO 8.2

GRUPO 8.2 es una empresa de origen alemán que ofrece servicios integrales de consultoría e inspecciones técnicas de plantas eólicas, fotovoltaicas y de biogás, así como de la integración a la red eléctrica.

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JA Solar prioriza tecnología TOPCon por su gran adaptabilidad y alta receptividad en la región

El mercado solar global alcanzó un récord de 703 GW en envíos durante 2024, de acuerdo con la Hoja de Ruta Tecnológica Internacional para la Energía Fotovoltaica (ITRPV). De ese volumen, el 98 % correspondió a tecnología de silicio cristalino, que mantuvo su hegemonía frente a la película delgada. En este escenario, la tecnología TOPCon n-type superó por primera vez a la PERC p-type, consolidando su dominio en la producción global.

Este liderazgo de la TOPCon se sustenta en su mayor eficiencia, rendimiento en condiciones climáticas adversas y una vida útil más larga, atributos que le han dado un papel protagónico en la estrategia comercial de JA Solar en toda Latinoamérica, pero especialmente para mercados de Centroamérica y el Caribe.

Ignacio Mesalles, líder del equipo de proyectos de gran escala para Colombia, Centroamérica y el Caribe de JA Solar, confirma que “la tecnología que ahora estamos viendo que más está teniendo mejor receptividad en el mercado es la tecnología TOPCon”. Atribuye este fenómeno principalmente a las condiciones ambientales de la región, caracterizadas por alta humedad y elevadas temperaturas, que exigen módulos con un comportamiento superior en entornos exigentes.

“TOPCon es una tecnología que se desempeña bastante bien en estas condiciones”, subraya el ejecutivo, y respalda esta afirmación con un dato contundente: “más del 70% de los proyectos que se van a estar desarrollando van a utilizar esta tecnología”. Así también lo afirma el informe ITRPV que indica que dentro del mercado fotovoltaico basado en silicio, las obleas de silicio Czochralski monocristalino (Cz-Si) dominaron por completo la cuota de mercado en 2024, con aproximadamente el 70 % de obleas n-type atribuido a la expansión de la tecnología TOPCon n-type, porcentaje que se prevé que continúe este 2025 y el próximo año.

JA Solar no sólo promueve la adopción de módulos TOPCon n-type en mercados latinoamericanos, sino que también acompaña a los desarrolladores desde etapas tempranas para identificar la configuración ideal por proyecto. Mesalles aclara: “normalmente tratamos de no diagnosticar un solo módulo para cada proyecto en específico, sino que más bien analizamos cada uno de los proyectos”.

Esta flexibilidad se traduce en una estrategia comercial agnóstica, orientada a la eficiencia del sistema más que a imponer un formato único. “Tenemos en realidad las dos ofertas más populares que se han estado utilizando en la región”, detalla Mesalles, mencionando como módulos con mayor receptividad a sus modelos de 620/630 W destinada principalmente para proyectos de generación distribuida y modelos más grandes que superan los 700 W para utility scale.

Grandes pendientes para acelerar el despliegue de solar

A pesar de que la tecnología fotovoltaica está madura y disponible, la regulación sigue siendo un cuello de botella para su expansión, advierte el referente de JA Solar. “La tecnología la tenemos, económicamente la solución existe… Para mí siempre ha sido el tema regulatorio el que es el cuello botella”, declaró en el marco de un panel de debate del encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe).

El líder de utility scale remarca que la lentitud en la modernización de las reglas del juego frena el despliegue de proyectos renovables, en especial aquellos complementados con almacenamiento energético en baterías. Entre los temas neurálgicos enumera la necesidad de claridad en la remuneración de servicios auxiliares, pero también desafíos constantes como el desarrollo de líneas de transmisión y una mayor coordinación entre las entidades gubernamentales. En todos estos frentes, hay espacio para acelerar el desarrollo y brindar más certezas a los inversionistas.

“Tener bien claro el inversionista cómo va a poder recuperar esa inversión es fundamental”, destaca Mesalles, y agrega que “inclusive ayuda hasta a la hora de mitigar la cantidad de líneas de transmisión”, en referencia a la planificación de redes más inteligentes y eficientes.

Otro aspecto que gana protagonismo en la visión de JA Solar es la eficiencia energética, entendida como una dimensión complementaria a la generación. Mesalles considera que no siempre se trata de “generar más”, sino de mejorar cómo se utiliza la energía. “Ver cómo hacer el sistema todavía más eficiente… eso también va muy ligado al tema regulatorio”, puntualiza.

El rol de las baterías también ocupó un lugar destacado en el panel. Para Mesalles, la región todavía está a tiempo de tomar decisiones estratégicas. Su advertencia es clara: “estamos en un buen momento para que le estemos metiendo fuerza a reglamentar todos estos temas”.

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Growatt acelera su presencia en América Latina: cuatro países, una misión solar

Durante el mes de mayo, Growatt ha intensificado su compromiso con la profesionalización del sector fotovoltaico en América Latina, liderando una serie de actividades técnicas en México, Colombia, Guatemala y Ecuador. Con una estrategia clara de cercanía, formación y soporte local, la compañía ha demostrado que su visión de energía inteligente va mucho más allá de los productos.

En apenas un mes, los equipos técnicos y comerciales de Growatt recorrieron más de 10 ciudades en cuatro países, llevando a cabo talleres presenciales, roadshows de cliente, entrenamientos técnicos y webinars interactivos. Algunos hitos destacados incluyen:

Guatemala City (Guatemala): evento de lanzamiento en colaboración con socios locales, enfocado en la solución de monitoreo ShineLink.

Puerto Vallarta, Chihuahua y Morelia (México): talleres técnicos sobre inversores híbridos, instalación de microinversores y soluciones residenciales.

Barranquilla (Colombia): participación en el evento SER Colombia, donde Growatt presentó su portafolio de soluciones inteligentes para generación distribuida y almacenamiento energético, destacando su enfoque técnico y su capacidad de adaptación al marco regulatorio colombiano.

Quito (Ecuador): seminarios para integradores solares y demostraciones técnicas sobre almacenamiento y respaldo energético.

Formación técnica con impacto real

A través de estas actividades, Growatt ha capacitado a centenares de instaladores, integradores y distribuidores, brindándoles no solo conocimiento técnico actualizado, sino también acceso directo al equipo de soporte regional y a plataformas como OSS y ShinePhone.

Los contenidos abordaron desde fundamentos de instalación hasta configuraciones avanzadas de inversores híbridos como el SPH10000TL-HU-US, pasando por soluciones off-grid, esquemas de autoconsumo y estrategias de mantenimiento preventivo.

Una comunidad solar en expansión

Growatt entiende que el desarrollo del sector depende del crecimiento del conocimiento técnico. Por eso, más allá de vender tecnología, la compañía apuesta por crear una comunidad técnica sólida que comparta buenas prácticas, fomente la eficiencia energética y acelere la transición solar en América Latina.

Gracias a su presencia activa en terreno, su soporte multilingüe, y su enfoque de “formar para transformar”, Growatt ya es visto como un aliado estratégico por cientos de profesionales solares en la región.

Vicepresidenta de Growatt, Lisa Zhang aclaró: el éxito de estas iniciativas marca solo el comienzo de una estrategia regional más amplia. En los próximos meses, Growatt continuará su ruta por América Latina, sumando más ciudades, más entrenamientos y nuevas soluciones inteligentes adaptadas a las condiciones locales.

¨ Growatt no solo entrega tecnología, sino también conocimiento, confianza y comunidad: el verdadero motor de la revolución solar en América Latina.¨ Confirmó Zhang.

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Brasil lanza una llamada de R$ 10 mil millones para impulsar la industria en el Nordeste

En una acción estratégica para impulsar la economía del Nordeste, el presidente de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva lanzó en la región del Sertão de Pernambuco, la Chamada Nordeste, una iniciativa que promete inyectar R$ 10 mil millones en la Región. La convocatoria pública, fruto del esfuerzo conjunto de varias instituciones financieras federales, tiene como objetivo impulsar proyectos de infraestructura, servicios públicos y emprendimientos productivos alineados a los ejes y misiones del programa Nova Indústria Brasil (NIB).

“Esta es la mayor disponibilidad de recursos para inversión en la industria del Nordeste. Hay R$10 mil millones para quienes deseen realizar proyectos en la región crediticia. Esto nunca ha sucedido. Nunca ha habido tanta disponibilidad de crédito para el Nordeste como la que tenemos ahora”, enfatizó el presidente Lula durante el evento.

La Convocatoria Nordeste es un marco, al ser la primera en reunir a todas las instituciones financieras federales que actúan en la Región – Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES), Banco do Nordeste do Brasil (BNB), Banco do Brasil (BB) y Caixa Econômica Federal (CAIXA) – además de la Financiadora de Proyectos (FINEP), el Consorcio de Gobernadores del Nordeste y la Superintendencia de Desarrollo del Nordeste (Sudene), vinculada al Ministerio de Integración y Desarrollo Regional (MIDR).

“Estos recursos están destinados a atraer pequeñas, medianas y grandes industrias al interior del Nordeste. Por ejemplo, un empresario puede proponer la construcción de un puerto seco en Salgueiro, por donde pasa la carretera Transnordestina, para generar ingresos y crear empleo para la población local”, explicó el ministro de la Casa Civil, Rui Costa.

Los recursos se pondrán a disposición a través de diversas modalidades de apoyo, entre ellas créditos, subsidios económicos, participaciones accionariales y recursos no reembolsables (para proyectos de cooperación entre empresas e instituciones tecnológicas). La expectativa es que este aporte financiero impulse la innovación y el desarrollo en sectores clave para la Región.

El superintendente de la Sudene, Danilo Cabral, destacó que la acción de la Agencia ha sido decisiva para fortalecer alianzas y articular acciones concretas. El lanzamiento de Chamada Nordeste es fruto de la colaboración entre Sudene, los bancos y el Consorcio de Gobernadores del Nordeste para facilitar inversiones estructurales y fomentar el desarrollo socioeconómico de la región. Esta es otra acción estratégica que demuestra que Sudene está cumpliendo una vez más su función de generar soluciones y movilizar a quienes pueden implementar proyectos que realmente marcan la diferencia en la vida de las personas y en el desarrollo del Nordeste, enfatizó.

Entre los focos prioritarios de la Convocatoria Nordeste se encuentran: las energías renovables, con énfasis en el almacenamiento; descarbonización, con énfasis en el hidrógeno verde (H2V); centros de datos verdes; y la industria automotriz, incluida la maquinaria agrícola.

Los interesados ​​podrán acceder al formulario de inscripción a partir del 16 de junio en las páginas web de los organizadores de la convocatoria. Las presentaciones de planes de negocios se aceptarán hasta septiembre de este año y los resultados se anunciarán en noviembre.

“Estamos aquí con una postura activa, presentando esta opción a los emprendedores del Nordeste para contribuir a la nueva política industrial y al desarrollo sostenible, tecnológico e inclusivo de la región. Con el apoyo y la inversión adecuados, el potencial de nuestra gente y empresas del Nordeste puede transformar realidades y proyectar aún más a nuestro país en el panorama global de la innovación”, destacó la ministra de Ciencia, Tecnología e Innovación de Brasil, Luciana Santos.

La iniciativa es resultado de la reactivación, el 10 de septiembre de 2024, del Comité Regional de Instituciones Financieras Federales (Coriff), comité vinculado al Consejo Deliberativo de la Sudene, cuyo principal objetivo es integrar acciones de apoyo financiero en la Región. Además de las instituciones mencionadas anteriormente, Coriff incluye al Banco de Desarrollo de Minas Gerais (BDMG) y al Banco de Desarrollo de Espírito Santo (BANDES) en las discusiones sobre políticas de inversión en el área de actuación de la Sudene.

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Subsecretario de Energía de Chile visitó Parque Eólico Los Cururos de AES Chile

El subsecretario de Energía, Luis Felipe Ramos, visitó las instalaciones del Parque Eólico Los Cururos de AES Chile ubicado en Ovalle con el objetivo de subrayar la importancia de las energías renovables para el desarrollo del país.

El subsecretario Ramos señaló que “la región de Coquimbo se ha convertido en una de las capitales de las energías limpias en nuestro país. En este contexto, la operación de Los Cururos es especialmente importante para el ministerio y para el sector de la energía, ya que son las energías renovables no convencionales las que nos están permitiendo avanzar en la transición energética y acercarnos progresivamente a nuestra meta de carbono neutralidad antes del 2050”.

Cabe señalar que el parque eólico Los Cururos cuenta con una capacidad instalada de 109 MW generados por 57 aerogeneradores. La actividad contempló la presentación a la autoridad sectorial su funcionamiento y el de la subestación eléctrica, junto con las distintas medidas ambientales y la gestión de relacionamiento comunitario que se está realizando con distintos actores sociales.

El director de Operaciones de AES Andes, Antoine Joo, destacó que “agradecemos la visita del subsecretario a este parque, que desde el Valle del Limarí contribuye a la descarbonización del sistema eléctrico nacional y que forma parte de las distintas iniciativas que desarrolla la compañía para acelerar el futuro de la energía”.

En tanto, el Parque Eólico Los Cururos forma parte de la estrategia transformacional Greentegra, impulsada por AES Chile desde 2018, y que busca contribuir a mitigar los efectos del cambio climático, a través del desarrollo de soluciones renovables.

Los Cururos es uno de los parques eólicos más grandes de Chile y ha contribuido significativamente a la diversificación de la matriz energética del país, promoviendo fuentes limpias y sostenibles. Además, AES Chile ha implementado un Fondo Participativo que financia proyectos sociales y emprendimientos locales.

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Honduras aprueba pliegos de la licitación de 1500 MW que priorizará energías renovables y almacenamiento

La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) aprobó los pliegos de bases y condiciones para la tan esperada Licitación de compra de potencia y energía propuesta por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

Se trata de la LPI 1000-010-2021 que será la primera convocatoria para el suministro de largo plazo lanzada durante la administración la presidenta Xiomara Castro. La licitación tendrá como objetivo la adjudicación de 1,500 MW, lo que la convierte en la más grande de su historia.

«La aprobación de la Comisión reguladora ha sido el paso final para proceder al lanzamiento de la licitación pública internacional de los 1500 MW; la cual lleva un fuerte componente de energía renovable del 65% y, además, privilegiará el almacenamiento de energía derivada de fuentes renovables», anticipó Erick Tejada Carbajal, secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente general de la ENEE.

Tras la aprobación de los pliegos por el pleno de comisionados de la CREE, el lanzamiento es inminente y se espera que en los próximos días inicie el proceso formal la Junta de Licitación conformada por personal de la ENEE, equipos de la CREE, Centro Nacional de Despacho (CND), Secretaría de Energía y la empresa consultora internacional que apoyaron este gran esfuerzo.

La mención a la empresa que acompañará el proceso selección no es menor ya que ha trabajado en un algoritmo que les permita priorizar la contratación de energía que provenga de fuentes como solar fotovoltaica, eólica, hidráulica y geotérmica, mientras que el 35% restante podrá provenir de fuentes térmicas no renovables.

Los Términos de Referencia (TDRs) que ha venido trabajando el regulador hace años -recordemos que es un proceso pendiente desde administraciones pasadas- ha tenido varios ajustes no sólo contemplando el aumento de la demanda al elevarlo de 450 MW a 1500 MW, sino también principios rectores que derivan de la Ley Especial para garantizar el Servicio de la Energía Eléctrica como un bien público de Seguridad Nacional y un Derecho Humano de Naturaleza Económica y Social.

Un gran diferencial que marcan los TDRs frente a convocatorias precedentes es la metodología que se empleará para la licitación y que ha demostrado su éxito en cantidad y competitividad de ofertas en países vecinos como Guatemala. El proceso se llevará a cabo mediante una subasta inversa por rondas sucesivas, que permitirá que los proponentes puedan mejorar sus ofertas en varias rondas y que los precios más bajos del mercado sean los adjudicados.

Para lograrlo, una novedad importante es la introducción del «Factor de Competencia», un valor que la CREE entregará a la Junta de Licitación al inicio del proceso de rondas y que no será público. Este factor servirá como límite indicativo para la finalización del proceso de rondas, permitiendo que el proceso avance hacia la adjudicación final de manera más eficiente.

Además, se implementará un «Índice de Competencia» en cada ronda, que se calculará como la relación entre la suma de las potencias firmes máximas ofrecidas y la potencia firme objeto de la licitación. Si el proceso de subasta no logra reducir los costos en un margen suficiente (más del 1.5% entre rondas) o si todos los oferentes activos están siendo seleccionados sin necesidad de reducir precios, se activará un «Proceso de Aceleración». Este proceso incluirá un «Oferente Virtual de Competencia», diseñado para mantener la presión competitiva en las rondas finales y evitar estancamientos en la reducción de precios.

Pero aquello no sería todo. También se ha trabajado en un modelo de subasta contemplando los retos y oportunidades del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) de Honduras, de manera que los participantes que compitan reciban una señal clara de dónde ubicar sus ofertas para que los nodos donde se necesite inyección puedan cubrir sus requerimientos.

«En Honduras estamos transformando el Subsector electricidad», aseguró Wilfredo Flores, comisionado de la CREE. En conversación con Energía Estratégica, el regulador reveló que en el marco de este proceso de licitación estarán abiertos a evaluar contrataciones de energía y potencia adicionales a los 1500 MW en caso de que las ofertas sean competitivas y contribuyan al fortalecimiento del sistema.

«La licitación de 1500 MW más reserva pronto será una realidad», aseguró.

Y añadió: «Invitamos a inversionistas Nacionales e Internacionales a participar. El regulador supervisa el proceso y vela porque las inversiones se hagan en tiempo y forma».

Desde el sector público buscan dar señales claras que no sólo atraigan inversiones sino que brinden transparencia y seguridad a empresas locales y extranjeras que apuesten al crecimiento del sector eléctrico en el país motivados por esta nueva apertura del mercado.

«Una herramienta especial para garantizar los flujos de pagos a generadores, la aplicación de normas internacionales a los Estados financieros de la ENEE y una auditoría en desarrollo por una empresa de alto prestigio, hacen a la nueva ENEE y Honduras un sitio atractivo para diversos inversionistas internacionales a ofrecer buen precio por la energía y así abrir el mercado eléctrico hondureño», declaró Erick Tejada Carbajal a este medio.

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FES Iberia 2025 reunirá a los líderes del sector para debatir cómo reforzar la seguridad energética en un momento clave para España

Future Energy Summit (FES) Iberia 2025 pondrá el foco en cómo reforzar la seguridad energética en un momento decisivo para el sector. La cita será el 24 de junio en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt de Madrid, y reunirá a referentes de Iberdrola Renovables, Grenergy, Cox Energy, EDP Renewables, Schletter, Elmya, Galp, Sonnedix y Jinko Solar, entre otras compañías líderes, para debatir soluciones concretas ante los desafíos que plantea la transformación del sistema eléctrico ibérico.

En este escenario, los altos ejecutivos de las compañías abordarán los factores estructurales que hoy definen la resiliencia del sistema: desde la creciente penetración de renovables hasta la volatilidad de precios y la urgencia por adaptar la infraestructura a las nuevas demandas operativas.

La visión de ejecutivos como Julio Castro (Iberdrola Renovables), David Ruiz (Grenergy), Enrique Riquelme (Cox Energy), Rocío Sicre (EDP Renewables), Alejandro Ramos (Schletter), Carlos Píñar Celestino (Elmya), Fernando Cremades (Galp), Carolina Nester (Sonnedix) y Lucía Dólera (Jinko Solar) permitirá trazar una hoja de ruta sobre estrategias de seguridad energética en un entorno cada vez más complejo y dinámico.

Entradas disponibles

El encuentro reunirá a más de 400 ejecutivos de empresas, utilities, tecnólogos, fondos de inversión y gobiernos, en una jornada que combinará paneles técnicos, sesiones estratégicas y espacios exclusivos de networking de alto nivel, orientados a facilitar alianzas y acuerdos concretos en toda la cadena de valor energética.

Uno de los ejes del programa será el reciente apagón donde se debatirá sobre la necesidad de contar con mecanismos de mercado que otorguen estabilidad a largo plazo, como  mercados de capacidad, tecnologías de almacenamiento, así como sobre el papel de la hibridación, soluciones de gestión digital de red, nuevos modelos de contratación de energía y la planificación del sistema energético.

Asimismo, se discutirán las tendencias del mercado renovable en España y la región, con la participación de otros actores clave como RWE, Repsol, Xunta de Galicia, Alantra, Matrix Renewables y 360 Energy, que aportarán su perspectiva sobre los marcos regulatorios necesarios para garantizar competitividad, acelerar inversiones y sostener el crecimiento renovable en el mediano y largo plazo.

Revive FES 2024:

Además de los paneles técnicos, FES Iberia incluirá espacios de análisis sobre oportunidades regulatorias en el sur de Europa, estrategias de los compradores de energía (offtakers) y una mesa dedicada a las sinergias con América Latina, que contará con la participación del Ministerio de Energía y Minas de Guatemala, Víctor Hugo Ventura, quien presentará el proceso de licitación de energías renovables más relevante en la región, con una proyección de inversión superior a los 5.000 millones de dólares en generación y transmisión.

Otro de los focos claves del mega encuentro renovable será la inestabilidad de precios de la energía en Europa, con récords negativos en la Península Ibérica, lo que evidencia el desajuste entre generación renovable y capacidad de absorción.

FES Iberia 2025 será una cita estratégica que reunirá a más de 400 ejecutivos del sector energético, junto con representantes del sector público, en un entorno de networking activo con los líderes que están transformando la matriz energética ibérica.

El encuentro se posiciona como un espacio clave para anticipar tendenciaspromover decisiones de alto nivel y debatir soluciones técnicas y estratégicas que garanticen la seguridad energética en escenarios de alta penetración de energías renovables.

🎟️ Las entradas ya están disponibles a través de este enlace.

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Black & Veatch se sube a la ola del almacenamiento energético con proyectos de baterías e hidrógeno

Black & Veatch, empresa global de ingeniería, adquisiciones, consultoría y construcción, sigue consolidando su presencia en el sector energético con proyectos concretos que marcan el ritmo de la transición. Lejos de casarse con una tecnología específica, la compañía adopta un enfoque «tecnológicamente agnóstico» que le permite adaptarse a las necesidades y prioridades de cada cliente.

“No impulsamos una tecnología en particular. Buscamos, de la mano con el cliente, entender cuáles son sus ‘drivers’ en la toma de decisión, y seleccionamos la que mejor cumpla con lo que él esté buscando desde un punto de vista financiero, de costos o de apetito al riesgo”, señaló Romina Esparza Almaraz, directora de desarrollo de negocios para México, Centroamérica y el Caribe de Black & Veatch.

Su estrategia se basa en una ingeniería pragmática, capaz de combinar tecnologías emergentes con modelos de negocio viables, y ajustados a los tiempos del mercado. Esto les ha permitido ser pioneros y liderar en infraestructura eléctrica crítica, así como en proyectos emblemáticos para el área de generación y almacenamiento.

En soluciones  almacenamiento de energía, Black & Veatch cuenta con más de 21 GWh de experiencia global y va por más. Durante su participación en el evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Romina Esparza comentó que la empresa ha encontrado en las baterías de ion litio una oportunidad de negocios sólida.

“La tecnología de baterías de ion litio tiene ya 150 GW de capacidad instalada a nivel mundial. Es una tecnología madura que vemos que los clientes están confiando y queriendo desarrollar. Además, los costos han bajado, por lo que diría que es un momento adecuado para invertir en este tipo de proyectos”, destacó Esparza.

En paralelo, la compañía también apuesta al desarrollo del hidrógeno verde, aunque con mayor prudencia. De acuerdo con la directora de desarrollo de negocios para México, Centroamérica y el Caribe de Black & Veatch, de los más de 200 estudios de factibilidad y prefactibilidad que han realizado en los últimos cinco años, apenas unos pocos han avanzado hacia la construcción. Aun así, anticipó en FES Caribe que BV cerrará 2025 con tres proyectos concretos en marcha: «dos van a estar en operación en este año», sumando «aproximadamente 220 MW»; mientras que el tercero seguirá un tiempo más en fase constructiva.

Siguiendo con el análisis de Romina Esparza, a título personal compartió una lectura crítica del entusiasmo inicial por el hidrógeno: “En algún momento del 2020 hubo como una expectativa medio artificial de ese mercado, hubo incentivos evidentemente dirigidos a crear una industria y a generar una atracción en esa industria, pero de alguna forma no revelaron los costos reales de la producción del hidrógeno verde”. De allí consideró que, distinta a esa sobreexpectativa, hoy “muchas estrellas que se tienen que alinear para que esos proyectos sean viables”.

En el caso del almacenamiento con baterías, la lectura es más optimista aunque aún se atraviesen retos vinculados a su regulación y definición de remuneración. Lejos de considerar que la región llegó tarde a esta tendencia tecnológica, Esparza opinó que el momento actual es oportuno. “La evolución de los precios de los módulos y de baterías permite que ahora haya mayor apetito para la inversión. Y la madurez de la tecnología y del entendimiento de cómo integrarla a la red da certidumbre a las empresas financieras”.

Esa madurez técnica se traduce también en nuevas oportunidades de negocio para acompañar la transición energética hacia una mayor penetración de energías renovables. Además del almacenamiento, BV identifica potencial en obras de infraestructura de transmisión, tanto en modernización como en expansión. “La incorporación de renovables trae oportunidades de proyectos encaminados a fortalecer las redes de transmisión”.

«En Puerto Rico estamos ya trabajando con el operador de la red en proyectos que tienen ese objetivo: aumentar la capacidad de las líneas de transmisión y de las subestaciones. Por ende, se hacen necesarios proyectos de almacenamiento con baterías que también brindan estabilidad a las redes», comentó Romina Esparza. 

Para que nuevas oportunidades se materialicen en proyectos de inversiones privadas, la portavoz de Black & Veatch consideró que aún deben superarse varias barreras. La principal, sería la permisología y la falta de certidumbre regulatoria en algunos países. “Dependiendo del país, las regulaciones a veces no son lo suficientemente claras. Lo que se necesita es lo que todos los inversionistas buscan: estado de derecho, seguridad, facilidad para atraer talento”, enumeró Esparza.

En cuanto a la regulación específica de almacenamiento, reconoció avances, pero también vacíos. Por ejemplo, si bien ya se autoriza el arbitraje o regulación de frecuencia con baterías en algunos mercados, aún faltan esquemas que reconozcan servicios como regulación de voltaje o pago por capacidad. “Eso es fundamental”, afirmó.

De la emergencia a la resiliencia: Black & Veatch transforma servicios esenciales en Puerto Rico

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EGE Haina alista su cartera para competir por contratos en la licitación de distribuidoras y con usuarios no regulados

La Empresa Generadora de Electricidad Haina (EGE Haina), uno de los principales actores del sector energético de República Dominicana, continúa consolidando su papel en la transición hacia una matriz energética más limpia, con una estrategia clara de expansión en generación renovable.

En línea con su meta de alcanzar 1,000 MW instalados en energías limpias al 2030, la compañía refuerza su cartera de proyectos para competir en las próximas licitaciones convocadas por distribuidoras dominicanas y atender la creciente demanda del mercado industrial por contratos sostenibles.

Desde 2020, EGE Haina ejecuta un ambicioso plan de crecimiento en renovables que ya suma 466 MW instalados, de los cuales 175 MW corresponden a energía eólica y el resto a solar. A este avance se suma la obtención de permisos y concesiones provisionales y definitivas para otros 625 MW, actualmente en trámite ante la Superintendencia de Electricidad (SIE) y la Comisión Nacional de Energía (CNE).

Rosina Hernández, directora de mercado eléctrico de EGE Haina, explicó que estos 625 MW se distribuyen entre 300 MW de energía eólica y 325 MW de solar. “Me gustaría que nos enfocáramos en los proyectos de Esperanza Solar y Esperanza Eólico que se están ejecutando en la zona norte del país”, señaló durante una entrevista audiovisual en el marco del encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe). 

Se trata del primer proyecto híbrido solar-eólico que se construye en República Dominicana, con 90 MW ya en funcionamiento bajo el parque Esperanza Solar 1. A este se sumará el parque eólico Esperanza Eólico de 50 MW, actualmente en construcción y cuya entrada en operación está prevista para el segundo semestre de 2026. Este esquema se completará con un segundo parque solar de 60 MW, también programado para comenzar operaciones en ese mismo periodo.

Consultada sobre el esquema bajo el cual se prevé la contratación de estos nuevos proyectos, Hernández adelantó que la empresa está atenta a las próximas convocatorias oficiales. “El ministro de Energía ha anunciado que durante los próximos meses va a haber una licitación para proyectos renovables. Estamos con concesiones ya listas para poder participar en este proceso de licitación y esperamos poder resultar ganadores”, afirmó, y consideró: “entendemos que tenemos ofertas competitivas para obtener contratos de largo plazo”.

Además de preparar propuestas para competir en las licitaciones con las empresas distribuidoras, EGE Haina también busca consolidar contratos con grandes usuarios del sector industrial. “Estamos también haciendo ofertas de contratos de mediano y largo plazo para este tipo de usuarios y hemos sido bastante exitosos”.

“Hemos notado que dentro del sector industrial de la República Dominicana hay un gran apetito con parte de clientes para tener contratos también de mediano y largo plazo con energía renovable que les permita cumplir con sus cuotas de sostenibilidad, todo el mundo está ahora abocado a ello”, comentó Hernández.

Actualmente, toda la energía renovable que produce EGE Haina ya se encuentra contratada, ya sea con distribuidoras o con usuarios no regulados. Esta posición refuerza la competitividad de la empresa en el mercado y la prepara para capitalizar nuevas oportunidades de crecimiento.

EGE Haina continúa avanzando con paso firme en la diversificación y modernización del parque de generación eléctrica de República Dominicana, integrando soluciones innovadoras como la hibridación tecnológica y aprovechando la riqueza de recursos renovables del país. El enfoque está puesto tanto en las licitaciones públicas como en acuerdos con usuarios no regulados que, además de ser económicamente viables, permiten contribuir activamente con los compromisos ambientales de sus clientes y del país.

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ABSAE aguarda expectante por la regulación y subasta competitiva de baterías en Brasil

El sector brasileño está a la expectativa de la publicación de la regulación de sistemas de baterías y ordenanza normativa para la primera subasta de capacidad de reserva con almacenamiento en sistemas BESS, denominada “LRCAP Almacenamiento”.

Desde la Asociación Brasileña de Soluciones de Almacenamiento de Energía (ABSAE) siguen de cerca la definición de esos puntos y trabajan en una serie de frentes prioritarios a lo largo del 2025, a fin de que avance la implementación de sistemas BESS en el país. 

“Algo de regulación tiene que salir este año. La regulación la estábamos esperando para este mes, pero se retrasará un poco más. Esperábamos las definiciones básicas de cara a la subasta LRCAP Almacenamiento”, sostuvo Markus Vlasits, presidente del Consejo Asesor de ABSAE, en diálogo con Energía Estratégica

La expectativa es alta y los tiempos apremian. La definición pendiente es estructural: si las baterías serán consideradas generadores de energía, activos sui generis o alguna otra categoría regulatoria. “Queremos tener la confirmación de cuál es el tipo de otorgamiento que tendremos”, planteó el ejecutivo. 

Desde ABSAE consideran que lo más probable —y conveniente— es que se las trate como generadores, y que lo más pronto posible se definan reglas para el acceso a la red, tarifas, montaje, multiplicidad de uso y acoplamiento a unidades consumidoras o centrales generadoras.

“Sería ideal que la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) publique una resolución normativa donde defina todo lo mencionado. En el primer horizonte, la estábamos esperando para mayo, aunque se retrasará y hay dos alternativas: que ANEEL brinde una resolución dentro de un plazo relativamente corto, o que el tema sea abrazado por el Poder Legislativo y virar en materia de ley”, apuntó Vlasits

“Un segundo horizonte serían los modelos de negocios un poco más elaborados, como las plantas virtuales, inclusión de baterías en programas de respuesta de demanda. Todo el mundo ya vio que sería en un segundo paso, tal vez finales de este año o al inicio de 2026”, agregó.  

En paralelo existe una medida provisoria firmada por el presidente de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, que busca abrir camino por la vía legislativa. Su plazo de vigencia es de 120 días, y durante ese período podría consolidarse un marco legal que incluya muchas de las reivindicaciones históricas del sector. 

La subasta de almacenamiento: expectativas, plazos y dudas

La atención del sector también está centrada en la subasta “LRCAP Almacenamiento”. A más de un mes del anuncio del ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, sobre su inminente salida a finales de mayo, el mercado sigue a la espera.

La ordenanza N° 812/2024, que fue puesta en consulta pública hacia finales del año pasado, establece que el inicio del suministro deberá darse en julio de 2029, con contratos por diez años. Además, se plantea que los proyectos adjudicados deberán ofertar al menos 30 MW de potencia, con una disponibilidad operativa diaria de cuatro horas, según lo determine el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS). 

Un aspecto relevante de la subasta es que los titulares de los proyectos tendrán derecho a un ingreso fijo anual (R$/año), pagadero en cuotas mensuales. No obstante, ese ingreso podrá ser reducido en función del desempeño operativo, evaluado mes a mes.

Vlasits considera que si se contratan entre 1 y 2 GW de capacidad de almacenamiento en esta primera licitación, dentro de un total estimado de 38 GW de nueva potencia requerida hasta 2034, se trataría de un volumen adecuado. “Nos parece perfectamente adecuado”, afirmó.

También espera que estos proyectos puedan acogerse al Régimen Especial de Incentivos al Desarrollo de Infraestructura (REIDI), siempre que las baterías sean categorizadas como generadoras. “Desde ABSAE consideramos que sí tienen derecho y hace total sentido”, ratificó.

Además la asociación mantiene activos otros frentes prioritarios de trabajo vinculados a la electrificación y uso de de los sistemas aislados, que hoy dependen de generación diésel de alto costo, considerando que para septiembre está prevista subasta que por primera vez permitirá contratar soluciones híbridas, obligando a que al menos el 22% de la energía ofertada sea renovable. 

Y de igual modo, ABSAE pone énfasis en el almacenamiento como pilar de la generación distribuida, considerando que Brasil ya cuenta con cerca de 40 GW instalados, en su mayoría sistemas fotovoltaicos de baja tensión. 

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Webinar gratuito: Empresas líderes debatirán sobre el mercado fotovoltaico en Latinoamérica

Latinoamérica se ha consolidado como una región estratégica para el crecimiento de la energía solar, y las señales que llegan desde los principales mercados muestran una transformación cada vez más acelerada. En este contexto, Energía Estratégica Latinoamérica lanza un nuevo espacio de diálogo de alto nivel: el webinar “Innovación tecnológica de la fotovoltaica”, que se celebrará el próximo miércoles 12 de junio y contará con la participación de compañías clave para el desarrollo de la transición energética regional.

El evento será de acceso gratuito, con transmisión en vivo y cupos limitados, y se presenta como una oportunidad para entender en tiempo real cómo están evolucionando los marcos regulatorios, qué modelos de negocio se están consolidando y qué soluciones tecnológicas están marcando el pulso del nuevo mercado solar.

🗓️ 12 de junio – 8 h México | 9 h Colombia, Panamá | 10 h Chile | 11 h Argentina, Uruguay
🔗 Formulario de inscripción

Radiografía regional del avance solar: marcos, modelos y oportunidades

El primer bloque del evento se desarrollará a las 9:00 h de Colombia y llevará por título “Enfoque regional: Dinámicas de crecimiento y oportunidades en los mercados de Latinoamérica”. Participarán representantes de Haitai Solar, Solis, Black and Veatch y 8.2 Group, quienes compartirán su visión sobre los factores que están activando o frenando la expansión de la energía solar en mercados como México, Brasil, Colombia, Chile y Argentina.

El foco estará puesto en cómo evolucionan los marcos regulatorios, cuál es el impacto de las licitaciones y contratos privados (PPAs), qué segmentos muestran mayor dinamismo —como el utility scale o el C&I— y qué papel juega el acceso al financiamiento en un contexto macroeconómico desafiante.

Además, las empresas debatirán sobre las particularidades de cada país en cuanto a integración tecnológica, barreras logísticas, incentivos locales y necesidades de adaptación para capturar oportunidades concretas en nuevos desarrollos.

Tecnología en transformación: lo que demandan los mercados del futuro

A las 9:45 h de Colombia, comenzará el segundo panel: “Innovación tecnológica: ¿Qué demandan los mercados solares y hacia dónde evolucionan las soluciones fotovoltaicas?”. Aquí se presentarán las tendencias más relevantes en materia de producto, integración, eficiencia y digitalización, de la mano de referentes de EPSE San Juan, JA Solar, Gonvarri Solar Steel y 360Energy.

Se abordará el avance de las nuevas tecnologías de módulos (TOPCon, bifaciales, alta eficiencia), el rol creciente de los inversores inteligentes, la optimización estructural para maximizar performance y la incorporación de soluciones híbridas que combinan generación solar con almacenamiento. También se debatirá sobre la digitalización del O&M, el uso de datos en tiempo real y la automatización de procesos para reducir costos operativos.

Será una conversación clave para entender qué están exigiendo los clientes en esta nueva etapa y cómo las empresas líderes están adaptando su oferta a un mercado más sofisticado, competitivo y regulado.

🗓️ 12 de junio – 8 h México | 9 h Colombia, Panamá | 10 h Chile | 11 h Argentina, Uruguay
🔗 Formulario de inscripción

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CAMMESA lanzó un nuevo llamado del MATER tras unificar dos trimestres consecutivos

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) de Argentina abrió una nueva convocatoria del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), donde unificó los llamados del primer y segundo trimestre del 2025.

Según pudo averiguar Energía Estratégica, la unificación de ambos llamados se debe a la normalización de los tiempos, que los cronogramas queden acorde al trimestre correspondiente, debido a los plazos dados en anteriores convocatorias.

Cabe recordar que el llamado del cuarto trimestre del 2024 tuvo la presentación de ofertas en febrero del corriente año y su adjudicación por casi 1700 MW entre 18 proyectos renovables recién se dio a conocer hacia finales de marzo. 

Por lo que a raíz de esta modificación y unificación, se espera que no se superpongan el proceso vigente ni futuras convocatorias del MATER. Por ello es que los titulares de proyectos interesados en participar en la actualidad tendrán hasta el día lunes 30 de junio de 2025, inclusive, para presentar solicitudes de prioridad de despacho. 

La presentación deberá dirigirse a la Gerencia de Atención Agentes – CAMMESA, a través del correo electrónico a la dirección: agentes@cammesa.com.ar con los formularios requeridos y con copia a la casilla consultasmater@cammesa.com.ar

Posteriormente, el jueves 18 de julio noviembre, CAMMESA informará aquellos proyectos que requieran realizar un desempate por factor de mayoración respectiva (en caso que sea necesario por capacidad de transporte insuficiente), el cual se hará el jueves 24/7 y la asignación de la prioridad de despacho será el 29 de dicho mes.

Y si bien aún se desconoce la capacidad remanente en las redes de transmisión, se espera que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA termine de pulir los detalles y publique el denominado Anexo III a finales de la presente semana. 

Estado de situación del MATER

Tras la última convocatoria, ya hay 7244 MW en 133 solicitudes con prioridad de despacho para abastecer a grandes usuarios del sistema, considerando tanto proyectos de generación como aquellos con obras menores para ampliar el sistema de transmisión, repartidos de la siguiente manera:

  • 3717 MW destinados al MATER Pleno (sin restricciones) 
  • 3527 MW bajo el mecanismo de asignación Referencial A (posibilidad de hasta 8% de curtailment hasta que se ejecuten las obras de transmisión).

De ese total, sólo 2430,4 MW (repartidos entre 70 solicitudes) están habilitados comercialmente para inyectar su generación al Mercado Eléctrico Mayorista, de acuerdo al último informe del Mercado a Término elaborado por CAMMESA.

Y cabe aclarar que existen una serie de proyectos que en su momento resultaron ganadores de este tipo de llamados, pero que desistieron por diversos motivos (entre ellos la falta de pago para el mantenimiento de la prioridad asignada), los cuales suman 3039,8 MW (898,8 MW vía MATER Pleno y 2141 MW por Ref A). 

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Estado de alerta en el segmento de autoconsumo en Panamá por propuestas de cambios en las reglas del juego

La Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) realizó el Tercer Foro Informativo para Autoconsumo, vinculado a la construcción de una propuesta de aumento del porcentaje máximo de penetración de potencia y/o energía limpia por zona de concesión de las empresas distribuidoras.

Allí, el Grupo de Mercados Energéticos (GME) comunicó los avances de su consultoría y recomendó no establecer límites estrictos, y mantener el esquema de compensación actual hasta alcanzar el 4% de penetración de GD, para luego realizar la adopción del esquema de
facturación Net Billing como mecanismo de compensación.

Aunque entre las conclusiones a las que llega GME se sugiere establecer mecanismos regulatorios que permitan una transición ordenada de un esquema al otro, instaladores del sector fotovoltaico panameño se pronunciaron en contra de cambiar el Net Metering.

Entre los asistentes a aquel foro llevado a cabo el pasado viernes 23 de mayo, el Ing. Nanik Singh Castillero, presidente de Potencia Verde, cuestionó que no se hayan transparentado los cálculos y simulaciones que llevaron a considerar un cambio en el Net Metering.

«El net metering no es malo, lo que podría estar mal es la evaluación para determinar los porcentajes de penetración y valores que se le aplicaría a la energía inyectada a la red y la que se tomará de la red».

En la actualidad, Panamá cuenta con 5,605 clientes de autoconsumo que suman 158 MW instalados en zonas de concesión de EDEMET (46.64%), ENSA (46.42%) y EDECHI (6.94%). Cifras que se incrementaron recién en los últimos 2 años producto de políticas de fomento e implementación efectiva del esquema de Net Metering.

Tras haber pasado el 2% de penetración en zonas atractivas para la instalación de estas soluciones de generación, durante el 2024 se elevó a 3% el tope y recientemente a finales de abril del 2025 se modificó el límite transitorio al 4%.

Al respecto, el integrador valoró que su incremento incluso de hasta el doble del límite actual no debería generar preocupación, ya que “por barreras financieras o de espacio, en Panamá el crecimiento de generación distribuida posiblemente no pueda pasar de 10% a excepción de casos muy excepcionales en los que están ignorando que mucha de esa energía o esa capacidad instalada la tienen o tendrán empresas que consumen de día y producen de día, así que esa energía se va de ‘pitcher a catcher’ ahí mismo y no entra a la red”.

“Instituciones como Lawrence Berkeley Lab indican que los reguladores están viendo ‘problemas’ que en realidad no son tal y están invirtiendo recursos en cuestionarlos sin que sean lo que causa que las tarifas estén subiendo y que el cliente tenga un mal servicio. Están gastando dinero de los contribuyentes en cosas que en realidad no tienen mayor impacto más que tal vez proteger el status quo de distribuidoras”, apuntó.

La propuesta de transicionar del esquema de Net Metering a uno de Net Billing habría encendido un estado de alerta en empresas instaladoras como Potencia Verde que consideran que los cambios en las reglas del juego podrían repercutir negativamente.

“El valor de la energía está uno a uno gracias al net metering. El usuario de autoconsumo puede usar la energía que entrega la red al mismo valor que la generó y envió a la red su propio sistema. Eso es lo que tenemos hoy y eso permite que las inversiones tengan un payback interesante”, comentó Singh Castillero.

De allí que, esta propuesta de modificaciones resuenen negativamente en el sector. El cronograma de trabajo de la consultora contratada por ASEP tiene previsto entregar la última recomendación el próximo mes, en concreto el 30 de junio, y de allí la Autoridad podrá tomar la decisión de avanzar o no avanzar con nuevas reglas para el autoconsumo.

“La ASEP no está obligada a aceptar lo que diga el consultor. La ASEP debe analizar y presentar a consulta pública una propuesta final, pudiendo decir que lo que recomendó el consultor no tiene sentido ni respaldo técnico”, opinó.

Desde la perspectiva del integrador consultado, la resolución más “responsable” sería convocar a una mesa de trabajo público-privada con técnicos que puedan estudiar esto con más detalle y que se traduzca en mayores beneficios para los usuarios con y sin paneles solares.

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Alta competencia en energía solar lleva a ZNShine a dirigir su oferta a reducir CAPEX y OPEX de nuevos proyectos

En un entorno donde los márgenes de los proyectos solares son cada vez más estrechos y las decisiones de inversión se condicionan por su rentabilidad a largo plazo, ZNShine ha reorientando su estrategia para dar respuesta simultánea a dos grandes presiones del mercado: la necesidad de reducir el gasto de capital y los costos operativos de los proyectos.

Durante Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe) del que ZNShine fue destacado Bronze Partner, Marisol Neira, quien se desempeñó como LatAm Key Account Director de ZNShine al momento del evento, compartió cómo el fabricante chino, con 36 años de trayectoria, ha adaptado su propuesta de valor ante un mercado altamente competitivo.

La compañía no solo ha centrado sus esfuerzos en aumentar las eficiencias en módulos fotovoltaicos, que “ya superan el 24%” en su portafolio, sino que ha priorizado el diseño de tecnologías que prolonguen el rendimiento del sistema sin elevar los costos de operación. “No estamos únicamente enfocados en el CAPEX sino también en el OPEX”, comentó Neira en representación de la empresa.

Uno de los elementos clave en esa estrategia es el uso de grafeno en el recubrimiento de los vidrios de sus módulos, lo que permite que se mantengan limpios por más tiempo. Esta característica, además de reducir la necesidad de limpieza frecuente, mejora la producción energética sostenida y disminuye los gastos de mantenimiento. “Ese es el aporte tecnológico que nosotros estamos haciendo”, explicó, y subrayó que si bien “todos los fabricantes del mercado siguen creciendo en eficiencias”, el grafeno representa su diferencial.

ZNShine también ha desarrollado soluciones para entornos exigentes como los de Centroamérica y el Caribe, donde la humedad, la salinidad y los fuertes vientos suponen un reto constante para la durabilidad de los equipos. En este sentido, todos sus módulos —incluidos los monofaciales— son de doble vidrio, lo que los hace más resistentes a la humedad. Además, están integrando marcos de poliuretano para mejorar el comportamiento frente a la corrosión en entornos costeros e insulares. “Está trabajando muy bien para precisamente este tipo de ambientes”, aseguró Neira sobre esta innovación.

La compañía también está utilizando células rectangulares para maximizar la producción energética por metro cuadrado, alcanzando potencias de hasta 660 W, lo que resulta especialmente atractivo para proyectos con limitaciones de espacio como los que abundan en islas o zonas urbanas densas. A esto se suma el esfuerzo por mejorar el desempeño frente a cargas de viento, otro factor crucial en la región.

Pero ZNShine no se limita al producto. En un mercado donde las diferencias tecnológicas se acortan, la compañía ha decidido competir también desde el soporte. “Más allá del precio, definitivamente el factor decisivo es el soporte técnico, el servicio postventa”, dijo Neira. Este acompañamiento técnico no solo es valorado por los desarrolladores, sino que también permite a ZNShine tener mayor control sobre la garantía que ofrece.

En este sentido, la empresa ha optado por ser selectiva con sus clientes, priorizando aquellos que buscan calidad y que están dispuestos a trabajar colaborativamente. “Muchas veces nosotros los fabricantes elegimos al cliente porque sabemos quién de verdad quiere trabajar con un producto de calidad”, explicó. Esta postura se basa en una curva de aprendizaje común con el mercado, que ha llevado a una mayor conciencia sobre la importancia de la compatibilidad entre tecnología, condiciones geográficas y objetivos del proyecto.

Por eso, el trabajo previo con los clientes —que incluye reuniones técnicas para entender la geografía, las necesidades y las condiciones de instalación— se ha convertido en un pilar de la estrategia comercial de la empresa. “Lo primero es hacer una reunión para identificar cuáles son las condiciones geográficas, cómo se va a instalar el proyecto, cuál es la necesidad del cliente, y asesorarle en que precisamente lo que instale sea perfecto para su proyecto”, explicó.

La colaboración también se extiende a otros actores del ecosistema. Las alianzas con fabricantes de otros equipos han permitido a ZNShine garantizar la compatibilidad entre módulos, inversores y estructuras, y al mismo tiempo posicionarse mejor en la región. “Eso también ha hecho que la marca cada vez crezca más”, comentó.

Este enfoque integral ha comenzado a dar frutos en Latinoamérica. La empresa ya cuenta con una red consolidada de distribuidores en la mayoría de los países de la región, lo que ha impulsado su presencia en el segmento de generación distribuida comercial e industrial, además de su participación en proyectos de gran escala.

A modo de cierre, Neira sostuvo que el éxito de la tecnología solar depende de múltiples actores, y que el papel de fabricantes como ZNShine es acompañar el desarrollo con soluciones fiables a largo plazo. “Desde el punto de vista ZNShine, cuentan con toda la tecnología y con un equipo que está listo para asistirlos en todos sus proyectos, dándoles productos de calidad a precios muy competitivos”, concluyó.

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Seraphim refuerza su oferta en República Dominicana ante el alza en la demanda de almacenamiento energético

República Dominicana comienza a marcar el rumbo para el despliegue de soluciones con almacenamiento energético en el Caribe. A través de la Resolución CNE-AD-0005-2024, la Comisión Nacional de Energía estableció que los nuevos proyectos fotovoltaicos entre 20 MWac y 200 MWac deberán incorporar baterías con al menos el 50% de su capacidad instalada, con una duración mínima de cuatro horas.

En este nuevo escenario, Seraphim, fabricante Tier One de módulos y celdas fotovoltaicas, afianza su posicionamiento como proveedor integral para proyectos no sólo de energía solar sino también de almacenamiento energético. “Hace un año nos presentamos acá como Seraphim solamente fabricante de paneles solares fotovoltaicos”, recuerda Nicholas Serrano, gerente técnico para Latinoamérica de Seraphim.

En una entrevista audiovisual en el marco de Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Serrano describe cómo el contexto global llevó a la compañía a dar un paso más allá: “Para ser más competitivos, los fabricantes se han ido direccionando hacia el mercado de inversores y almacenamiento para entregar todo un paquete hacia los clientes”.

En esa línea, Seraphim selló en 2024 una alianza estratégica con CRRC, el gigante chino reconocido por su liderazgo en electrónica de potencia y transporte ferroviario de alta velocidad. Esta colaboración apunta a robustecer la presencia de Seraphim en soluciones de almacenamiento para Latinoamérica, integrando tecnologías que ya aplican en mercados como Estados Unidos y Europa.

El referente técnico precisa que la empresa ofrece soluciones completas para los segmentos comercial-industrial y utility-scale que ya han sido probadas en países como Jamaica. “Tenemos toda la gama de productos, porque como tal es un sistema: tenemos las baterías, tenemos los PCS, también tenemos el sistema de monitoreo y control desde una parte modular que sería desde el BMS (Battery Management System) y de ahí vamos al EMS (Energy Management System)”, explica.

Además, agrega un diferencial competitivo: “Tenemos subestaciones prefabricadas donde tenemos transformadores que elevan ya la tensión del PCS a una línea de media”, lo cual permite ofrecer bloques completos de almacenamiento integrados a la red.

Nicholas Serrano remarcó que la estrategia de expansión de Seraphim contempla presencia en toda América Latina, aunque identifica mercados estratégicos con necesidades particulares de almacenamiento.

“Hay dos países que son claves debido a sus condiciones geográficas como la República Dominicana y Chile”, señala. En el caso dominicano, menciona que se trata de una isla sin conexión regional, con escasa disponibilidad de recursos fósiles e hidroeléctricos, lo que la hace altamente dependiente de soluciones tecnológicas para fortalecer la red y avanzar en su transición energética.

La urgencia por robustecer el sistema también quedó plasmada en las palabras del ministro de Energía y Minas, Joel Santos Echavarría, quien anticipó durante FES Caribe que las distribuidoras convocarán a una licitación de largo plazo en la que tecnologías renovables con almacenamiento podrán demostrar su competitividad.

Para responder a estas necesidades, Seraphim acompaña a sus clientes durante todo el ciclo de vida del proyecto, incorporando servicios postventa como mantenimiento, monitoreo y acuerdos de servicio a largo plazo.

“Tenemos contratos de extensión de garantía donde le damos la facilidad a los clientes y la confianza de que en el sistema de la vida útil nosotros vamos a estar con ellos”, manifiesta Serrano, y profundiza: “No es como cuando tú compras un vehículo y a los cuatro años lo vendes y te vas. Acá estamos hablando de 15, 20, 25 años”.

En efecto, la empresa cuenta con acuerdos Long-Term Service Agreement (LTSA), que incluyen monitoreo constante y mantenimiento preventivo, para asegurar que los sistemas funcionen sin desviaciones en su desempeño técnico. Esto podría resultar atractivo para los 20 proyectos PV + BESS candidatos a ingresar al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) entre 2025 y 2030, que representan 1.860 MW de capacidad instalada y cerca de 542 MWh de almacenamiento.

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Anomalías bajo control: más eficiencia y menos pérdidas con Optimum SM

¿Qué ocurre cuando las redes eléctricas fallan y nadie lo detecta a tiempo?

Para muchas distribuidoras, esa pregunta se traduce en pérdidas millonarias y miles de usuarios sin respuesta. En un entorno donde cada segundo cuenta, identificar una anomalía después de que ocurre ya no es suficiente.

Consciente de este desafío, ESG Utilities, empresa del grupo BLC Global, desarrolló una solución diseñada para anticiparse a los problemas antes de que se vuelvan visibles: el módulo de detección de anomalías de Optimum SM. Pensado para anticipar fallas, reducir pérdidas y garantizar la calidad del servicio, este módulo se consolida como un aliado estratégico para quienes gestionan redes eléctricas cada vez más complejas.

Hoy, detectar lo inesperado ya no es opcional, es parte de una operación inteligente. El módulo de detección de anomalías de Optimum SM ofrece una forma automatizada y adaptable de identificar fallas con gran precisión. Gracias a sus reglas de análisis personalizables y al monitoreo de variables eléctricas críticas, permite detectar comportamientos inusuales, conexiones irregulares o caídas de suministro antes de que generen pérdidas mayores.

Uno de sus grandes diferenciales es la flexibilidad operativa: el módulo se integra fácilmente a infraestructuras ya existentes y se comunica con múltiples sistemas, permitiendo adaptar las reglas de detección según el tipo de red, región o perfil de usuario. Así, distribuidoras y comercializadoras pueden acceder a un control preciso, escalable y personalizado, sin realizar grandes modificaciones técnicas.

“Las distribuidoras necesitan soluciones que no solo funcionen hoy, sino que acompañen sus desafíos futuros. El módulo de anomalías fue pensado con esa visión: crecer con la red y anticiparse a sus problemas”, comentó Matías Calvaresi, Gerente de Producción de ESG Utilities.

Una herramienta que transforma datos en decisiones estratégicas

Más que una solución operativa, el módulo de detección de anomalías de Optimum SM tiene un impacto directo en la rentabilidad del negocio. Su implementación permite prevenir pérdidas por energía no facturada, reducir el tiempo de respuesta ante incidentes, mejorar el uso de recursos técnicos y reforzar la continuidad del servicio.

Cuando la anomalía no es identificada, las consecuencias no tardan en aparecer: pérdidas en ingreso, infraestructura deficiente y usuarios insatisfechos. Frente a este escenario, el módulo de detección de anomalías de Optimum SM, permite anticiparse, actuando antes de que los problemas se hagan visibles. Analiza el comportamiento eléctrico, identifica patrones irregulares y activa alertas precisas que habilitan una intervención rápida, que dan como resultando menos pérdidas, mayor eficiencia operativa y una red más confiable.

Entre sus principales beneficios se destacan la identificación temprana de irregularidades y pérdidas no técnicas en el sistema de medición, la adaptabilidad a múltiples entornos operativos, y la capacidad de reducir costos operativos sin comprometer la calidad del servicio. Todo esto, permite decisiones más ágiles, ingresos asegurados y un retorno de inversión.

Más que una herramienta de control, el módulo de detección de anomalías de Optimum SM representa una ventaja competitiva para quienes operan redes complejas: una solución concreta y escalable para convertir datos en decisiones y anticiparse a los problemas antes de que impacten. Porque gestionar con visión también es parte de construir el futuro de la energía.

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Unión de gremios: AGR de Chile integró a APEMEC y sumó cinco nuevos socios hidroeléctricos

La Asociación de Generación Renovable (AGR) de Chile anunció la  incorporación de cinco nuevas empresas a su base de socios, fruto de la integración de la Asociación Chilena de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (APEMEC), en un nuevo movimiento gremial dentro del sector energético del país. 

Las firmas que se suman al gremio son GENERHOM, Collil, Hidromaule, Besalco Energía Renovable y Scotta Chile, todas con reconocida experiencia en generación hidroeléctrica a pequeña y mediana escala. 

Actualmente, AGR agrupa a actores clave como Acciona Energía, Mainstream Renewable Power, RWE y el Grupo Ibereólica. Y tras la reciente integración, la capacidad de las empresas asociadas al gremio asciende a 3000 MW en operación y 12850 MW en proyectos renovables en desarrollo, posicionándose como una fuerza relevante en el impulso de una matriz energética más verde.

Jaime Toledo, director general de ACCIONA Energía para Sudamérica, continuará como presidente del gremio; mientras que según pudo averiguar este portal de noticias, Rafael Loyola tomará el puesto de director ejecutivo, mismo cargo el que se desempeñó en APEMEC

“Esta convergencia entre actores históricos de las energías renovables no convencionales y  empresas generadoras hidroeléctricas representa una señal clara: el futuro energético de  Chile se construye desde la colaboración, la diversidad tecnológica y el compromiso  territorial”, señaló Toledo en un comunicado. 

“Hoy somos el único gremio integrado exclusivamente por empresas que producen energías renovables, y eso refuerza nuestro propósito común de avanzar hacia la  transformación de la matriz energética para que los chilenos puedan disfrutar de más energía limpia y sostenible”, agregó. 

Y cabe recordar que la Asociación de Generación Renovable se conformó tras la salida de Acciona Energía, Mainstream Renewable Power, RWE y el Grupo Ibereólica de ACERA, lo que marcó un hito en la industria, no sólo porque una de las empresas era fundadora de dicho gremio, sino también porque marcó una disconformidad con la representación gremial y la falta de defensa de ciertos puntos en la actualidad en un contexto desafiante. 

Por lo que con este nuevo paso y la fusión con APEMEC, AGR busca mantenerse como una plataforma abierta al diálogo y la acción, con la mirada puesta en un modelo energético más limpio, competitivo y alineado con los desafíos y objetivos climáticos del presente y del futuro del país y la región. 

Incluso, el gremio mantiene tres líneas claves abiertas según lo informado a mediados del mes pasado: la modernización de los criterios de operación de la red, implementación de sistemas automáticos de control de transferencias de energía en el sistema de transmisión y la instalación de baterías. 

La revisión al Decreto Supremo N°125 que se está realizando actualmente ya incluye lineamientos para proyectos BESS, pero en aquel entonces insistieron que se necesitan ajustes normativos más profundos. Sumado a que compartieron su preocupación para los próximos años: en caso de que no se adapte la regulación para que las ERNC a gran escala compitan de igual a igual con las fuentes fósiles y los PMGD, el riesgo podría ser internalizado por los agentes del sector y, como consecuencia, “los precios de la energía tenderán a subir o mantenerse”. 

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Cuenta regresiva para Coral Energía: cinco proyectos solares entrarán en los próximos meses

Coral Energía se prepara para alcanzar un hito clave en su estrategia de expansión: cinco proyectos solares estarán en operación comercial en los próximos meses, según confirmó Marcelo Álvarez, director de Estrategia y Relaciones Institucionales de la compañía. 

El avance se da tras cerrar exitosamente el financiamiento de sus iniciativas. “Cerramos el financiamiento de los proyectos con bancas locales, un préstamo sindicado de bancos argentinos. Y estamos con todos los cronogramas”, declaró Álvarez en diálogo con Energía Estratégica

En la provincia de Santa Fe, los cuatro proyectos adjudicados en la convocatoria Generfe del 2023 (por un total de 20 MW) ya cuentan con todos sus componentes en destino. A ellos se suma una central de autogeneración industrial de 800 kW ubicada en la planta de Grupo Corven. 

“Esos proyectos están avanzando en paralelo, con toda la gente en sitio en la construcción y con todos los componentes comprados”, precisó el ejecutivo.

Con esta logística en marcha, Coral Energía proyecta que los cinco parques solares estarán en operación comercial en el corto plazo. Esta primera tanda es solo el inicio de una hoja de ruta que abarca diez proyectos fotovoltaicos en total, adjudicados tanto a nivel nacional como provincial.

“El plan de construcción fue dividido en dos etapas para garantizar eficiencia en los costos y un despliegue ordenado de recursos. En la primera etapa entra todo lo que es San Juan, Córdoba, Santa Fe y en la segunda etapa Corrientes y Santiago de Estero”, 

Además, para sus proyectos enmarcados en la licitación RenMDI la empresa ya tiene colocadas las órdenes de compra de los main components, lo que permitirá iniciar su construcción en aproximadamente dos meses.

“Por tanto, dentro de tres o cuatro meses tendremos COD para los cinco primeros proyectos construidos y operando, y vamos a tener en construcción todo el resto”, subrayó el director de Estrategia y Relaciones Institucionales de Coral Energía. 

Visión a largo plazo y nuevas apuestas

Cabe destacar que la empresa fue una de las principales ganadoras de la licitación RenMDI 2023, adjudicándose ocho centrales por 110 MW, además de sumar los 20 MW en la convocatoria de la provincia de Santa Fe, posicionándose como un player activo del segmento solar en Argentina.

En paralelo, como parte de su hoja de ruta hacia 2030, Coral Energía se ha trazado el objetivo de alcanzar 1 GW en contratos renovables firmados. Para lograrlo, deberá sumar 830 MW adicionales en los próximos cinco años, consolidando su perfil como actor relevante en la transición energética de Argentina.

Por tal motivo es que la empresa aprovechará una nueva oportunidad y el entrevistado confirmó su participación en la licitación AlmaGBA, que contempla hasta 500 MW de capacidad BESS a instalarse en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires. 

La convocatoria está dirigida a proyectos de entre 10 MW y 150 MW de potencia, con una fecha objetivo de inicio contractual el 1 de enero de 2027 y un plazo máximo de habilitación comercial fijado para el 31 de diciembre de 2028.

AlmaGBA: Así es el contrato que regulará la licitación de 500 MW de baterías de Argentina

Cada proyecto deberá poder ser operado al menos 180 ciclos por año y la carga horas continuas de carga por la potencia contratada se establece en 6 horas como máximo. Aunque, por razones operativas, la central deberá tener la capacidad de extender la carga continua de las baterías por hasta 8 horas. 

 

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Seraphim consolida su estrategia en Latinoamérica: integración horizontal y alianzas clave para el sector

Seraphim avanza con paso firme en su expansión latinoamericana con soluciones para el sector fotovoltaico y de almacenamiento energético, consolidando una estrategia basada en la integración horizontal como diferencial competitivo. 

Esta decisión responde a una visión corporativa que busca optimizar recursos, acelerar tiempos de implementación y potenciar capacidades mediante alianzas de alto valor.

“Nuestro estilo de trabajo está orientado a la integración horizontal. Hemos elegido trabajar con aliados que nos puedan suministrar todo aquello que nosotros no tenemos integrado verticalmente”, manifestó José Luis Blesa, director para Latinoamérica de Seraphim, durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Argentina. 

La compañía considera que, en lugar de construir desde cero toda la cadena de valor, resulta más eficiente colaborar con actores líderes que ya disponen de tecnología, infraestructura y escalabilidad operativa.

Ese enfoque estratégico ha llevado a Seraphim a establecer acuerdos clave con dos gigantes tecnológicos chinos. Por un lado, Xiamen New Energy Company, una firma de capital mixto que opera como socio logístico y financiero de primer orden. 

Por otro lado, la compañía cerró una alianza con CRRC Corporation, fabricante número uno en China y tercero a nivel global en sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS). Este acuerdo ha sido determinante para sumar electrónica de potencia y soluciones BESS a la oferta tecnológica de Seraphim, históricamente centrada en módulos solares. 

“Con esas alianzas hemos conformado un conglomerado entre las tres compañías, lo que nos está permitiendo posicionarnos como una compañía con capacidades únicas en el mundo”, destacó Blesa.

Desde 2024, Seraphim comenzó a integrar a su portafolio desarrollos propios de electrónica de potencia e inversores, consolidando una propuesta de valor que apunta a convertirse en un proveedor de soluciones llave en mano. 

“En vez de enfocar nuestro capital de trabajo hacia fábricas nuevas, hemos optado por optimizar esa opción a partir de asociarnos con otras compañías que tengan facilidades”, indicó Blesa, ratificando el cambio de paradigma en la estrategia corporativa.

Dentro de esta nueva etapa, los sistemas BESS ocupan un lugar central en la visión de Seraphim para el año 2025, dado que su desarrollo permitirá transformar estructuralmente el funcionamiento de la industria fotovoltaica. 

“La importancia del sistema BESS viene a cambiar la ecuación y es un cambio total de paradigma en la industria”, puntualizó Blesa. Con esta integración, Seraphim apunta a liderar la transición energética mediante soluciones completas que contemplen generación solar y almacenamiento.

Trayectoria sólida y posicionamiento global

El impulso hacia el almacenamiento energético y la diversificación tecnológica encuentra respaldo en una trayectoria de más de una década como fabricante Tier-1. 

“Seraphim es una de las empresas que, en la última década, nunca ha fallado en la calificación de fabricante Tier-1”, remarcó Blesa, en referencia al estándar de evaluación que mide confiabilidad financiera, volumen de producción y presencia global.

La compañía ha suministrado más de 40 GW en módulos fotovoltaicos en más de 120 países, lo que respalda su crecimiento sostenido y su capacidad de ejecución a escala. Esa solidez le permite ahora avanzar hacia un nuevo posicionamiento, donde el liderazgo no se limite a la fabricación de módulos, sino que abarque el desarrollo de soluciones integradas para proyectos de generación solar y almacenamiento energético.

Con una estrategia centrada en la colaboración, el aprovechamiento inteligente del capital de trabajo y la expansión de sus capacidades tecnológicas, Seraphim se posiciona como uno de los referentes globales en el nuevo ecosistema energético que combina fotovoltaica, electrónica de potencia y almacenamiento.

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