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Genux Power avanza en México con uno de sus proyectos renovables más relevantes tras resultar adjudicado en la convocatoria energética de diciembre. La iniciativa, ubicada en el estado de Yucatán, se posiciona como parte del nuevo pipeline de generación renovable y almacenamiento que busca fortalecer el sistema eléctrico del país.

La CEO de la compañía, Patricia Tatto, presentó los detalles del desarrollo y su importancia dentro de la estrategia de la firma en la región. “Nuestro proyecto Panabá es uno de los desarrollos renovables más relevantes que estamos impulsando en Genux. Contempla alrededor de 252 MW de capacidad eólica y un sistema de almacenamiento en baterías de aproximadamente 420 MWh, equivalente a cuatro horas de energía”, explicó la ejecutiva. 

“Esa zona es bastante importante para el país, deficitaria, entonces esperamos con ese proyecto ayudar a la congestión y a todo lo que se viene”, sostuvo Tatto al referirse al impacto que podría tener la iniciativa en la red eléctrica regional.

Según agregó, la iniciativa forma parte de un portafolio híbrido de más de 5 GW en desarrollo que integra eólica, solar y almacenamiento en Perú, México, Argentina y Colombia.

Para Genux Power, el objetivo es llevar el proyecto hasta. “Nuestro modelo de negocio es desarrollar hasta ready to build y ayudar con la financiación”, explicó Tatto. La compañía se enfoca en estructurar los proyectos hasta alcanzar esa fase, facilitando posteriormente su financiamiento y ejecución.

El desarrollo fue seleccionado dentro de la convocatoria energética lanzada en diciembre, un proceso impulsado para incorporar nueva capacidad al sistema eléctrico nacional. En ese marco, distintas compañías desarrolladoras y energéticas resultaron adjudicatarias de proyectos renovables y de almacenamiento que, en conjunto, contemplan más de 3,3 GW de generación renovable y alrededor de 1,2 GW en baterías distribuidos en distintas regiones del país.

Actualmente, la compañía avanza en la estructuración comercial y financiera del proyecto. “ Ya estamos en firma de PPA con nuestro offtaker Glencore y la idea es que se lleve a Ready to Build y posteriormente se construya”, explicó la ejecutiva.

Más allá de este desarrollo específico, la ejecutiva destaca que el contexto del mercado energético mexicano abre nuevas oportunidades para los desarrolladores. “La verdad es que el sector en México está más interesante que nunca.  Es un sector en donde los que ya estamos aquí desde hace un rato lo vemos un poco más maduro y mucho más estratégico”, afirmó Tatto.

“También la planeación energética está cambiando en el sector, en la manera en que está dividido el mercado en México. Definitivamente es para grandes jugadores y para gente que vea el mercado a largo plazo”, agregó la CEO.

En ese sentido, la compañía analiza participar en nuevos procesos que impulsen la expansión del sistema eléctrico. 

La empresa también evalúa otras oportunidades dentro del mercado energético mexicano, incluyendo e, almacenamiento y posibles desarrollos vinculados a la expansión de la demanda industrial. “Hay mucho apetito en México ahora, tanto para centros de datos y parques industriales, así como industria que requiere de PPAs Bancables y con el menor riesgo de mercado”, apuntó la directiva.

Además, señaló que el crecimiento del sector energético en el país también estará vinculado al desarrollo de infraestructura eléctrica y a las necesidades del sector industrial. 

“Hay una necesidad industrial grande y también necesidades de transmisión importantes que no todas las empresas van a poder apalancar”, advirtió.

Este contexto de crecimiento forma parte de la estrategia de expansión regional de la compañía. Genux Power opera como una joint venture entre Glencore y Exus Partners y desarrolla proyectos energéticos en distintos mercados de América Latina.

 Actualmente la firma cuenta con activos y pipeline en países como Argentina, Perú, Colombia y México, donde busca ampliar su portafolio de proyectos renovables en los próximos años.

En paralelo, factores globales como la volatilidad de los precios energéticos y el contexto geopolítico también están influyendo en las decisiones de inversión en la región. 

“El mismo mercado, con los precios de gas y la volatilidad que hay en el mundo con toda la geopolítica, va reacomodando las inversiones en América Latina”, explicó Tatto.

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La creciente incorporación de almacenamiento en proyectos solares en España está comenzando a transformar la forma en que se diseñan y construyen las plantas fotovoltaicas. En un contexto de mercado cada vez más competitivo, la integración de baterías y configuraciones híbridas obliga a repensar componentes clave de los parques solares, incluyendo los sistemas de montaje que sostienen los módulos y condicionan tanto la instalación como la operación de los activos.

“Ahora mismo en este proceso Schletter se está centrando en ofrecer productos que realmente puedan dar la certeza de cuáles van a ser los costes operativos y que los sistemas de montaje van a funcionar igual hoy que dentro de 10 años”, sostuvo Ángel Alegría, Head of Commercial de Schletter, en una entrevista exclusiva en el marco de Future Energy Summit (FES) Iberia 2026.

Según explica Alegría, uno de los principales retos del mercado actual está vinculado a la necesidad de integrar nuevas tecnologías sin complicar la ejecución de los proyectos.

 “Sabemos que estamos aumentando el almacenamiento para mejorar la rentabilidad del activo, pues necesitamos sistemas de montaje que sean capaces de integrar los sistemas de almacenamiento y sistemas híbridos sin complicar la instalación o el proyecto en general”, afirmó Alegría.

“Cada vez nos estamos encontrando con terrenos más complicados y con tiempos de montaje más exigentes”, señaló el Head of Commercial de Schletter. En ese escenario, las estructuras deben cumplir una doble función: adaptarse a condiciones más difíciles sin incrementar la complejidad del proceso constructivo. 

Para responder a esta demanda, la compañía trabaja en soluciones que faciliten la adaptación a distintas pendientes o condiciones del terreno. Entre estas innovaciones, el ejecutivo menciona un adaptador que permite ajustar la inclinación de las mesas fotovoltaicas durante la instalación, simplificando el proceso de montaje en terrenos con desniveles. 

En paralelo con estos cambios técnicos, la industria solar comienza a prestar cada vez más atención a los costos operativos de las plantas, especialmente en un contexto de presión sobre la rentabilidad de los proyectos.

Para Schletter, este escenario refuerza la importancia de la fiabilidad estructural. “Estamos hablando de inversiones que son a largo plazo. No estamos hablando de inversiones a cinco años, sino de inversiones a veinte o treinta años”, subrayó el ejecutivo.

Desde la perspectiva del fabricante, un sistema de montaje que no funcione correctamente puede impactar directamente en la economía del proyecto. 

“Si tu sistema de montaje no hace la protección correcta del módulo o no se comporta como tiene que comportar, los costes de operación y mantenimiento rápidamente van a superar al CAPEX”, advirtió el referente de la compañía.

En este sentido, la empresa busca posicionarse en el mercado con un enfoque centrado en la confiabilidad de sus soluciones. “Ofrecer un producto fiable, bien calculado y al menor precio posible” sigue siendo el objetivo principal de la compañía, según Alegría.

Latinoamérica: un mercado en crecimiento para los fabricantes europeos

Más allá de los mercados europeos, la compañía también observa oportunidades de expansión en América Latina, una región donde el desarrollo solar continúa avanzando en distintos niveles de madurez.

“Latinoamérica es un mercado sumamente interesante y muy importante, que está en un desarrollo que lo hace un mercado que queremos realmente perseguir”, afirmó el ejecutivo.

“Sentimos que los clientes necesitan realmente un partner que los acompañe en todo el proceso de desarrollo y que agregue valor a la cadena de valor del proyecto”, agregó.

La compañía combina ingeniería alemana con una estructura de fabricación en China, lo que le permite mantener estándares técnicos robustos y al mismo tiempo ofrecer soluciones competitivas en costos en distintos mercados. 

Según explicó Alegría, este modelo ya muestra resultados en varios países de América Latina, donde la empresa participa en proyectos con condiciones climáticas exigentes y busca trasladar su know-how europeo.

“Países como República Dominicana son sumamente retadores en ese sentido y nos permiten desplegar toda nuestra gama de productos”, aseguró. 

Incluso, añadió que la compañía cuenta allí con una presencia relevante: “somos uno de los mayores suministradores de estructuras fijas y la única empresa que tiene tracker en la isla”.

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El gobierno nacional de Colombia dio un paso clave en su política energética al reglamentar el programa Colombia Solar, una estrategia con la que busca que hogares de estratos 1, 2 y 3 produzcan su propia energía a partir de fuentes renovables y reduzcan su dependencia de los subsidios tradicionales.

La medida quedó establecida en la Resolución 40159 de 2026 del Ministerio de Minas y Energía, que define los lineamientos técnicos, financieros y operativos para ponerla en marcha en todo el país.

Colombia Solar permitirá la instalación de soluciones fotovoltaicas individuales y colectivas, con las que los usuarios podrán cubrir su consumo básico de electricidad mediante autogeneración, en un modelo que el Gobierno plantea como alternativa al esquema actual de subsidios.

“El programa Colombia Solar marca un cambio estructural: pasamos de subsidiar el consumo a promover la autogeneración de energía en los hogares”, afirmó el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma.

Además, priorizará a los beneficiarios con base en criterios como niveles de pobreza, costo del servicio de energía y condiciones del territorio, así como el potencial de radiación solar en cada región.

Según el jefe de la cartera, la reglamentación permitirá “llevar soluciones reales a las familias más vulnerables, reducir la carga fiscal del sistema y avanzar hacia una matriz energética más limpia y sostenible”.

Otro de los puntos clave es la definición de esquemas de operación y mantenimiento a largo plazo —hasta por 25 años— que garanticen la sostenibilidad de los sistemas instalados, así como la implementación de medición avanzada para hacer seguimiento al consumo y la energía generada

Palma agregó que esta política “pone a los ciudadanos en el centro de la transición energética, garantizando acceso equitativo a tecnologías limpias en todo el territorio nacional”.

La iniciativa, que fue declarada de interés estratégico nacional, también busca reducir la presión sobre el Fondo de Subsidios del sector eléctrico y avanzar en la meta de una transición energética con enfoque social.

Consulta al Resolución 40159 del 16 de marzo de 2026 aquí

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Sólida, firma de ingeniería y consultoría, participa en procesos de licitación vinculados a proyectos renovables en México que podrían avanzar hacia su ejecución durante los próximos meses. La compañía identifica un escenario más dinámico para el sector tras varios años de escasa actividad.

“En este primer trimestre del año estamos ya inmersos en procesos de licitación que nos llevarán a trabajar de nuevo en proyectos en construcción a partir de Q2”, afirmó Andrés Medina, Business Development Director de SÓLIDA, en diálogo con Energía Estratégica.

El ejecutivo sostiene que el mercado comienza a mostrar señales de recuperación, impulsadas por nuevos mecanismos que buscan reactivar la inversión en generación limpia.

“Nos encontramos en un momento favorable que esperamos continúe evolucionando positivamente a corto y medio plazo”, señaló Medina.

Este escenario coincide con recientes iniciativas orientadas a reactivar el desarrollo de proyectos renovables en el país, luego de un periodo marcado por la incertidumbre regulatoria y la desaceleración de inversiones.

En diciembre, la Comisión Nacional de Energía (CNE) lanzó una convocatoria dirigida a privados que adjudicó 3.3 GW de generación renovable junto con 1.2 GW de almacenamiento en baterías, una de las señales más claras de reactivación del mercado energético mexicano.

A ello se suma el nuevo esquema impulsado por la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para incorporar 7500 MW de generación renovable mediante contratos de compraventa de energía con participación privada, un mecanismo que podría dinamizar el pipeline de proyectos en los próximos años.

La llegada de SÓLIDA al país también responde a su estrategia de expansión internacional. La compañía comenzó su proceso de internacionalización en América Latina entre 2011 y 2013, con la apertura de sus primeras filiales en Brasil y Chile. Una década más tarde sumó oficinas en Italia y Portugal, consolidando su presencia en el sur de Europa.

Según Medina, el interés por México surgió hace algunos años debido al potencial del mercado energético. Sin embargo, la decisión de establecer una filial local se concretó recién en 2025, tras observar señales más favorables en la política energética y avanzar en acuerdos con clientes estratégicos en el país.

“En 2024, con estas filiales ya consolidadas, necesitábamos seguir creciendo y pusimos el punto de mira en México, el mercado con mayor potencial de la región que llevaba más de un lustro dormido. Sin embargo, la apuesta era todavía demasiado arriesgada por la incertidumbre política, y no fue hasta mediados de 2025 que se dieron las circunstancias adecuadas para tomar definitivamente la decisión. Vimos los primeros brotes verdes en la política energética del país, cerramos acuerdos marco con clientes estratégicos y volvimos a ganar contratos en México”, analizó el representante de la compañía.

Y agregó: “La apertura de SÓLIDA México constituye un paso adelante en nuestro ambicioso plan de expansión global,  ahora reforzado con nuestra integración en la plataforma de Bureau Veritas. Con este nuevo centro técnico, podremos cubrir con confianza todo el espectro LATAM sin excepción ”.

Además, detalló que la firma busca combinar experiencia internacional con conocimiento regulatorio y operativo del mercado local, un aspecto clave para el desarrollo de proyectos energéticos.

“Estamos convencidos de que la ingeniería debe compaginar el expertise internacional con un fuerte conocimiento de la normativa y usos locales”, sostuvo.

Desde esta nueva base, la firma ofrece sus tres principales líneas de negocio: ingeniería, consultoría y dirección de obra. “Abarcamos todo el ciclo de vida de los proyectos, desde su concepción hasta su operación comercial”, explicó Medina.

En las primeras fases, la empresa trabaja en estudios de recurso y producción eólica y solar, análisis de prefactibilidad y dimensionamiento para hibridación con sistemas de almacenamiento en baterías (BESS).

Posteriormente, cuando los proyectos avanzan en su desarrollo, la firma participa en estudios de interconexión con el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), análisis hidrológicos y desarrollos técnicos vinculados al permitting y a los procesos de licitación de contratos EPC, necesarios para estructurar las iniciativas antes de su construcción.

Cuando los desarrollos alcanzan la fase ready to build (RTB), la participación de la firma se extiende hacia el ámbito de la construcción, con ingenierías de detalle, servicios de Owner’s Engineering y supervisión de obra. Además, la compañía actúa como technical advisor en procesos de compra-venta y financiación de proyectos, acompañando a desarrolladores e inversores durante las distintas etapas de estructuración.

“Como el sector ha estado parado durante tantos años, la inmensa mayoría de proyectos se encuentra aún en fase de desarrollo y tramitación de permisos”, explicó Medina.

No obstante, el ejecutivo aseguró: “Desde luego que en México hablaremos en GW”. En esa línea, el directivo señaló que la estrategia de SÓLIDA apunta principalmente a proyectos de gran capacidad, donde el aporte técnico resulta determinante para optimizar el diseño y la viabilidad de las iniciativas.

“Nuestro target está en los proyectos grandes donde una buena ingeniería es diferencial”, sostuvo. Al mismo tiempo, Medina identificó un nicho emergente vinculado al autoconsumo, especialmente en proyectos de hasta 20 MW, cuyo desarrollo dependerá de la evolución regulatoria y del interés de los consumidores industriales.

En este sentido, la generación distribuida comienza a ganar terreno dentro del sistema eléctrico mexicano. Cabe recordar que la Comisión Nacional de Energía (CNE) acumula 4.7 GW en solicitudes de interconexión vinculadas a este tipo de proyectos, lo que refleja el creciente interés del sector privado por desarrollar capacidad cerca de los centros de consumo.

Por su parte, Gilberto Sánchez, presidente de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), asegura que “el país se encuentra frente a la antesala de la generación distribuida 2.0”, en alusión a una etapa más madura del modelo, marcada por la digitalización, el uso inteligente de la energía y la integración de nuevos esquemas de almacenamiento y gestión de demanda.

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Chemik Group presentó dos nuevas soluciones tecnológicas para proyectos fotovoltaicos con el objetivo de optimizar instalaciones, mejorar la seguridad de los activos y acelerar su adopción en un mercado presionado por la reducción de costos. Y desde la compañía esperan que estas innovaciones impulsen su crecimiento global en los próximos años.

“Hay tanta necesidad de bajar CAPEX que la adopción será muy rápida”, aseguró Héctor Erdociain, CSO & CTO de Chemik Group, durante una entrevista exclusiva en el marco de Future Energy Summit (FES) Iberia 2026, evento que reunió a más de 400 ejecutivos del sector.

El lanzamiento de estas tecnologías se da en un momento de expansión para la compañía, que suministró 6 GW de producto el último año y prevé mantener un crecimiento cercano al 30% hacia 2026.

Reviva la entrevista completa: https://youtu.be/5qQj2QvWYPc

La primera de las soluciones es el TCS String, un sistema diseñado para optimizar el cableado y reducir los problemas asociados a las conexiones realizadas en campo.

“El problema de los proyectos con inversor string es el uso masivo de cobre, que es un producto que todos sabemos que tiene alto porcentaje de robo en los proyectos”, explicó el directivo.

A esto se suma el proceso de conexión manual del cableado durante la instalación, que puede derivar en fallas operativas con el tiempo.

“Las instalaciones condicionan a que tengas que hacer las conexiones manuales en campo”, señaló el CSO & CTO de Chemik Group. De acuerdo con el ejecutivo, estas prácticas pueden generar problemas eléctricos en el largo plazo.

“Hablando con muchas empresas del sector donde hacen operaciones de mantenimiento, se ve que el número de puntos calientes que salen a posteriori en los proyectos es muy importante”, advirtió.

Para resolver esta situación, el sistema permite automatizar el ensamblado del cableado en fábrica, utilizando maquinaria industrial que prepara los conectores antes de que lleguen al sitio de instalación.

“Lo que conseguimos con esto es reducir a cero totalmente el problema de puntos calientes porque los conectores van a venir ya engastados”, afirmó Erdociain.

La segunda innovación presentada por la compañía es Chekar, una tecnología orientada a mejorar la seguridad operativa de las plantas solares frente a posibles incendios provocados por arcos eléctricos. El sistema se instala al inicio del string y permite detectar este tipo de eventos para aislar automáticamente el circuito afectado.

“Se pone al principio del string, identifica el arco y abre el string para que ese arco se quede allí”, detalló el ejecutivo.

Además de interrumpir el circuito, el sistema envía una alerta automática al equipo de operación y mantenimiento para facilitar la inspección en campo.  Según Erdociain, este tipo de soluciones responde a una necesidad creciente del mercado por mejorar la confiabilidad de los activos fotovoltaicos. 

“Los proyectos tienen que ganar fiabilidad en el tiempo para garantizar la generación que se ha comprometido ese activo”, agregó.

Además de ampliar su portfolio tecnológico, la compañía busca reforzar su presencia internacional mediante alianzas estratégicas en distintos mercados.

“Hemos llegado a alianzas en distintos mercados porque hay países donde se va mejor acompañado que solo”, explicó Erdociain, quien identifica oportunidades en países como Australia, Japón y Estados Unidos.

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Queda exactamente un mes para la quinta edición de Future Energy Summit Caribe (FES Caribe), que se celebrará los días 20 y 21 de abril en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo, República Dominicana, consolidándose como el encuentro más relevante del sector energético en Centroamérica y el Caribe.

Con las últimas entradas early bird disponibles, representa una de las últimas oportunidades para asegurar la participación en un espacio que cada año congrega a los actores más influyentes del mercado en un un contexto de fuerte expansión de proyectos renovables y almacenamiento en la región.

ÚLTIMAS ENTRADAS EARLY BIRD

Uno de los principales diferenciales de Future Energy Summit es la calidad de sus instancias de interacción profesional, ya que, a lo largo de dos jornadas, el evento nuevamente en un mismo espacio a ientos de ejecutivos C-Level, desarrolladores, fabricantes, inversionistas, utilities y funcionarios públicos.

El networking que caracteriza a FES Caribe se ha consolidado como un factor central para el ecosistema energético regional y adquiere especial relevancia para empresas que buscan posicionarse estratégicamente y fortalecer vínculos con quienes lideran la toma de decisiones en el sector energético, a fin de avanzar en acuerdos comerciales, identificar oportunidades de inversión y acelerar iniciativas vinculadas a la transición energética.

Tal es así que la edición 2026 de FES Caribe contará con el respaldo de compañías líderes del sector, entre ellas Sungrow, JA Solar, CATL, SL Rack, Soventix, Schletter, Gotion, FMO, Solar Steel, Pylontech, Marsh, TCL, Jiménez – Peña, FlexGen, Cifi, Antai, BLC Power Generation y TLS.

ÚLTIMAS ENTRADAS EARLY BIRD

A ellas se suman Ennova, SolaX Power, Milwaukee Tool, Banco Popular Dominicano, CFS y Reneergy, reflejando el interés de fabricantes tecnológicos, desarrolladores, entidades financieras y proveedores de soluciones en participar del principal espacio de discusión del mercado energético regional.

Mientras que los speakers ya confirmados se destacan Óscar Rubio, Sales Manager Spain & Latam de SL Rack; Ángel Alegría, Head of Commercial de Schletter; Luis Castillo, General Manager Latam de SolaX Power; y Victor San Román, Technical Service Manager LATAM de Pylontech. También participarán Camille Cruz, Director Business Development de FlexGen; Juan Manuel Rivarola, Sales Director LATAM de Antai; Gerardo Hernández, Sales Manager Central America and Caribbean de TCL Solar; y Juan Maisterra, ESS Manager Latam de Gotion.

El encuentro contará además con la participación de Katherine Rosa, socia de Energisy y Financiamiento de Proyectos en Jiménez Peña Advisors; Alfonso Rodríguez, CEO de Soventix Caribbean; Tirso Selman, Director de Proyecto en Caribbean Transmission Development; y Álvaro Villasante, VP de Gestión de Negocios e Innovación de Grupo Energía Bogotá, quienes aportarán su visión sobre los desafíos regulatorios, técnicos y financieros que enfrenta el desarrollo de proyectos en la región.

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Este enfoque cobra especial valor en un momento en el que múltiples países de Centroamérica y el Caribe impulsan procesos de contratación de nueva capacidad renovable y sistemas de almacenamiento.

Por caso República Dominicana recibió ofertas por 1546 MWp de capacidad solar y 1294,57 MWh en sistemas BESS en su más reciente licitación, superando ampliamente los 600 MW inicialmente previstos en el proceso.

Panamá, por su parte, el gobierno recibió más de 70 propuestas renovables en las convocatorias eléctricas actualmente en curso, mientras que Honduras extendió por tres meses el plazo para la recepción de ofertas de su licitación internacional de 1500 MW, uno de los procesos de contratación de capacidad más relevantes en la historia reciente del país.

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A su vez, el Caribe insular también avanza con nuevas iniciativas de transición energética, como por ejemplo Barbados que impulsa una licitación para adjudicar 60 MW de potencia y 240 MWh de almacenamiento mediante sistemas BESS, respaldado por organismos multilaterales que ha despertado un fuerte interés por parte de empresas privadas.

En este contexto de expansión de proyectos renovables y sistemas de almacenamiento, Future Energy Summit Caribe se posiciona como un espacio estratégico para analizar tendencias de mercado, discutir oportunidades de inversión y conectar a los principales actores del ecosistema energético.

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Con una agenda centrada en energías renovables y almacenamiento, la quinta edición de FES Caribe volverá a convocar a quienes lideran el desarrollo del sector energético en Centroamérica y el Caribe en un momento clave para la expansión de nuevas capacidades de generación y almacenamiento en la región. ⚡🌎

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La licitación eléctrica LPI 01-26 en Panamá evidenció un fuerte protagonismo de las energías renovables, tras registrarse 71 ofertas en total, de las cuales 67 corresponden a tecnologías renovables y solo tres a generación termoeléctrica (búnker C o gas natural).

De este modo, las ofertas verdes representan más del 90% y se reparten en 48 propuestas puramente hidroeléctricas, 13 iniciativas fotovoltaicas, 1 sola exclusivamente eólica y 5 ofertas mixtas que combinan distintas fuentes como hidroeléctrica y solar, o incluso un mix de hidroeléctrica, solar y eólica.

La licitación contempla tres renglones para la contratación de potencia firme y energía provenientes de plantas existentes, diseñados para asegurar flexibilidad operativa y confiabilidad en el sistema.

El Renglón 1 corresponde a potencia firme con opción de compra de energía, con requerimientos de 150 MW entre julio de 2026 y junio de 2029 y 200 MW entre julio de 2029 y junio de 2038, dirigido a centrales termoeléctricas existentes con compromiso de reconversión tecnológica. El Renglón 2 está orientado a potencia firme para hidroeléctricas y plantas térmicas a gas natural, con bloques de suministro escalonados durante el periodo contractual.

En tanto, el Renglón 3 se enfoca en la contratación de energía renovable proveniente de hidroeléctricas, eólicas y solares, con requerimientos progresivos que parten de 150 MW en 2026, aumentan a 200 MW en 2027 y 2028, alcanzan 300 MW en 2029 y llegan hasta 500 MW hacia el final del periodo de suministro, reflejando el peso creciente que estas tecnologías tendrán en la matriz eléctrica del país.

Estas instalaciones deberán comprometer su reconversión hacia tecnologías de combustión más eficientes en un plazo máximo de 36 meses, una medida orientada a mejorar el desempeño operativo del parque de generación.

“El proceso se diseñó con criterios claros que permiten a los agentes prepararse y participar con anticipación”, destaca Rodríguez, al subrayar la relevancia de establecer procesos de contratación previsibles para el mercado eléctrico.

El segundo renglón contempla potencia firme para centrales hidroeléctricas y plantas térmicas a gas natural, mientras que el tercero se enfoca en contratación de energía proveniente de hidroeléctricas, proyectos eólicos y plantas solares fotovoltaicas.

¿Cómo sigue?

El proceso licitatorio continuará ahora con la fase de evaluación técnica y económica antes de la adjudicación final. El cronograma establece que los resultados preliminares se publicarán el 26 de marzo de 2026, mientras que el informe de evaluación se dará a conocer el 7 de abril, previo a la resolución de adjudicación prevista para el 5 de mayo.

La licitación LPI 01-26 forma parte del cronograma de licitaciones eléctricas impulsado por Panamá, un programa diseñado para asegurar la confiabilidad del sistema eléctrico, diversificar la matriz de generación y brindar mayor estabilidad en las tarifas para los consumidores.

En paralelo, el país mantiene otro proceso licitatorio orientado específicamente a la nueva generación renovable, la LPI ETESA 01-25, que parte del mismo plan de contratación energética que busca ampliar la capacidad del sistema en los próximos años. Dentro de esta estrategia, las autoridades también han comenzado a incorporar el almacenamiento energético como un elemento clave para garantizar la flexibilidad y estabilidad del sistema eléctrico, especialmente ante la creciente participación de tecnologías variables como la solar y la eólica.

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Solaria Energía y Medio Ambiente ha obtenido las declaraciones de impacto ambiental (DIA) favorables para la instalación de 480 MWh de sistemas de almacenamiento con baterías (BESS) asociados a siete plantas fotovoltaicas situadas en Castilla-La Mancha (España).

Estas autorizaciones permiten avanzar en la hibridación de instalaciones renovables existentes, optimizando el uso de la infraestructura eléctrica y aumentando la flexibilidad del sistema energético.

Además, en febrero anunció  la adquisición de 516 MWh en sistemas de almacenamiento con baterías que serán instalados en ocho de sus proyectos fotovoltaicos en España, contando con una inversión total de 150 millones de euros y que refuerza su estrategia de integración vertical y optimización de activos renovables. Se trata de  sistemas de almacenamiento que se incorporarán a los proyectos El Baldío 2, Tordesillas 3, Valdelosa, Guleve, Draco, Juno 1, Santiz 1 y Pegaso.

Con estas nuevas aprobaciones, Solaria suma ya un total de 3.280 MWh de capacidad de almacenamiento con aprobación ambiental, consolidando su posición como uno de los desarrolladores más avanzados en almacenamiento energético en el sur de Europa.

El desarrollo de sistemas BESS forma parte de la estrategia de Solaria para integrar generación renovable, almacenamiento e infraestructuras eléctricas, con el objetivo de mejorar la gestionabilidad de la energía renovable, optimizar la participación en los mercados eléctricos y facilitar la integración de mayor capacidad renovable en la red.

La compañía continúa así ejecutando su plan estratégico de crecimiento, que contempla una fuerte expansión en almacenamiento energético en España y en otros mercados europeos, elemento clave para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico en un contexto de creciente electrificación de la economía y aumento de la demanda energética vinculada a la industria y a las infraestructuras digitales.

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La edición 2026 del PV Book de Energía Estratégica ya abrió su convocatoria para empresas del sector fotovoltaico que buscan posicionar sus tecnologías ante una audiencia especializada. 

Tras el impacto alcanzado en su lanzamiento, la plataforma prepara su segunda edición, luego de haber presentado por primera vez el catálogo en 2025, con una propuesta digital orientada a la toma de decisiones técnicas, el PV Book reúne en un mismo entorno información detallada sobre módulos fotovoltaicos, inversores, sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) y trackers solares. 

Esta centralización de fichas técnicas permite a desarrolladores, distribuidores, EPCistas e inversores comparar soluciones y evaluar tecnologías disponibles en un mercado global cada vez más competitivo.

Durante su primera edición en 2025, la herramienta registró más de 12.000 descargas, con una audiencia compuesta en más de 50% por líderes y tomadores de decisión de la industria energética. Este alcance consolidó al catálogo como una plataforma técnica relevante para fabricantes y proveedores que buscan ampliar su visibilidad en el ecosistema solar.

La publicación anterior reunió a casi 50 compañías del sector fotovoltaico, entre las que se destacaron Solis, JA Solar, Huawei, Yingli, Sungrow, APSystems, Black and Veatch, Pylontech, Tongwei, Jinko Solar, S-5!, Gonvarri Solar Steel, GCL, Master Battery, Erco Energia Gotion, CATL, Amara, Growatt, Sisener, 8.2 Group, Genneia, 360Energy, Tecnovex, Above, Risen, PVH, Hellonext, SAV Digital Power Technologies, ClouEss, LONGi, Astronergy, EPSE, Great Power, Sigenergy, Haitai Solar, Fronius, Ideematec, FoxEss, GoodWe, Soltec, SolaX Power, Solar DQD, Antai Solar, Factiun, Singsun, YPF Luz, Energía Americana y EMD International.

Para la edición 2026, el catálogo ya cuenta con empresas que confirmaron su participación, entre ellas Solis, Sungrow, Tongwei, Solar Steel, 360 Energy, SolaX Power, Sigenergy, Black and Veatch, EPSE San Juan, NextPower, BLC Power Generation, Erco Energia, Jinko Solar, APSystems, GameChange, S-5! y Energía Americana, anticipando nuevamente una amplia representación de tecnologías y soluciones para proyectos solares.

Como novedad, la nueva edición buscará dar mayor protagonismo a los distribuidores fotovoltaicos, actores que cumplen un rol cada vez más relevante en la expansión de la tecnología solar y en la conexión entre fabricantes, integradores y clientes finales.

Con una interfaz intuitiva y un punto de acceso digital único para información técnica actualizada, el PV Book facilita el análisis comparativo de equipamientos y permite a las empresas posicionar sus productos ante compradores y tomadores de decisión de distintos mercados.

En este contexto, Energía Estratégica ya abrió oficialmente la convocatoria para formar parte de la edición 2026. Las compañías interesadas en incluir sus tecnologías dentro del catálogo pueden solicitar información para asegurar su participación en la próxima publicación. 

La entrada PV Book abre su edición 2026 tras superar 12000 descargas entre líderes del sector solar se publicó primero en Energía Estratégica.

El mercado eléctrico argentino entra en una nueva etapa en la que los PPAs entre privados tomarán mayor fuerza, con la competitividad de todas las fuentes y el Mercado a Término (MAT) como protagonistas de la transición, producto de la Resolución SE N° 400/25.

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, analizó las nuevas condiciones para la comercialización y advirtió que implica recuperar prácticas de décadas pasadas.

“Hace más de 20 años que no jugábamos al mercado. Ahora hay que desempolvarse, empezar a saber que hay que asumir riesgos, que ahora hay que ir a cobrarle al cliente, gestionar riesgo e infraestructura”, sostuvo durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina

“Para eso estamos. Sino, contratos de largo plazo hechos con CAMMESA o Plan Gas hasta el infinito y más allá, no es riesgo. Hace 20 años que ni los productores de gas ni los generadores gestionamos riesgo”, insistió frente a más de 600 líderes del sector. 

Reviva FES Argentina 2026: https://youtu.be/rIfbzoRGgxU

Más allá del rediseño del negocio eléctrico, uno de los desafíos estructurales del sistema argentino será abastecer la creciente demanda energética asociada a la minería de litio, especialmente en el norte del país, dado que el desarrollo simultáneo de múltiples proyectos mineros en regiones con infraestructura limitada plantea interrogantes sobre cómo garantizar suministro continuo y competitivo, además de inversiones significativas en redes de transmisión y potencia firme, más allá de la expansión renovable.

Por lo que YPF Luz avanza en el desarrollo de soluciones para anticiparse a esa demanda potencial, incluyendo un proyecto de infraestructura eléctrica de 350 kilómetros destinado a abastecer operaciones mineras. 

“Sin embargo, no logramos que la demanda firme un compromiso, con lo cual no podemos hacer una línea sin tener nada firmado. A pesar que tenemos la ingeniería y que hicimos una licitación, no pudimos adjudicar para la construcción porque no estaba la demanda”, reveló Mandarano.

“No firman porque les falta financiamiento, algún estudio, o alguna otra cosa. Entonces como tiene a riesgo su proyecto, no toma el compromiso con el generador. Entonces falta esa decisión”, agregó.

A ello se suma el contexto internacional del mercado del litio, el cual experimentó una baja significativa, situándose en niveles cercanos a los USD 9.400 y USD 9600 por tonelada para el carbonato de litio, lo que condicionó la tracción de nuevas decisiones de inversión. 

De todos modos, mientras se redefine el negocio eléctrico, YPF Luz continúa ampliando su portafolio de proyectos renovables y soluciones energéticas, con el objetivo de acompañar la evolución de la demanda. A tal punto que ya cuenta con 819 MW renovables operativos y apunta a alcanzar 1 GW en el corto plazo.

Entre los proyectos se destaca El Quemado, el parque solar que la empresa desarrolla en Mendoza y la la primera iniciativa adherida al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), que tendrá 305 MW de capacidad instalada, de los cuales 200 MW ya fueron habilitados comercialmente y el resto entrará en operación próximamente.

“En abril estará operando con toda su capacidad y será el parque solar más grande de la Argentina. Además, estamos construyendo proyectos de baterías que fuimos adjudicados en 2025 en la licitación AlmaGBA, ubicados en Central Dock Sud. Estimamos que para noviembre estará el proyecto en operación, lo que demuestra la velocidad en la cual se puede desarrollar un proyecto”, aseguró Mandarano.

Finalmente, el ejecutivo remarcó que la evolución de la matriz energética dependerá de las características de cada demanda y de la combinación de tecnologías disponibles

En esa lógica, cada tecnología cumple un rol distinto dentro del sistema: “Si se requiere algo modular y de poco mantenimiento, será solar; en cambio si se requiere algo en firme va a ser térmico, si está en el sur podrá ser eólico”, concluyó el CEO.

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JinkoSolar alcanzó un nuevo hito: superó los 400 GW en envíos acumulados de módulos solares a nivel mundial, en medio de un contexto de transformación estructural marcada por escala industrial, cambios impositivos, innovación tecnológica y una creciente demanda de generación renovable.

El volumen de despliegue equivale a una capacidad suficiente para abastecer aproximadamente 40 millones de hogares, un indicador que dimensiona la magnitud del avance de la energía solar durante las últimas dos décadas.

Y desde Jinko Solar señalan que hace veinte años la energía solar costaba cerca de 3 USD/W mientras que en la actualidad «el precio puede ubicarse en torno a 0.10 USD/W», una reducción que transformó por completo la competitividad de la tecnología frente a otras fuentes de generación.

De acuerdo con Jinko Solar, la próxima etapa del desarrollo solar ya no estará centrada exclusivamente en reducir costos, sino en maximizar el valor que aporta la tecnología al sistema energético: “Los próximos 20 años no serán cuestión de coste, serán cuestión de valor”, señalan desde la compañía.

En paralelo a este crecimiento industrial, Jinko Solar Co., Ltd., la principal filial operativa del grupo, publicó resultados financieros preliminares correspondientes al ejercicio 2025, aunque se tratan de cifras preliminares y no auditadas, por lo que podrían diferir de los resultados consolidados del grupo debido a diferencias contables y de consolidación.

Para el año completo 2025, los ingresos preliminares no auditados alcanzaron los ¥ 65490 millones (cerca de USD 9500 millones), lo que representa una disminución interanual del 29,18%. En ese mismo período, la pérdida neta preliminar atribuible a los accionistas fue de ¥ 6790 millones (aprox USD 984,5 millones), frente al beneficio neto atribuible a los accionistas de ¥ 98,9 millones (USD 14,34 millones) registrado en 2024.

Asimismo, la pérdida neta preliminar atribuible a los accionistas, excluyendo ganancias y pérdidas no recurrentes, ascendió a ¥ 7640 millones (USD 1107 millones) y, según explicó la compañía, estos resultados se debieron principalmente a una disminución de la rentabilidad del negocio principal de Jiangxi Jinko, como consecuencia de la caída en los precios de venta de los productos fotovoltaicos, un fenómeno que impacta actualmente a gran parte de la industria solar global.

En paralelo, la compañía continúa reforzando su posicionamiento tecnológico. Recientemente lanzó el Tiger Neo 3.0, su nuevo módulo basado en celdas N-Type TOPCon de tercera generación, una tecnología que se posiciona entre las más avanzadas dentro de la industria fotovoltaica.

El módulo alcanza una potencia máxima de 670 W y una eficiencia de conversión de hasta 24,8%, parámetros que buscan mejorar el rendimiento energético de los proyectos solares y reducir el costo nivelado de la electricidad en instalaciones a gran escala. 

La pregunta que comienza a atravesar al sector ya no es si la energía solar seguirá creciendo, sino cómo evolucionará su rol dentro del sistema energético mundial.  A este cambio estructural se suma además un nuevo factor en el mercado global. 

China decidió eliminar parte de los incentivos fiscales a la exportación de productos fotovoltaicos, incluida la devolución del impuesto al valor agregado, una medida que podría impactar en los precios internacionales de los módulos solares. Analistas del sector anticipan que este ajuste podría marcar el fin de la era del panel “ultra barato”, con posibles aumentos de hasta 15% en los precios durante 2026.

En este escenario de transición, fabricantes como JinkoSolar apuestan a que el futuro del mercado estará cada vez más definido por la innovación tecnológica, la eficiencia de los módulos y el valor energético que la fotovoltaica aporte a los sistemas eléctricos globales.

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República Dominicana será la sede de la XI Semana de la Energía de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE), el principal encuentro energético de América Latina y el Caribe y autoridades de 27 países para debatir los desafíos estratégicos de la transición energética regional, con énfasis en la transición energética justa, la innovación tecnológica, la integración energética regional y la seguridad energética.

La jornada, organizada por OLACDE, junto a los ministerios de Energía y Minas, Relaciones Exteriores y las empresas del Estado vinculadas al sector eléctrico de República Dominicana, se realizará en octubre y contará con más de 200 panelistas y cerca de 3000 participantes, incluyendo representantes de gobiernos, sector privado, organismos multilaterales y sociedad civil.

Entre las actividades destacadas figuran la LVI Reunión de Ministros de Energía, el IV Consejo Empresarial de OLACDE y sesiones técnicas sobre los principales retos del sector energético, como la expansión de energías renovables, eficiencia y seguridad energéticas frente al cambio climático.

“República Dominicana se posiciona como epicentro del diálogo energético de América Latina y el Caribe, al acoger la XI Semana de la Energía de Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía. Este es el evento más influyente del sector energético regional, donde se construyen consensos y soluciones para la transición energética, señaló el ministro de Energía y Minas, Joel Santos.

Anunció que el país avanza hacia su consolidación como un hub energético del Caribe y que pondrá en marcha una Agenda Nacional de Almacenamiento Energético, clave para integrar más renovables y garantizar la estabilidad del sistema.

“Este es un mensaje claro al mundo: República Dominicana no solo participa en la transición energética, la está liderando desde el Caribe”, dijo.

Santos informó que al finalizar este mes se suma al sistema eléctrico la planta a gas natural Energía 2000 (290 MW en ciclo simple) y que durante el verano completará el ciclo combinado, para completar los414 MW de generación.

“Para 2027-2028 entrarán en operación San Felipe I (460 MW), Manzanillo I (426 MW) y Manzanillo II, reforzando la confiabilidad del sistema. Además, se incorporarán baterías por 138 MW y otras 300 MW en proceso, y avanzan los preparativos del cable submarino con Puerto Rico, fortaleciendo seguridad energética y permitiendo intercambio regional”, detalló.

En tanto que, el secretario ejecutivo de la OLACDE, Andrés Rebolledo, resaltó que la energía se ha convertido en un eje central para el desarrollo económico, la innovación tecnológica y la seguridad en un contexto global marcado por grandes transformaciones.

Asimismo, enfatizó que la Semana de la Energía será el escenario ideal para que los países de América Latina y el Caribe dialoguen sobre transición energética, fortalecimiento de sistemas, integración regional y la construcción de una visión conjunta para el futuro del sector.

Detalles del evento

En la XI Semana de la Energía se desarrollará una agenda de actividades paralelas que enriquecerán el diálogo multisectorial sobre los principales desafíos y oportunidades del sector energético, reuniendo a actores del sector público, privado y de la sociedad civil.

Asimismo, se celebrará la ceremonia de premiación de la tercera edición de los Premios de Excelencia Energética, que reconocen iniciativas destacadas impulsadas por actores públicos, privados, académicos y comunitarios.

República Dominicana, como país anfitrión de esta undécima edición, se distingue por su ambiciosa política energética. Ha logrado un 25 % de energías renovables en su matriz eléctrica impulsada principalmente por la tecnología solar fotovoltaica. Además, promueve un marco normativo moderno en materia de eficiencia energética y ordenamiento territorial con bajas emisiones.

Los organizadores han habilitado el sitio oficial www.semanadelaenergia.olade.org, donde las personas interesadas pueden registrarse gratuitamente como participantes y conocer más detalles de la programación.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) oficializó un nuevo modelo de contrato para la interconexión y conexión al Sistema Eléctrico Nacional, aplicable a centrales eléctricas, sistemas de almacenamiento de energía y centros de carga. La medida fue publicada en el Diario Oficial de la Federación el 17 de marzo de 2026 y busca actualizar el marco regulatorio del sector eléctrico mexicano.

El documento establece las condiciones contractuales que regirán la conexión de instalaciones a la Red Nacional de Transmisión y a las Redes Generales de Distribución, así como las responsabilidades de las partes involucradas en el proceso de interconexión. En este esquema participan la Comisión Federal de Electricidad (CFE), en su carácter de transportista o distribuidora, y los solicitantes que desarrollen proyectos de generación, almacenamiento o consumo eléctrico.

El acuerdo también precisa que las centrales bajo la modalidad de generación distribuida con capacidad menor a 0,7 megawatts no deberán suscribir este contrato, sino ajustarse al modelo establecido en las Disposiciones Administrativas de Carácter General en materia de Generación Distribuida. Con ello, la CNE busca aportar mayor claridad y orden regulatorio al funcionamiento del sector eléctrico.

En términos prácticos, el nuevo modelo estandariza jurídicamente el instrumento base para acceder al Sistema Eléctrico Nacional. En la práctica, se trata del contrato habilitante para la operación de un proyecto eléctrico, ya que sin su formalización no puede concretarse la sincronización con la red ni iniciar la operación comercial. Al mismo tiempo, el contrato se consolida como un instrumento clave de cumplimiento regulatorio dentro del sistema eléctrico.

Entre los aspectos centrales del nuevo esquema se destaca la estandarización obligatoria del instrumento contractual, que establece un modelo único aplicable a centrales eléctricas, sistemas de almacenamiento y centros de carga. Esta uniformidad busca fortalecer la certeza jurídica para los desarrolladores, aunque también reduce los márgenes de negociación estructural en los proyectos.

El modelo también refuerza el rol operativo del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), ya que la celebración del contrato queda condicionada a la instrucción de este organismo. De esta manera se consolida el carácter vinculante de la planeación eléctrica y la coordinación técnica del sistema.

Otro de los puntos relevantes es la integración formal de los sistemas de almacenamiento eléctrico dentro del esquema contractual. El modelo reconoce a estas instalaciones como sujetos contractuales plenos, lo que abre nuevas oportunidades para el desarrollo de proyectos híbridos y soluciones de flexibilidad operativa, incluyendo esquemas que combinan generación solar con almacenamiento en baterías y servicios complementarios al sistema.

Asimismo, la regulación establece mayores responsabilidades para los desarrolladores en materia de infraestructura y cumplimiento de plazos, particularmente en lo relativo a obras específicas, garantías y fechas estimadas de operación. Este enfoque incrementa el peso del riesgo de desarrollo y puede influir en la bancabilidad de los proyectos.

En paralelo, el acuerdo fortalece el concepto del punto de interconexión como un elemento estratégico dentro de la estructuración técnica y financiera de los proyectos eléctricos, en un contexto donde la planeación del sistema adquiere un rol cada vez más determinante.

Desde una perspectiva de política pública, la actualización del modelo contractual confirma una tendencia hacia un esquema de planeación energética más centralizado, en el que la participación privada se articula bajo criterios técnicos definidos por la planificación del sistema eléctrico nacional.

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El gobierno de Santa Fe evalúa lanzar nuevas convocatorias para proyectos de energías renovables tanto de gran escala como de generación distribuida, con el objetivo de ampliar la participación privada y fortalecer la diversificación de su matriz eléctrica. 

“Tenemos previsto al menos analizar potenciales futuras licitaciones en el marco de Generfe, el cual fue el primer contrato que la provincia realizó directamente con un privado comprando energía y estableciendo contratos a largo plazo”, afirmó la subsecretaria de Energías Renovables y Eficiencia Energética de Santa Fe, María Cecilia Mijich, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina.

Este mecanismo ya fue utilizado por la provincia para incorporar proyectos solares mediante contratos de largo plazo, aunque cabe recordar que la última licitación se realizó en mayo de 2023, cuando una única empresa —Coral Energía— presentó oferta y resultó adjudicataria de cuatro parques solares de 5 MW cada uno (total de 20 MW).

Por lo que el análisis de nuevas convocatorias forma parte de una estrategia más amplia orientada a garantizar abastecimiento eléctrico competitivo y sostenible, en un contexto donde las provincias buscan diversificar fuentes y mejorar la eficiencia del sistema.

Reviva FES Argentina 2026: https://www.youtube.com/live/CvOl38xzqk8?si=EcUUGqnht9lCuWqY

En ese marco, la provincia también evalúa cómo estructurar los contratos de abastecimiento renovable para asegurar competitividad tarifaria y estabilidad del sistema eléctrico. 

“Corremos el riesgo de ver qué tipo de contratos establecemos y al mejor precio posible para entregar el mejor servicio a la gente”, sostuvo la subsecretaria Mijich durante el panel de debate denominado “Competitividad de las energías renovables y el almacenamiento en el Cono Sur”.

Generación distribuida y crecimiento del programa Prosumidores

En paralelo al análisis de nuevas convocatorias para proyectos utility scale, Santa Fe continúa impulsando la expansión de la generación distribuida, principalmente a través del programa Prosumidores, considerado uno de los esquemas pioneros en el país.

La iniciativa comenzó a implementarse entre 2017 y 2018, posicionando a la provincia como una de las primeras jurisdicciones argentinas en promover activamente el autoconsumo renovable y, actualmente, el esquema alcanza cerca de 1500 usuarios – generadores que suman cerca de 10 MW de potencia, considerando instalaciones residenciales, comercios, pymes y grandes demandas.

Pero ahora uno de los motores principales de este crecimiento provendrá por parte de proyectos de GD comunitaria, donde actores del sector privado se pueden unir para llevar adelante un parque solar que abastezca sus consumos.

“Queremos darle una vuelta a Prosumidores y lo estamos trabajando con la Empresa Provincial de Energía (EPE). Tuvimos un gran impacto con parques colaborativos, no solamente entre residenciales, sino entre privados (el tope de la instalación es el promedio del consumo) que es de gran impacto y queremos seguir dándole forma a ese modelo”, reconoció Mijich.

“Sabemos que este tipo de iniciativas  viene a sacudir el funcionamiento tradicional de las distribuidoras y también a poner el ojo, porque en la posibilidad de que los privados realicen contratos también se debe analizar cómo repercute dentro de las distribuidoras y que no se corra el riesgo de desfinanciamiento”, aclaró.

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El consejo de administración de Energía Aljaval aprobó su Plan Estratégico para el periodo 2026-2027, el cual sitúa a México como el epicentro absoluto de su crecimiento global con un portafolio de 8 proyectos utility scale que suman poco más de 2.1 GW renovables y almacenamiento BESS.

Tras más de una década de presencia ininterrumpida en el país desde 2013, la compañía da un paso al frente para liderar la nueva ola de transición energética impulsada por el nearshoring y el nuevo marco regulatorio nacional. Y como primer gran hito operativo de esta etapa, la compañía formalizó la presentación de sus proyectos fotovoltaicos Pinos, General Cepeda, Santa Lucía y Chapote ante la Ventanilla Única de Proyectos Estratégicos del Sector Energético (VUPE).

Los proyectos se encuentran en etapas avanzadas de desarrollo en nodos estratégicos de alta demanda industrial e irradiación óptima, y se reparten de la siguiente manera:

• Pinos (Zacatecas): 356.5 MWp (Solicitud de interconexión registrada oficialmente en la plataforma VUPE).

• General Cepeda (Coahuila): 183.1 MWp (Solicitud de interconexión registrada oficialmente en la plataforma VUPE).

• Santa Lucía (Campeche): 223.03 MWp (Solicitud de interconexión registrada oficialmente en la plataforma VUPE).

• Chapote (Coahuila): 83.6 MWp (Solicitud de interconexión registrada oficialmente en la plataforma VUPE).

• San Francisco (Coahuila): 409.3 MWp.

• San Isidro (Coahuila): 395.4 MWp.

• Alsacia (Chihuahua): 377.4 MWp.

• Gómez Farías (Coahuila): 125.5 MWp.

Todos los activos comparten un cronograma unificado, con el objetivo de alcanzar el estado Ready-to-Build (RTB) a finales de 2027 y su entrada en Operación Comercial (COD) en diciembre de 2029.

El 100% de los proyectos del portafolio incluirá sistemas BESS equivalentes al 30% de su capacidad nominal, con una integración de más de 500 MW de storage que abrirá nuevas e importantes vías de ingresos a través del mercado de capacidad y servicios conexos, elevando el atractivo financiero de los activos.

El nuevo Plan Estratégico no parte de cero, sino desde sus primeras autorizaciones otorgadas por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) en 2014, Energía Aljaval ha llevado a fase de operación comercial (COD) cientos de megavatios en el país —incluyendo parques emblemáticos como El Trece Solar o Torrencitos en Chihuahua, y grandes polos de generación en Aguascalientes, Zacatecas y Sonora—, sumando más de 660 MW instalados y conectados a la red nacional en etapas anteriores.

Mientras que a  nivel global, el grupo supera los 900 MW en operación en Latinoamérica y mantiene un pipeline en desarrollo masivo en Europa y Brasil. Esta capacidad real de ejecución es la mayor garantía para los proyectos que hoy avanzan hacia el Ready-to-Build.

«En Energía Aljaval no solo desarrollamos megavatios, estructuramos soluciones integrales de energía firme y limpia. Nuestra permanencia en México desde 2013 nos ha dado la resiliencia y el conocimiento para tener hoy, justo cuando el país más lo necesita, un portfolio de más de 2.1 GW maduro, bancable y listo para ser el motor del nuevo desarrollo industrial mexicano. La reciente presentación de nuestros proyectos Pinos, General Cepeda, Santa Lucía y Chapote en la plataforma VUPE es la mejor prueba de que estamos listos para ejecutar», destacó la Dirección de la compañía.

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El mercado fotovoltaico global atraviesa una etapa de ajuste tras varios años de sobrecapacidad productiva que presionó fuertemente los precios de los módulos solares y la industria comienza un proceso de reordenamiento, impulsado principalmente por decisiones adoptadas dentro de China.

“Hasta hace poco la capacidad de producción triplicaba la demanda internacional, por lo tanto estábamos viendo una bajada de precios algo artificial que no se correspondía con la sostenibilidad de la industria”, manifestó Luis Contreras, Managing Director de Yingli Solar, durante una entrevista exclusiva en Future Energy Summit (FES) Iberia 2026.

Ante este escenario, fabricantes asiáticos comenzaron a aplicar medidas para equilibrar el mercado, entre ellas la limitación de nuevas expansiones productivas y el cierre de algunas líneas de fabricación.

“La industria china se ha puesto manos a la obra para que haya un equilibrio sostenible entre oferta y demanda”, explicó el ejecutivo.

Mire la entrevista completa con Luis Contreras de Yingli Solar: https://youtu.be/e8bTfiR3M4E

Uno de los cambios más relevantes dentro de este proceso es la eliminación del incentivo fiscal del 9% a las exportaciones de módulos solares desde China, un beneficio que durante años contribuyó a reducir los precios internacionales, pero que a partir del 1 de abril «se convertirá en coste adicional».

El reordenamiento del mercado también está influenciado por las tensiones en la cadena de suministro y el aumento de costes de algunas materias primas clave para la fabricación de paneles, fundamentalmente polisilicio, oblea, célula y la plata.

A esto se suman las nuevas exigencias internacionales vinculadas a trazabilidad y huella de carbono, particularmente en mercados como Europa y Estados Unidos.

“Todos los estándares internacionales tienen un precio, por lo que también han contribuido a ordenar la industria”, explicó.

De todos modos, mientras el mercado global se reequilibra, España continúa consolidándose como uno de los mercados solares más maduros de Europa, aunque con nuevos desafíos vinculados a la integración tecnológica.

“España tiene la experiencia operativa, el recurso solar, los EPCistas y la tecnología disponible como para que haya un despliegue hacia la hibridación con proyectos fotovoltaicos con batería”, sostuvo Contreras.

Y aunque el sector esperaba un crecimiento más acelerado, se prevé que la incorporación de almacenamiento comenzará a consolidarse progresivamente en el segmento utility scale.

“El crecimiento va a venir de la mano de la hibridación en utility, quizás no con las expectativas que marca el PNIEC o parte del sector, sino de forma algo más moderada”, afirmó.

En paralelo, otros segmentos del mercado continuarán teniendo participación dentro del desarrollo fotovoltaico, especialmente el residencial y el comercial e industrial vinculados al autoconsumo, por lo que Yingli Solar continúa enfocando su estrategia en la eficiencia tecnológica como principal herramienta competitiva, apostando por módulos basados en tecnología tipo N-Type TOPCon.

Según el directivo, la relación entre rendimiento tecnológico y competitividad económica seguirá siendo clave para la viabilidad de los proyectos solares.

“Las prestaciones frente al precio hacen que los modelos financieros encajen y funcionen, que es lo que finalmente permite que los proyectos salgan adelante”, concluyó.

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CATL avanza con su primer gran proyecto de almacenamiento en Argentina, con sistemas que superarán los 1.1 GWh de capacidad nominal,, en un contexto donde el mercado comienza a abrir nuevas oportunidades para esta tecnología.

“Ya tenemos más de un 1 GWh en camino para el país para conectarse este año al sistema, con lo cual este primer proyecto nos da mucho orgullo y es una apuesta enorme que está haciendo la empresa por el país”, manifestó Lucas Ponce, ESS Sales Representative de CATL, durante su participación en FES Argentina, evento que reunió a más de 600 ejecutivos del sector energético.

El proyecto está vinculado a Central Puerto, que adquirirá a CATL nuevas baterías para las centrales Costanera (55 MW) y PA Nuevo Puerto (150 MW), adjudicadas en 2025 durante la licitación AlmaGBA y que se ubicarán en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

En conjunto, estos sistemas aportarán una capacidad nominal superior a 1,1 GWh, lo que convertirá a la iniciativa en el desarrollo de almacenamiento en baterías más grande del país hasta el momento.

Reviva FES Argentina 2026: https://youtu.be/rIfbzoRGgxU

Desde la perspectiva del fabricante, la expansión del almacenamiento en Argentina se vincula a las oportunidades que comienza a abrir el operador del mercado eléctrico mayorista.

“Como fabricante de sistemas BESS, obviamente la oportunidad más clara viene por el lado de CAMMESA”, sostuvo Ponce.

Cabe recordar que el Gobierno lanzó recientemente la licitación AlmaSADI para incorporar 700 MW de almacenamiento con contratos a 15 años, destinada a mejorar la estabilidad del sistema eléctrico y reforzar nodos críticos del país.

“Vienen a ser una solución a nodos que están saturados, que necesitan poner esta tecnología para generar estabilidad”, señaló el ejecutivo.

En ese contexto, el mercado argentino comienza a mostrar una creciente competencia tecnológica en las soluciones de almacenamiento, en línea con los procesos de contratación que se vienen desarrollando en el sector.

“Nos pasó de tener varias propuestas en lo que AlmaGBA, pero que los clientes nos rechazaron a primera y luego volvieran porque otros proveedores venían con propuestas con precios que después no podían sostener”, aseguró Ponce.

Frente a ese escenario, el fabricante asegura que su estrategia se centra en competir desde la confiabilidad tecnológica y la sostenibilidad de las soluciones, más que en una carrera de precios.

En paralelo, la compañía también observa nuevas oportunidades asociadas a la hibridación de proyectos renovables, un fenómeno que comienza a ganar espacio a medida que aumenta la penetración de energías limpias en el sistema.

“Nos contactaron muchas empresas con proyectos eólicos para empezar a planificar hibridación de proyectos eólicos que puedan tener también este tipo de soluciones para el sistema”, expresó.

En términos de desarrollo de proyectos, CATL busca posicionarse como integrador de sistemas BESS, asumiendo responsabilidades sobre los distintos componentes del sistema para garantizar su funcionamiento y bancabilidad.

Según explicó Ponce, la empresa se posicionó como líder global en sistemas de almacenamiento durante nueve años consecutivos y apunta a extender ese liderazgo por una década completa.

“La primera bandera es la seguridad que damos en nuestros sistemas, no haber tenido nunca un incidente en más de 2000 instalaciones utility scale en todo el mundo”, señaló.

A partir de esa experiencia global, la compañía busca capitalizar su trayectoria tecnológica en nuevos mercados como el argentino, donde el almacenamiento comienza a ganar protagonismo dentro de la transición energética.

“Estamos para correr una maratón en el país, estamos apostando a Argentina como un mercado totalmente estratégico”, concluyó Ponce.

La entrada CATL acelera su apuesta en Argentina con un proyecto BESS de más de 1 GWh mientras evalúa las oportunidades que abre CAMMESA se publicó primero en Energía Estratégica.

Los fabricantes de trackers empiezan a apostar por algoritmos para aumentar la producción de las plantas fotovoltaicas y desde GameChange Solar, aseguran que el desarrollo de software aplicado al seguimiento solar permite optimizar el rendimiento de los proyectos según el terreno, la radiación y las condiciones climáticas.

“Tenemos algoritmos destinados a producir más”, manifestó Oscar Aira, Managing Director Europe & Latin America de la compañía durante FES Iberia, y explicó que sus soluciones permiten incrementar hasta un 1–1,5% la producción de energía en plantas ubicadas en terrenos ondulados o con topografías complejas.

Reviva FES Iberia 2026: https://youtu.be/_G9kRTY2oU4

En ese marco, el ejecutivo detalló que uno de los desarrollos más utilizados es el algoritmo de tracking tridimensional conocido como Power Boost, diseñado para adaptar el movimiento del tracker a las variaciones del terreno y optimizar la captación de radiación. Otra de las soluciones que comienza a implementarse es Split Cell, un algoritmo desarrollado para optimizar el comportamiento del sistema.

“Cuando tenemos un módulo partido, conseguimos producir más permitiendo que en determinados módulos se permita sombra”, detalló el Managing Director de GameChange Solar, al explicar que esta lógica permite mejorar la producción global del sistema incluso en condiciones que tradicionalmente se evitaban.

La compañía también desarrolló Weather Smart, un algoritmo orientado a mejorar el rendimiento en escenarios de radiación difusa, como en jornadas con nubosidad.

“Cuando hay mucha radiación difusa, tú lo que consigues es no poner el tracker mirando directamente al sol para captar la radiación directa, sino que obtienes también producción a partir de captar radiación que has rebotado en diferentes partes de la planta o en el suelo”, indicó Aira durante Future Energy Summit (FES) Iberia 2026, evento que reunió a más de 400 ejecutivos del sector energético. 

Además de optimizar la captación de energía, estos sistemas comienzan a responder a nuevas demandas del sistema eléctrico, donde la estabilidad de la generación adquiere mayor relevancia.

“La inyección de energía al sistema no puede tener una caída fuerte e irregular”, advirtió el directivo, al señalar que estos algoritmos ayudan a suavizar variaciones abruptas en la producción cuando se producen cambios rápidos en la irradiancia.

El desarrollo de este tipo de soluciones responde también a la creciente complejidad de los proyectos solares, especialmente en mercados maduros como España, debido a que las ubicaciones planas «están prácticamente todas ocupadas”, por lo que los nuevos desarrollos fotovoltaicos suelen ubicarse en terrenos con mayores pendientes, layouts irregulares y restricciones ambientales más exigentes.

Para ello GameChange Solar desarrolló configuraciones que permiten adaptarse a trackers largos o cortos, incluso con diseños que alcanzan hasta cinco strings, así como soluciones que reducen el impacto de la construcción.

“Nos piden que no haya movimiento de tierras”, comentó Aira, al explicar que una de las alternativas consiste en utilizar postes más largos que permiten adaptar la estructura al terreno y minimizar ese impacto.

La creciente complejidad de los layouts también influye en el diseño de los proyectos. Según el directivo, lo ideal para cualquier fabricante sería trabajar con grandes superficies uniformes.

“Para nosotros sería maravilloso tener un layout cuadrado con mil hectáreas y 500 MW”, reconoció, aunque aclaró que en mercados maduros como España los proyectos suelen presentar configuraciones mucho más irregulares.

Este escenario coincide con el crecimiento acelerado de la energía solar en el sistema eléctrico español. España inició 2026 con más del 56% de su generación eléctrica proveniente de energías renovables y más de 80 GW de capacidad instalada, consolidando su posición como uno de los mercados más maduros enc cuanto a fotovoltaica en Europa.

En ese contexto, el desafío para los desarrolladores ya no se limita únicamente a construir nueva capacidad, sino también a maximizar el rendimiento de los activos existentes.

Una de las tendencias que comienza a ganar terreno es la hibridación de proyectos fotovoltaicos con sistemas de almacenamiento en baterías, lo que exige nuevas capacidades operativas dentro de las plantas.

“Se nos pide tener el vínculo con lo que va a necesitar la batería para adaptarse a los nuevos criterios de red. Proyectos donde la ciberseguridad juega un papel muy importante, con lo cual tenemos que adaptarnos totalmente a esto que está llegando. El tracker tiene que aprender a leer el resto de componentes de la planta, en la fase operacional, inversor y demás”, explicó Aira.

La estrategia de la compañía también se enmarca en un proceso de expansión internacional, dado que tras consolidarse en Estados Unidos, inició una segunda etapa de crecimiento en mercados como Europa, Latinoamérica, Australia y Asia, donde España se posiciona como un punto estratégico.

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Sigenergy inauguró oficialmente el Sigenergy Nantong Smart Energy Center en Nantong, provincia de Jiangsu, China, marcando un nuevo hito en el desarrollo global de la compañía. 

Durante el evento, Sigenergy anunció una serie de desarrollos clave que señalan la siguiente fase de crecimiento global de la compañía. La empresa presentó su estrategia “AI in All” e introdujo nuevos productos que abarcan aplicaciones residenciales, comerciales e industriales (C&I) y utility-scale. 

“AI in All”: llevando la inteligencia a todo el ecosistema energético

La estrategia “AI in All” de Sigenergy posiciona la inteligencia artificial como una capacidad central integrada en productos, software, procesos de fabricación y sistemas de gestión energética, transformando los sistemas energéticos para que pasen de simplemente operar a convertirse en sistemas inteligentes, colaborativos y continuamente optimizados.

“Sigenergy está comprometida a liderar la transición energética global a través de la innovación impulsada por IA. Nuestro objetivo es aprovechar la IA para crear sistemas energéticos más inteligentes y adaptativos que establezcan nuevos estándares en la industria”, afirmó Tony Xu, fundador y CEO de Sigenergy.

A medida que las energías renovables y el almacenamiento transforman el panorama energético global, la industria está pasando de una competencia centrada en el hardware hacia sistemas integrados definidos por la experiencia del usuario. En este contexto, Sigenergy incorpora la IA como una capa fundamental en toda su plataforma tecnológica.

• A nivel de producto, la IA respalda la gestión energética, la optimización operativa y el control del despacho.
• A nivel de software, mejora la configuración, la monitorización y la ejecución de estrategias.
• A nivel de sistema, conecta dispositivos y aplicaciones distribuidas, permitiendo operaciones coordinadas e inteligentes en entornos residenciales, comerciales y utility-scale.

Con la estrategia “AI in All”, Sigenergy convierte la innovación en IA en capacidades reales de producto e inteligencia de sistema, acelerando el desarrollo de infraestructuras energéticas más inteligentes y adaptativas en todo el mundo.

Nantong Smart Energy Center: un nuevo referente en fabricación inteligente

Respaldando la implementación global de la estrategia “AI in All” se encuentra el recién inaugurado Sigenergy Nantong Smart Energy Center.

El complejo:

• ocupa 136.000 metros cuadrados
• cuenta con una inversión de 500 millones de RMB (≈ 70 millones de USD)
• tiene una capacidad de producción anual de más de 300.000 inversores y paquetes de baterías

Más que una fábrica, el centro funciona como un hub integrado que combina:

• investigación y desarrollo avanzado
• fabricación inteligente
• distribución global
• gestión energética

En el corazón de la red de fabricación de Sigenergy, el centro incorpora una plataforma digital totalmente integrada que permite a los operadores supervisar la producción en tiempo real y coordinar procesos en toda la instalación.

A diferencia de las fábricas convencionales basadas en automatización aislada, los sistemas MES (Manufacturing Execution System), WMS (Warehouse Management System) y EMS (Energy Management System) están interconectados, lo que permite sincronizar automáticamente:

• la logística de materiales
• la configuración de equipos
• los ajustes de producción

Sigenergy mantiene niveles de precisión líderes en la industria en procesos clave de fabricación:

• Soldadura automatizada con inspección visual CCD con una tasa de rendimiento del 99,9%
• Líneas SMT que procesan componentes en 0,043 segundos por unidad con precisión de 20–30 micrones
• Ensamblaje DIP con tiempos reducidos en 50% gracias a automatización y prácticas lean

Las inspecciones de calidad basadas en IA sustituyen los muestreos manuales, mientras que el sistema logístico tridimensional inteligente de Sigenergy integra el movimiento de materiales aéreo y terrestre para optimizar la eficiencia.

Esta combinación de equipos avanzados y sistemas inteligentes permite un rendimiento líder en la industria:

• 1 batería cada 15 segundos
• 1 inversor cada 21 segundos

El lanzamiento del Nantong Smart Energy Center garantiza que los diseños originales de Sigenergy se produzcan a gran escala sin comprometer la calidad, estableciendo un nuevo estándar de precisión, consistencia y fiabilidad a largo plazo.

Ampliación de soluciones para todos los escenarios con tres nuevos lanzamientos

Sigenergy también presentó varios productos nuevos diseñados para fortalecer aún más su cartera energética para todos los escenarios, abarcando aplicaciones residenciales, comerciales e industriales y utility-scale.

Residencial: SigenStor Neo

Para el mercado residencial, la empresa presentó SigenStor Neo, un nuevo sistema energético doméstico.

Basado en la arquitectura modular característica de Sigenergy y su diseño con anillo luminoso circular, el sistema integra en una única plataforma:

• inversor fotovoltaico
• PCS de batería
• sistema de gestión energética
• gateway
• paquete de baterías

Diseñado para responder a las necesidades cambiantes de los hogares modernos, SigenStor Neo ofrece:

• mayor integración del sistema
• mejor coordinación entre componentes
• mayor compatibilidad con diferentes escenarios energéticos domésticos

El resultado es una experiencia energética más inteligente, sencilla y fácil de usar para el consumidor.

Inversor fotovoltaico C&I

Para aplicaciones comerciales e industriales, Sigenergy lanzó un inversor fotovoltaico de 166 kW, diseñado para ofrecer:

• mayor densidad de potencia
• mejor eficiencia del sistema

gracias a tecnologías avanzadas de electrónica de potencia.

La solución permite a las empresas integrar energía solar y almacenamiento de forma más eficiente y fiable.

Inversor utility-scale

En el segmento utility-scale, Sigenergy presentó un nuevo inversor para plantas solares a gran escala.

Con una arquitectura de alta densidad de potencia, ofrece:

• hasta 500 kW de potencia de salida
• compatibilidad con 1650 V DC
• sistemas 1000 V AC

lo que ayuda a reducir los costes del sistema y mejorar la eficiencia de generación eléctrica.

El inversor incorpora:

• hasta 18 MPPT, cada uno compatible con dos strings
• mayor capacidad de corriente para maximizar la producción en terrenos complejos

Además, integra tecnología avanzada AFCI (Arc Fault Circuit Interruption) con detección de hasta 500 metros, junto con múltiples mecanismos de protección que mejoran la seguridad operativa.

Para operaciones y mantenimiento, el sistema ofrece:

• detección de fallos a nivel MPPT
• diagnósticos inteligentes
• monitorización remota
• inspección inteligente
• análisis de datos

Estas funciones permiten a los operadores optimizar el rendimiento y reducir costes operativos.

Las capacidades de IA también mejoran las previsiones de generación eléctrica ultracorto y corto plazo, integrando datos de equipos, emplazamiento y meteorología para una planificación de despacho más inteligente y optimización de ingresos.

A través de esta cartera ampliada de productos, Sigenergy está construyendo una plataforma tecnológica energética integral, que abarca:

• sistemas residenciales
• infraestructura energética comercial
• centrales solares utility-scale

La entrada Sigenergy inaugura el Smart Energy Center de Nantong, impulsando la estrategia “AI in All” y una nueva generación de soluciones energéticas se publicó primero en Energía Estratégica.

Future Energy Summit (FES) Caribe vuelve a República Dominicana por quinto año consecutivo y nuevamente congregará a referentes del sector energético los próximos 20 y 21 de abril en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo, República Dominicana. 

El encuentro se desarrollará en un contexto marcado por el crecimiento de las energías renovables, el avance de sistemas de storage y nuevas oportunidades de inversión en los mercados eléctricos del Caribe y Centroamérica, consolidándose como uno de los principales espacios de encuentro para ejecutivos, inversores, desarrolladores y autoridades que siguen de cerca la evolución del mercado.

Entre los speakers ya confirmados se destacan Óscar Rubio, Sales Manager Spain & Latam de SL Rack; Ángel Alegría, Head of Commercial de Schletter; Luis Castillo, General Manager Latam de SolaX Power; y Victor San Román, Technical Service Manager LATAM de Pylontech.

También participarán Camille Cruz, Director Business Development de FlexGen; Juan Manuel Rivarola, Sales Director LATAM de Antai; Gerardo Hernández, Sales Manager Central America and Caribbean de TCL Solar; y Juan Maisterra, ESS Manager Latam de Gotion.

A ellos se suman Katherine Rosa, socia de Energisy y Financiamiento de Proyectos en Jiménez Peña Advisors; Alfonso Rodríguez, CEO de Soventix Caribbean; Tirso Selman, Director de Proyecto en Caribbean Transmission Development; y Álvaro Villasante, VP de Gestión de Negocios e Innovación de Grupo Energía Bogotá.

Además, la quinta edición de FES Caribe el encuentro contará con el respaldo de compañías internacionales de referencia como Sungrow, JA Solar, CATL, SL Rack, Soventix, Schletter, Gotion, FMO, Solar Steel, Pylontech, Marsh, TCL, Jiménez – Peña, FlexGen, Cifi, Antai, BLC Power Generation, TLS, Ennova, SolaX Power, Milwaukee Tool, Banco Popular Dominicano, CFS y Reneergy, entre otros actores relevantes de la industria energética.

Este ecosistema de compañías refleja el posicionamiento del evento como un espacio de networking de alto nivel para la industria energética regional.

¿Qué temas están en agenda?

FES Caribe se celebrará en un momento especialmente activo para el desarrollo energético regional. Por ejemplo, la reciente licitación de República Dominicana recibió ofertas por 1546 MWp de capacidad solar y 1294,57 MWh BESS, superando ampliamente los 600 MW previstos originalmente. 

A su vez, en Panamá se presentaron siete propuestas en su licitación renovable por 260 MW, mientras que Barbados avanza con una convocatoria para adjudicar 60 MW – 240 MWh de storage y Honduras redefine su licitación eléctrica y analiza ajustes sobre los 1500 MW previstos. 

En paralelo, la estabilidad de los sistemas eléctricos se convirtió en uno de los principales desafíos para los mercados insulares, ya que diversos apagones en la región volvieron a poner en agenda la necesidad de fortalecer la resiliencia de las redes y la importancia de integrar almacenamiento a generación renovable para mejorar la confiabilidad del suministro.

Por lo que durante dos jornadas de conferencias y reuniones de negocio, ejecutivos del sector analizarán el desarrollo de la energía solar y eólica, la integración de baterías, desafíos de financiamiento y las oportunidades que surgen en Centroamérica y el Caribe.

¡No se pierda la oportunidad de participar!

Reviva la edición anterior con las transmisiones de 2025:
https://www.youtube.com/watch?v=f1hjmDqJ9x8
https://www.youtube.com/watch?v=gO0e8sCE81A

La entrada FES Caribe 2026: qué empresas y líderes del sector ya están confirmados para la quinta edición en República Dominicana se publicó primero en Energía Estratégica.

El CEO de Soltec, Mariano Berges, detalla en el ciclo de streaming de Energía Estratégica la estrategia para relanzar a la compañía tras su crisis financiera. Con foco en innovación de trackers y expansión internacional, la firma apuesta por consolidar su presencia en Estados Unidos y recuperar liderazgo en Latinoamérica.

A modo de introducción, cabe recordar que Soltec entró en una profunda crisis financiera a mediados de 2024, hasta el punto de afrontar uno de los momentos financieros más complejos de su historia.

Cuando el cielo se ponía gris, sin embargo, un año después consiguió el visto bueno judicial al plan propuesto para reestructurar su deuda y esquivar el concurso de acreedores.

Fruto de este proceso, la compañía estableció un nuevo calendario de pagos a medio plazo y reforzó su capacidad financiera con nuevas líneas de avales que le permitirán volver a licitar proyectos. En paralelo, el acuerdo con DVC Partners para la inyección de liquidez por importe de 45 millones de euros marca el inicio de una nueva etapa para Soltec, caracterizada por una mayor estabilidad financiera y por el refuerzo de la estructura de capital de la compañía.

Reviva la entrevista completa con el CEO de Soltec: https://www.youtube.com/watch?v=Z7qIMz3sAss

– Para empezar… ¿Cómo llegaron las renovables a tu vida? 

Soy ingeniero industrial y los inicios los hice con el Grupo Indra, que es una tecnológica de España, pero no me gustaba, y había hecho un máster en energías renovables, porque me gustaba sobre todo los parques eólicos en aquella época (año 2002-2003). 

– ¿Y conocías a alguien del sector?

Tenía un amigo que tenía una empresa que estaba desarrollando proyectos, estaban construyendo un proyecto eólico en Castilla y León, y básicamente fui a verlo y me enamoré del sector. Fue amor a primera vista.

– ¿Y a Soltec?

Tras pasos por una filial de la actual Naturgy (antigua Unión Fenosa – desde 2004 a 2006), Fotowatio (2006 – 2020) y CPP Investments (2020 – 2023), el fundador de Soltec, Raúl Morales me llama para que me incorpore al proyecto. 

– ¿Ya lo conocías a Raúl Morales?

Sí, nos conocíamos porque la empresa donde trabajaba era cliente de Soltec, que proveía de trackers y habíamos hecho alguna transacción con ellos. Y me incorporé a Soltec con el objetivo de ser CEO, pero dando un primer paso como director de operaciones. 

– ¿Por qué? 

Porque Raúl quería que me incorporara cuanto antes, porque el nombramiento del consejero delegado sólo podía pasar en la junta de accionistas que tenía lugar en verano. 

– ¿En qué momento?

Me incorporé a principios de 2024, pero con el objetivo de ser nombrado consejero delegado en junio de ese año. Era un plan que ya estaba desde el principio.

– Te has hecho cargo de la compañía en un momento de crisis…¿cómo fue afrontar la reestructuración de Soltec? 

Hay varios momentos claves e intensos durante los últimos 18 meses. Un primer momento duro a nivel personal, fue cuando Raúl Morales tuvo que salir de presidente del consejo (mediados del año 2024) y en octubre de 2024 me quedé sin consejeros de administración, por lo tanto no tenía órgano para tomar ciertas decisiones. 

– Debe haber sido muy difícil..

Otro momento crítico es que, durante las fases de reestructuración, se dan ciertos plazos. Conseguimos dos prórrogas y el juez nos dijo que no nos daba más, por lo que había tensión de cerrar el proceso en cierta fecha. De lo contrario, la compañía se iba a concurso de acreedores.

–  A la distancia..¿por qué dirías qué se logró salir adelante?

La compañía estaba hace 18 meses en bancarrota. Se habla mucho de la soledad del CEO, pero esa soledad hay que intentar minimizarla lo máximo posible y rodearse de un buen equipo.

Lo más importante es el equipo y nunca quedarse solo. Uno de los grandes éxitos, de haber conseguido sacar a Soltec hacia delante, es habernos rodeado de un grupo de personas buenas comprometidas con el proyecto que lograron que la compañía no desaparezca.

–  ¿Y ahora qué sigue?

En la nueva Soltec nos centraremos en el tracker, en ser una empresa de tecnología y nos quedaremos con dos negocios adyacentes para alimentar el negocio de seguidores: por un lado operación y mantenimiento de nuestro trackers, y por otro de desarrollo de proyectos.

– ¿Y con la faceta de productor independiente de energía (IPP)?

No lo haremos más. Nos quedaremos solamente con el desarrollo de proyectos que es poco intensivo en capital y ayuda a alimentar nuestros seguidores, porque todos los proyectos irán con nuestra tecnología y queremos alimentar a Soltec como proveedor de tecnología.

Llevamos en el sector más de 20 años, tenemos visión de estar 20 – 30 –  40 años y lo queremos es, tener una base de clientes que sigan repitiendo con nosotros, sigan comprando nuestros productos y que nosotros les ayudemos a desarrollar su negocio.

– ¿En qué mercados se enfocarán? 

Estamos muy centrados en los mercados en los cuales tenemos presencia: Europa, Oriente Medio y África (EMEA) y todas las Américas, con especial foco en Estados Unidos, donde tenemos el objetivo que sea el 50% de los ingresos de aquí a dos años. 

– ¿Qué les llama particularmente de Estados Unidos?

La demanda de energía en dicho país es imparable, especialmente con los data centers. Y la única manera de atender esa demanda en los tiempos que son necesarios es con renovables y, especialmente, con energía solar. 

– ¿Y Latinoamérica? ¿Cómo es el ranking de los países que más les interesa hoy? ¿Por dónde empiezan y cómo siguen?

El mercado core para la compañía siempre ha sido Brasil, pero que actualmente, por disponibilidad de red y cortailment, el desarrollo y la ejecución de los proyectos está parado hasta que no se tenga un poco más de visibilidad. Pero para nosotros será el mercado principal a largo plazo.

– ¿Solo Brasil?

No, hay muchas oportunidades en Chile; también participamos en Colombia y Perú, sumado a que siempre tenemos en el radar a Argentina, pero necesitamos que tenga una política que favorezca las inversiones en renovables y dé cierta seguridad. 

Mientras que en México, también lleva bastantes años parado, pero ahora mismo está haciendo subastas, adjudicando proyectos y por tanto, despertando. Aunque para que todo sea financiable y se puedan hacer, se tiene que dar es cierta seguridad a los inversores que se les pagará de manera acorde por la energía que se produzca. 

Soltec llegó a ser el número uno en Latam en algún momento, tenía una posición predominante en Lata y me gustaría recuperarla poco a poco.

– Vienen de una reestructuración pero con ímpetu de retomar su presencia en el mercado, ¿qué le dicen hoy a un cliente cuando empiezan a cotizar? ¿Por qué debería contratar a Soltec?

Desde el punto de vista estructural mecánico, tenemos el tracker más robusto del mercado en todas las versiones (1P y 2P). Llevamos más de 20 años en el sector. El primer tracker que instaló Soltec es un doble eje que se instaló en el 2006 o 2007, el primer 1P se instaló en Italia en el año 2009 y el primer 2P, que es donde Soltec ha sido pionera, se instaló en Chile en el año 2013 y pocas empresas cuentan con ese track record en el mercado. 

– ¿A futuro? ¿Qué innovación se avecina?

Estamos invirtiendo un montón de dinero en tecnología, en software y en mejora de producto, que recabará en mejor producto para el cliente, mejor producción, LCOE y mejor retorno. 

Ya contamos con electrónica propia, así que invirtiendo un montón de dinero en esa electrónica que dará aplicaciones mejoradas para los clientes.

– Por otro lado, viendo el fuerte desarrollo que han tenido los sistemas de baterías, ¿es un negocio que ya miran? 

Lo estamos monitorizando de manera muy cercana porque ya no se construirán únicamente parques fotovoltaicos, o habrá pocas ocasiones, sino que serán proyectos solares con baterías, por tanto tenemos que ver cómo nos integramos con la batería o qué valor añadido podemos dar.

– ¿Qué opciones evalúa? 

Lo estamos empezando a analizar, porque ahora lo que nos queremos centrar es en sacar el negocio de trackers adelante. 

Llevamos 18 meses en los hemos ejecutado todos los proyectos sin dejar ni uno abandonado, y ahora debemos poner la maquinaria a funcionar.

– El renacer de Soltec..

Soy de ir paso a paso, entonces primero ponemos los trackers, pero es cierto que debemos tener algún rol dentro del almacenamiento, sobre cómo integramos con el tracker. Debemos analizar dónde aportar valor, porque el mercado de baterías ya está bastante manido y, por tanto, no podremos competir ni hacer nada, pero sí ver cómo nos podemos adaptar en la integración con el tracker.

– Antes de cerrar…me gustaría conocer a la persona más allá del ejecutivo…, ¿qué haces más allá de tu actividad como CEO en la empresa? 

Tengo cuatro hijos y en mis ratos libres me gusta hacer deporte. Y dentro de lo que más me gusta hacer es jugar al rugby, entonces intento de vez en cuando echar alguna pachanga.

– ¿De qué juegas en rugby?

Jugaba de 2 y de 7, y ahora con la edad me estoy yendo más a un 9-11.

– El rol que las personas tienen en el deporte generalmente coincide con el rol que uno asume en distintas facetas de la vida…¿Coincide en tu caso?

Era capitán, pues ya te puedes imaginar que hay un poquito que pueda haber sinergia…

La entrada Entrevista. Mariano Berges y el “renacer” de Soltec: “Con las renovables fue amor a primera vista” se publicó primero en Energía Estratégica.

APPA Marina apoya la propuesta de la Vicepresidenta Tercera y Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen, de que la primera subasta eólica marina pueda celebrarse este año. 

La Asociación considera que esta primera subasta será determinante para configurar el modelo de desarrollo de la eólica marina durante la próxima década y defiende un diseño con visión de política industrial, ejecución realista y equilibrio territorial, capaz de activar de forma simultánea distintas cadenas de valor en el país.

La para ello propone seleccionar un mínimo de tres zonas de alto potencial (ZAPER) identificadas en los Planes de Ordenación del Espacio Marítimo, con proyectos de tamaño medio (200–300 MW) que permitan activar simultáneamente distintos polos industriales y repartir el aprendizaje sectorial, donde se priorice zonas con base industrial existente —o con capacidad inmediata de crecimiento—, infraestructura portuaria y logística adecuada, y una capacidad de evacuación razonable en línea con los nudos previstos en la Planificación de la Red de Transporte 2025–2030.

«El objetivo no debería limitarse a adjudicar potencia, sino a sentar un marco que garantice proyectos ejecutables, impacto industrial tangible y un pipeline estable que aporte certidumbre a medio y largo plazo», aseguran. 

En este contexto, la Asociación subraya que el diseño de la subasta y su enfoque territorial condicionarán la atracción de inversiones, la planificación industrial y la capacidad real de España para construir una cadena de suministro competitiva en eólica marina.

La Asociación también considera clave el compromiso político regional y unas condiciones administrativas y técnicas que permitan una tramitación ágil y efectiva, evitando que la subasta derive en adjudicaciones que después no se materialicen. En este sentido, APPA Marina advierte del riesgo de una dependencia excesiva de consorcios frágiles o estructuras empresariales sin suficiente solidez financiera o industrial, especialmente en una tecnología que requiere planificación, músculo inversor y una cadena de suministro coordinada.

Política industrial y cadena de valor nacional

APPA Marina subraya que esta primera subasta debe incorporar explícitamente una visión de política industrial territorial. Activar varias regiones en paralelo permitiría movilizar diferentes cadenas de suministro, impulsar nuevas inversiones industriales, reducir riesgos asociados a la concentración en una sola zona y construir un pipeline estable que aporte visibilidad al conjunto del sector. 

“La eólica marina no es solo energía: es industria, empleo cualificado y liderazgo tecnológico. El diseño de esta primera convocatoria debe enviar una señal clara y estable a la cadena de valor y activar varios polos industriales en paralelo, con criterios que premien la ejecución real y la capacidad industrial del país”, señaló Pedro Mayorga, presidente de la entidad. 

Mayorga ha señalado también la necesidad de incorporar parques demostrativos: “Incorporar la posibilidad de parques de escala innovadora-demostrativa permitiría acelerar el aprendizaje tecnológico, validar soluciones en condiciones reales y reforzar el posicionamiento industrial de España en eólica marina antes del despliegue comercial a gran escala». 

Evitar duplicidades ambientales y cargas regulatorias innecesarias

APPA Marina considera igualmente importante que el diseño de la convocatoria no restrinja en exceso la zonificación ni introduzca cargas adicionales sobre aspectos ya regulados. En particular, recuerda que los proyectos deberán cumplir estrictamente la legislación ambiental vigente y que el proceso de planificación a través de los POEM ya incorporó criterios ambientales estratégicos para determinar las ZAPER. 

La Asociación añade que la tramitación ambiental individual de cada proyecto —incluida la Evaluación de Impacto Ambiental— puede extenderse aproximadamente dos años, por lo que resulta inviable pretender que en la fase competitiva se valoren con exhaustividad todos los factores ambientales específicos, generando duplicidades, inseguridad jurídica o retrasos. 

Del mismo modo, en materia de compatibilidad de usos del mar, APPA Marina recuerda que este aspecto ya fue abordado en el proceso de ordenación marítima aprobado mediante el Real Decreto 150/2023. Por ello, cualquier criterio adicional en este ámbito debería ser transparente, objetivamente medible y coherente con lo ya determinado en los POEM.

La entrada APPA Marina propone una subasta eólica marina con proyectos de hasta 300 MW para activar la cadena de valor en España se publicó primero en Energía Estratégica.

Las redes eléctricas en América Latina enfrentan cada vez mayor presión por la variabilidad de la generación renovable, un fenómeno que comienza a acelerar el desarrollo de proyectos de almacenamiento energético en distintos mercados de la región.

En este contexto, Sungrow busca posicionarse para responder al crecimiento del mercado, apoyándose en su escala industrial y en la expansión de su capacidad de fabricación.

“Somos una empresa que hoy tiene una capacidad de manufactura de sistemas de almacenamiento de 75 GW al año y actualmente estamos construyendo nuevas fábricas para llegar a los 110 GW”, explicó Tomás Fuentealba, Application Engineer ESS para Latinoamérica en Sungrow durante su participación en Future Energy Summit (FES) Argentina.

Según el ejecutivo, esta expansión responde al crecimiento global de los sistemas de almacenamiento y a la necesidad de reforzar la estabilidad de los sistemas eléctricos con alta penetración renovable.

“Los organismos coordinadores están hablando mucho de lo que es grid forming, de cómo podemos ayudar a la red eléctrica para poder dar un mayor soporte y que estas variabilidades en la generación no tengan un impacto en la seguridad del sistema”, señaló.

Fuentealba remarca que estos desafíos ya se observan en distintos mercados eléctricos, donde la estabilidad de la red se convirtió en una prioridad para operadores y reguladores, por lo que distintos países de la región comienzan a incorporar el almacenamiento en procesos de contratación eléctrica y nuevas licitaciones.

En Argentina, por ejemplo, el Gobierno lanzó la licitación AlmaSADI, destinada a 700 MW BESS en nodos estratégicos del Sistema Argentino de Interconexión para reforzar la estabilidad de la red.

A su vez, en República Dominicana se recibieron ofertas por 1655 MWp de proyectos solares dentro de una licitación que contempla 600 MW con sistemas de almacenamiento, reflejando el creciente interés por integrar baterías a gran escala.

Mientras que la licitación PEG-5 de Guatemala recibió ofertas renovables por 1933,93 MW (sobre 3653,93 MW presentados – equivalentes al 53% de la oferta) en más de 40 interesados, superando ampliamente la capacidad que inicialmente esperaba adjudicar el Gobierno.

Para Sungrow, este tipo de procesos marca una nueva etapa para el desarrollo del almacenamiento en América Latina, a medida que los sistemas eléctricos buscan integrar mayores volúmenes de energías renovables sin comprometer la estabilidad de la red.

En paralelo al crecimiento del mercado, Sungrow ya acumula experiencia relevante en proyectos de almacenamiento en América Latina, especialmente en Chile. La compañía cuenta con más de 10 GW de almacenamiento contratados en ese país, uno de los mercados más dinámicos de la región para esta tecnología.

“Tenemos proyectos que ya cuentan con varios años de operación y en algunos casos registran disponibilidades superiores al 99%”, afirma Fuentealba.

El ejecutivo también subrayó que el desarrollo de estos proyectos no solo depende de la tecnología, sino también de la operación y mantenimiento de los sistemas a lo largo del tiempo.

“Queremos capacitar a los equipos de nuestros clientes para que puedan realizar la operación y el mantenimiento preventivo de los sistemas, no queremos quedarnos con el conocimiento solo dentro de nuestra empresa”, explicó.

En ese sentido, el especialista destacó que la modularidad de los sistemas de almacenamiento permite resolver eventuales fallas de forma rápida y mantener altos niveles de disponibilidad.

La entrada Redes bajo presión y nuevas licitaciones impulsan el storage en LATAM: Sungrow se prepara con 110 GW de capacidad se publicó primero en Energía Estratégica.

El crecimiento acelerado del tamaño de los paneles solares está redefiniendo la ingeniería de las plantas fotovoltaicas a gran escala, obligando a fabricantes de estructuras y desarrolladores a replantear el diseño de los sistemas de seguimiento. En ese escenario, Factiun trabaja en una nueva generación de soluciones capaces de adaptarse a módulos cada vez más grandes, pesados y con configuraciones eléctricas más exigentes.

Durante Future Energy Summit (FES) Iberia 2026, Pablo Landa Labiano, CEO de Factiun, explicó que la evolución reciente de los módulos fotovoltaicos se ha convertido en uno de los principales vectores de cambio dentro de la industria solar.

“Desde 2017 hasta hoy estamos viendo módulos que han crecido prácticamente en un 50% y también en peso en un 50%, además de strings más largos”, apuntó el ejecutivo.

Este cambio en el tamaño de los paneles impacta directamente en el diseño estructural de los sistemas de seguimiento, ya que obliga a adaptar las configuraciones de las plantas para operar con mayores cargas mecánicas y eléctricas; por lo que requiere soluciones capaces de responder a una nueva generación de proyectos utility-scale.

“La configuración bifila es la más eficiente y más versátil en muchos proyectos, porque puede abarcar un rango más grande de plantas de manera eficiente”, afirmó Landa Labiano.

Reviva la entrevista completa: https://www.youtube.com/watch?v=OYf6yHyrwPA

El ejecutivo formó parte del equipo que impulsó el lanzamiento de este tipo de seguidor al mercado en 2017, una tecnología que desde entonces se consolidó como una de las configuraciones más utilizadas en plantas solares utility-scale. No obstante, explica que la evolución de los módulos fotovoltaicos y de los propios proyectos obligó a avanzar hacia una segunda generación de esta solución.

“Tratamos de responder a qué necesita hoy el mercado, porque quizá el producto no había evolucionado tanto como requería el sector”, sostuvo el CEO.

“Hemos evolucionado hacia una segunda generación de seguidores bifila mucho más adaptativos al terreno, preparados para módulos grandes y strings largos, llegando incluso a incorporar dos streams por fila sin ningún tipo de problema. Incluso, las soluciones están pensadas para emplazamientos con vientos altos, cargas de nieve elevadas y adaptadas a distintos marcos regulatorios”, agregó.

Más allá de la evolución tecnológica, el CEO destaca que el mercado solar atraviesa un proceso de expansión global, en el que cada región presenta condiciones técnicas y regulatorias particulares.

“Latinoamérica para nosotros tiene una importancia muy grande, de modo que tenemos muchísima experiencia en Brasil, México, Chile, Perú y también en Centroamérica. Y para acompañar los proyectos en todas sus fases nos ayuda muchísimo aterrizar con equipos locales en los distintos mercados”, sostuvo el CEO.

Un ejemplo de esta estrategia es el proyecto San José de 180 MW que la compañía ejecuta actualmente en Perú, uno de los mercados que gana dinamismo dentro del mapa solar regional.

Durante el desarrollo de esta planta, la empresa logró optimizar significativamente los requerimientos de obra civil del proyecto. Inicialmente contemplaba un movimiento de tierras de 140000 m3, pero tras trabajar la adaptación de su soluciones lo redujeron a aproximadamente 14000 m3”, detalló el ejecutivo.

«Es buena muestra de cómo nos gusta trabajar los proyectos y de cómo buscamos adaptarnos a los requerimientos de cada emplazamiento”, concluyó.

La entrada Paneles solares 50% más grandes cambian el diseño de las plantas: cómo responde Factiun con una nueva generación de seguidores se publicó primero en Energía Estratégica.

La entrada Vestas analiza el futuro de la eólica en Argentina: “La expansión depende de ampliar la red eléctrica” se publicó primero en Energía Estratégica.

FMO, el banco de desarrollo empresarial neerlandés, anunció un préstamo garantizado de hasta 94,8 millones de dólares para apoyar a ATOME Paraguay SAE en la financiación del Proyecto de Fertilizantes Verdes de Villeta, una de las primeras instalaciones a escala industrial del mundo en producir fertilizantes nitrogenados verdes utilizando hidrógeno verde generado con electricidad 100% renovable.

Con un costo total del proyecto de USD 664,4 millones, la planta de Villeta producirá aproximadamente 260.000 toneladas métricas de nitrato de amonio cálcico (CAN) verde anualmente, reemplazando la producción de fertilizantes grises, altamente contaminantes, por una vía totalmente renovable.

El proyecto es posible gracias a los abundantes recursos hidroeléctricos de Paraguay, que proporcionan electricidad de base confiable y de bajo costo, lo que permite a Villeta operar con un fertilizante verde competitivo en un mercado dominado por fertilizantes grises. El acceso a energía de base verde estable y a precios competitivos fortalece significativamente la viabilidad a largo plazo del proyecto. La competitividad en costos se ve reforzada aún más por la condición de Zona Franca del proyecto, las tarifas eléctricas estables, el acceso al suministro local de dolomita y su posición estratégica en el centro del corredor de consumo de fertilizantes del Mercosur.

El préstamo de FMO forma parte de un paquete de financiación más amplio con BID Invest, el Banco Europeo de Inversiones (BEI), la IFC y el Fondo Verde para el Clima, lo que permite que uno de los primeros proyectos de importancia mundial para la producción de fertilizantes a partir de hidrógeno verde avance hacia la financiación y construcción completas en un mercado emergente.

Un nuevo referente para la producción industrial verde en los mercados emergentes.

Villeta destaca por su diseño totalmente integrado, que combina la producción de hidrógeno verde, la síntesis de amoníaco verde y la fabricación de fertilizantes CAN en un mismo emplazamiento. La planta funcionará exclusivamente con electricidad verde procedente de la red paraguaya, en virtud de un contrato de compraventa de energía a largo plazo con ANDE, lo que garantiza una base de costes de insumos altamente predecible y un perfil operativo estable.

Los fundamentos comerciales del proyecto se ven reforzados por un acuerdo de compra a largo plazo con cláusula de «tomar o pagar» con Yara International, una de las mayores empresas mundiales de fertilizantes, una estructura poco común en el sector mundial del hidrógeno verde que reduce significativamente el riesgo de mercado durante los años de funcionamiento del proyecto.

Además, se espera que Villeta contribuya a la resiliencia de los sistemas alimentarios regionales al suministrar fertilizantes producidos de forma sostenible a uno de los mercados agrícolas más grandes del mundo. Brasil y Argentina, en conjunto, representan importantes importaciones mundiales de fertilizantes, y la ubicación del proyecto dentro del Mercosur ofrece una ventaja logística y de costos frente a los productos importados derivados de combustibles fósiles.

Marnix Monsfort, Director de Energía de FMO, declaró: “En FMO nos enorgullece apoyar el proyecto Villeta, un proyecto innovador que demuestra la viabilidad de soluciones de hidrógeno verde a gran escala en mercados emergentes. Este proyecto también representa la materialización de nuestras ambiciones en el sector del hidrógeno verde, una estrategia que comenzamos a desarrollar hace tres años».

«Su combinación de energía renovable competitiva, socios industriales sólidos y certeza de mercado a largo plazo crea un modelo para el desarrollo industrial alineado con el clima. Esperamos ser pioneros conjuntos en esta próxima etapa de producción sostenible de fertilizantes en Paraguay y seguir desarrollando el sector del hidrógeno verde en Paraguay y más allá”, agregó.

Olivier Mussat, director ejecutivo de ATOME PLC, sostuvo: «Valoramos enormemente el apoyo de FMO a este proyecto emblemático, que ATOME ha impulsado desde sus inicios. Nuestra planta de Villeta permite la producción de fertilizantes a escala industrial sin depender de combustibles fósiles, un avance crucial para la seguridad alimentaria mundial y la rentabilidad a largo plazo de las cadenas de suministro agrícolas. Junto con la coalición financiera que hemos creado, el respaldo de FMO demuestra que los fertilizantes ecológicos no solo son esenciales desde el punto de vista medioambiental, sino también una atractiva y sostenible oportunidad de negocio».

La entrada FMO financiará casi USD 95 millones para un proyecto de hidrógeno verde en Paraguay se publicó primero en Energía Estratégica.

La licitación de baterías AlmaSADI de Argentina introduce una serie de diferencias a comparación AlmaGBA, siendo la más notoria la instalación de sistemas BESS en múltiples nodos del sistema eléctrico, definidos según el nivel de necesidad operativa del sistema, en lugar de una sola área como fue en 2025.

Es por ello que, durante FES Argentina – Renewables & Storage, desde la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) y el gobierno explicaron las particularidades que deberán considerar las empresas interesadas en la convocatoria.

“El objetivo de AlmaSADI son 700 MW, pero si se observan las cuotas que hay por regiones, da prácticamente 1000 MW”, especificó Gustavo Báez, responsable de Energías Renovables de CAMMESA, durante su participación en el encuentro organizado por Future Energy Summit (FES).

“Es decir que no solamente se espera competencia dentro de las regiones, sino también entre las regiones. La expectativa es que sea un mecanismo competitivo y que los precios vuelvan a ser buenos como en AlmaGBA”, agregó.

El mapa de nodos definido para la licitación abarca una amplia cantidad de puntos de conexión distribuidos principalmente en redes de 132 kV y 220 kV, en provincias como Córdoba, San Luis, Buenos Aires, Santa Fe, Entre Ríos, Mendoza, San Juan, Chaco, Corrientes, Misiones, Salta, Tucumán, Santiago del Estero y La Rioja. 

Aunque cabe aclarar que cada uno de los puntos cuenta con límites técnicos de capacidad por nodo, zona y región, definidos a partir de estudios operativos del sistema.

Y otra de las particularidades centrales de dicho esquema es la clasificación de los nodos según su nivel de criticidad dentro del sistema eléctrico, lo que introduce incentivos para orientar las inversiones hacia determinadas ubicaciones estratégicas. 

En este sentido, el diseño distingue nodos violetas, rojos y amarillos, definidos en función de los análisis de CAMMESA sobre las necesidades operativas del sistema.

“Los nodos violetas son los de muy alto impacto, aquellos donde desde la Secretaría de Energía consideramos que se necesitan que los proyectos se instalen”, explicaron desde la cartera energética nacional.

Sin embargo, la adjudicación en los puntos violetas no está garantizada, ya que los proyectos deberán competir dentro del proceso licitatorio, debido a la capacidad limitada por la zona. Aunque para incentivar estas localizaciones estratégicas, el mecanismo incorpora una ventaja en la fórmula de evaluación económica. 

“Esos nodos violetas valorizan menos (-) 750 dólares. Además, las empresas interesadas podrán solicitar nuevos nodos aparte de los que ya hay enlistados y mapeados”, complementaron desde la Secretaría de Energía de la Nación.

 señala Báez, aludiendo al factor de desempate que favorece a los proyectos ubicados en estas zonas.

El diseño de AlmaSADI también introduce cambios clave respecto a la licitación AlmaGBA, que sirvió como antecedente para el desarrollo del almacenamiento en el país:

• CAMMESA actuará como offtaker, ya que el objetivo del proceso es contratar servicios que contribuyan a la operación integral del sistema eléctrico.
• El nuevo modelo amplía el alcance a de los servicios que deberán prestar los sistemas de almacenamiento adjudicados, a fin de considerar potencia disponible disponible y regulación de frecuencia 

“Se perfeccionaron algunas cuestiones respecto a AlmaGBA. Se sofistica el proceso hacia una potencialidad mayor del almacenamiento”, sostuvo Báez durante la conversación destacada “Retos de mercado para desarrollar eólica, solar y el almacenamiento en Argentina”.

Contratos, inversión y cronograma del proceso

La licitación AlmaSADI contempla una inversión estimada en torno a USD 700 millones para el desarrollo de proyectos BESS stand-alone distribuidos en distintas regiones del país. Los proyectos adjudicados tendrán contratos de hasta 15 años, con CAMMESA como offtaker, y un esquema de remuneración centrado principalmente en la disponibilidad de potencia para el sistema eléctrico.

El proceso licitatorio se desarrollará en menos de cuatro meses. La presentación de ofertas técnicas y administrativas (Sobres A) está prevista para el 8 de mayo, con evaluación hasta el 21 de mayo y publicación de resultados el 28 de mayo.

Posteriormente, las ofertas económicas (Sobres B) se abrirán el 5 de junio, mientras que la adjudicación final está programada para el 19 de junio. La firma de los contratos comenzará el 25 de junio de 2026.

En cuanto a los plazos operativos, el 1 de enero de 2027 se establece como fecha objetivo para el inicio del cómputo contractual, mientras que el 31 de diciembre de 2029 se fija como límite para la habilitación comercial de los proyectos adjudicados.

La entrada Licitación AlmaSADI: ¿Qué particularidades tienen los nodos definidos para storage en Argentina? se publicó primero en Energía Estratégica.

La expansión del sector de baterías en España avanza, pero todavía enfrenta obstáculos estructurales que condicionan su desarrollo a gran escala, de modo que Jesús Heras, Technical Director SouthWest Europe de Wattkraft, advirtió que el crecimiento del sector dependerá en gran medida de la evolución del marco regulatorio y de la creación de herramientas de mercado que permitan consolidar las inversiones.

“El problema es que esas oportunidades ahora mismo, si no hay una regulación, no van a favorecer un crecimiento estructural del almacenamiento. Son una oportunidad para jugarsela, porque hay que ser oportunistas. Pero tenemos que mejorar la regulación”, manifiestó Heras durante su participación en Future Energy Summit (FES) Iberia 2026, evento que reunió a más de 400 ejecutivos del sector energético.

El ejecutivo sostiene que la falta de reglas claras provoca que los proyectos avancen de forma puntual o especulativa, en lugar de responder a una planificación sostenida del sistema eléctrico.

“Con los fondos FEDER va a haber un tirón muy bueno, por supuesto. Pero si queremos tener un crecimiento más sistémico, más de largo plazo y no burbujas, necesitamos regulación. Hay ahora mismo cierto temor por hacer unas inversiones que no están respaldadas por una regulación. Cuando esa regulación esté más implementada con los pagos de capacidad y otros mecanismos, pasaremos a tener un crecimiento más firme», apuntó.

A la espera de definiciones regulatorias para proyectos a gran escala, el despliegue de baterías en España ha encontrado uno de sus primeros espacios de desarrollo en el autoconsumo industrial, especialmente en grandes consumidores que buscan optimizar su demanda energética.

“Hablaban de electricidad barata, pero es en el pool. Luego los industriales tienen unos peajes y unos costes que hacen que difícilmente salga rentable ahora mismo el almacenamiento en behind the meter”, sostuvo.

«Tiene otras ventajas que no solamente son ahorros o ingresos, sino que tienes una mayor seguridad de suministro. En caso de que se te vaya la luz tienes un backup», añadió.

En ese contexto, la compañía ha desarrollado varios proyectos en este segmento desde 2023, cuando introdujo en el mercado español su primera batería en contenedor con tecnología de Huawei, enfocada principalmente en aplicaciones industriales de gran consumo energético.

Incluso ha participado en proyectos industriales de gran escala dentro del mercado español, con plantas de 28 MWh en autoconsumo.

Sin embargo, Heras advirtió que los proyectos de menor escala aún enfrentan limitaciones económicas, ya que el coste de los sistemas de baterías no siempre permite aprovechar economías de escala como ocurre en instalaciones de mayor capacidad, por lo que «será necesario todavía tipo de guiño de la administración o del IDAE subvencionando ese tipo de instalaciones» si se desea un crecimiento más sistémico.

Cabe recordar que el reciente mecanismo de ayudas del programa FEDER adjudicó alrededor de 9,4 GWh de capacidad de almacenamiento en España, impulsando una nueva cartera de proyectos en distintas regiones del país.

A nivel tecnológico, Heras subrayó que las baterías son infraestructuras complejas que requieren estándares elevados de calidad y control, por lo que advirtió sobre los riesgos de priorizar únicamente la reducción de costes en el desarrollo industrial.

“Una batería realmente es un elemento muy tecnológico. No vale cualquier fábrica reconvertida de la noche a la mañana que no te garantice la calidad o que te va a durar una temporada”, señaló.

En paralelo, el directivo abordó el debate sobre el impulso a la fabricación europea de baterías, donde consideró que la competitividad tecnológica seguirá siendo un factor determinante para el mercado global. “Hoy en día no nos engañemos, el producto más competitivo y más tecnológico viene de China”, afirmó.

De cara al mercado, Heras explicó que cada vez más empresas industriales están adoptando modelos energéticos integrados, combinando generación renovable y baterías para optimizar su consumo energético.

“Tenemos clientes que tienen grandes industrias y a la vez son IPPs, tienen su división de energía. Se hacen sus propios PPAs industriales: tienen su planta fotovoltaica o eólica, meten baterías y aplanan su curva de consumo”, detalló.

Este tipo de esquemas, según el ejecutivo, podrían multiplicarse durante los próximos años, tanto en proyectos de autoconsumo como en plantas híbridas desarrolladas por compañías energéticas e industriales.

Finalmente, Heras destacó que el valor de las baterías dentro del sistema energético depende en gran medida de los sistemas de gestión y control que permiten optimizar su operación.

“Si solamente tienes la batería es un gran pisapapeles. Necesitas un software de control, un Energy Management System”, concluyó.

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El fabricante tecnológico Chemik Group se propone crecer entre un 25% y un 30% a nivel global durante 2026, impulsado por nuevas soluciones para proyectos fotovoltaicos y una estrategia de expansión internacional en mercados clave. Así lo anunció Héctor Erdociain, CSO & CTO de la compañía, durante su participación en el Future Energy Summit (FES) Iberia 2026.

“El año pasado hemos hecho 6 GW de suministro de producto a nivel mundial, que no es poco. Llevamos 40 GW a nivel global”, afirmó Erdociain al explicar el desempeño reciente de la empresa y aseguró que en España Chemik concentra entre el 80% y el 90% de cuota de mercado.

Sobre esa base de crecimiento, la compañía presentó dos nuevas soluciones tecnológicas orientadas a mejorar la seguridad de los activos y reducir los costos de instalación en proyectos fotovoltaicos, en un contexto donde los desarrolladores buscan maximizar la eficiencia operativa y garantizar la bancabilidad de los proyectos.

La primera de estas soluciones es  TCS String, una solución orientada a optimizar las instalaciones de inversores string mediante la industrialización de procesos y la modificación de materiales, con el objetivo de reducir significativamente los costos de implementación.

“A través de industrializar más el proceso de la instalación y cambiando tipos de materiales llegamos a ahorros del 55% o 60% en las instalaciones de inversor string”, afirmó Erdociain.

La segunda innovación presentada en el evento fue Chekarc, una tecnología enfocada en la detección temprana de arcos eléctricos en los strings de los proyectos fotovoltaicos, un fenómeno que puede derivar en fallos operativos o incluso incendios si no se identifica a tiempo.

“Es capaz de detectar el arco del string y abrirlo para que se quede en conato y, además, avisar a operación y mantenimiento para verificar qué ocurre realmente”, explicó Erdociain durante su presentación.

El sistema se adapta a cada proyecto mediante un proceso previo de análisis eléctrico, que permite diferenciar los arcos reales de los ruidos o armónicos generados por los inversores, uno de los principales desafíos técnicos en este tipo de detecciones.

“El arco es algo bastante complejo y lo analizamos para cada proyecto, diferenciando lo que es un arco real de los ruidos que generan los inversores”, señaló el CSO & CTO de Chemik Group.

En esa línea, Erdociain remarcó que el crecimiento de la compañía está estrechamente vinculado a su capacidad de identificar los desafíos operativos de los desarrolladores y ofrecer soluciones tecnológicas que aporten valor en los proyectos.

El ejecutivo explicó que el desempeño alcanzado en los últimos años se apoya principalmente en la fidelización de clientes y el desarrollo de soluciones adaptadas a las necesidades de cada mercado. 

“Al final, eso pasa por ofrecer soluciones que fidelicen a los clientes y buscar los problemas que tienen para darles respuesta”, agregó.

En ese contexto, la compañía también avanza con una estrategia de expansión internacional para sostener el ritmo de crecimiento en los próximos años. Uno de los movimientos recientes fue la firma de una alianza con una empresa local en Japón, un mercado con oportunidades en proyectos de repotenciación de plantas solares.

“Hace dos semanas estábamos en Japón firmando un acuerdo de colaboración con una empresa local y ya hemos servido los primeros proyectos con nuestro producto String Plus. El cliente los ha aprobado y ahora vienen 17 proyectos detrás con este producto”, explicó Erdociain.

Además, la compañía también identifica oportunidades de crecimiento en Australia y Estados Unidos, donde está reforzando su presencia mediante alianzas locales y acciones comerciales con actores del sector.

“Hemos puesto un country manager de Chemik en Australia para poder dar seguimiento cercano al proyecto y al mercado. Tenemos 1.5 GW servido allí, pero nos cuesta crecer al ritmo que queremos y creemos que esta estrategia nos va a ayudar a crecer”, explicó Erdociain.

Mientras que en Estados Unidos la compañía estableció una alianza con socio local especializado en cableado de aluminio y cobre para el sector energético. 

“Hay que identificar en qué mercados puedes ir solo y en cuáles necesitas ir acompañado para que tus productos lleguen al mercado y permitan crecer”, concluyó el ejecutivo.

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LA Asociación Gremial de Generadoras de Chile valoró el inicio del nuevo ciclo gubernamental y señaló que el sector energético enfrenta una etapa que demanda conducción estratégica para resguardar la seguridad y continuidad operativa del sistema eléctrico nacional, en un contexto donde la creciente electrificación del país exige un mercado que se desarrolle de manera sustentable y con estándares de calidad de servicio a la altura de esa transformación. 

El director Ejecutivo del gremio, Camilo Charme, sostuvo que «Chile enfrenta un momento determinante en materia energética. Pasamos de una fase de instalación masiva de energías renovables a operar un sistema de alta complejidad técnica, con definiciones regulatorias pendientes —en servicios complementarios, reglas de operación y señales económicas— que son clave para garantizar la seguridad y resiliencia del sistema».

«La energía no es un tema sectorial: es el habilitante para el crecimiento de la minería, los data centers, la desalación y el desarrollo de las regiones, y -por lo mismo- requiere ser abordada con visión de Estado», añadió.

En esa línea, desde la asociación gremial, que agrupa a las principales empresas de generación eléctrica del país, destacaron que el nuevo período abre una oportunidad para articular los objetivos energéticos con la realidad territorial y lograr que los beneficios de una matriz más competitiva se reflejen en tarifas eficientes para el consumidor final. 

Asimismo, Generadoras afirmó que la experiencia de la nueva ministra de Energía, Ximena Rincón, para conducir una etapa de alta exigencia técnica e institucional. «Confiamos en su capacidad para liderar este proceso y como industria estamos disponibles para aportar con propuestas técnicas concretas al servicio del país», agregó Charme, quien reiteró la disposición del gremio al diálogo con las nuevas autoridades en favor de un sistema eléctrico seguro y eficiente, con el propósito de que el mercado eléctrico se desarrolle de manera sostenible y, a su vez, entregar una mejor calidad y seguridad de servicios a los clientes en su proceso natural de electrificación.

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El gobierno de Brasil ratificó la subasta de capacidad de reserva con almacenamiento en sistemas BESS, denominada “LRCAP Almacenamiento”, tras meses de debate regulatorio y ajustes técnicos destinados a definir las condiciones de participación y el esquema de remuneración.

“La licitación de baterías se lanzará en abril de este año y la ordenanza con el reglamento llegará este mismo año”, afirmó el ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, durante la Comisión de Minas y Energía de la Cámara de Diputados.

“Ya me reuní con las mayores empresas de baterías en todo el mundo. Estamos discutiendo con las empresas chinas cuánto podremos colocar de contenido local, dado que esta subasta tiene que servir para ello, pero debemos ser prudentes para que la subasta no salga mal, porque sabemos que China invirtió mucho y el proceso tiene que ser progresivo”, agregó.

El funcionario también subrayó que el avance de este mecanismo es una “prioridad” para el Poder Ejecutivo brasileño incluso en un contexto político desafiante, marcado por las elecciones generales que se llevarán a cabo el 4 de octubre, y espera que las personas se adentren en la nueva regulación de baterías.

¿Qué se prevé para la licitación? Según estimaciones del sector privado, la contratación de entre 1 y 2 GW de almacenamiento en esta primera licitación sería considerada adecuada, dentro de un escenario donde el sistema eléctrico brasileño requerirá alrededor de 38 GW de nueva potencia hacia 2034.

Y según anticipó Energía Estratégica sobre la subasta, sólo podrán participar sistemas con una potencia mínima de 30 MW, capaces de entregar su máxima potencia durante hasta cuatro horas diarias. 

Asimismo, las instalaciones deberán recargarse completamente en un plazo máximo de seis horas y acreditar una eficiencia ida y vuelta igual o superior al 85 %.

Los proyectos adjudicados firmarían contratos de reserva de capacidad (CRCAP) por un plazo de 10 años, con inicio del suministro previsto para agosto de 2028; aunque este último punto seguramente sea revisado debido a las demoras dadas desde el anuncio de la convocatoria a principios del año pasado. 

Las centrales que resulten adjudicadas recibirán una Receta Fija anual pagada en 12 cuotas mensuales, ajustada por el Índice Nacional de Precios al Consumidor y condicionada al desempeño operativo de los sistemas. 

En tanto que la energía utilizada para cargar las baterías y la que posteriormente se inyecte al sistema será liquidada en el Mercado de Corto Plazo al Precio de Liquidación de Diferencias (PLD). La diferencia económica que resulte de esta operación será cubierta por la Cuenta de Energía para la Capacidad de Reserva (CONCAP), un mecanismo diseñado para evitar impactos tarifarios inesperados.

Regulación en desarrollo para integrar el almacenamiento

En materia normativa, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) avanza en la adecuación del marco regulatorio para integrar el almacenamiento al sistema eléctrico brasileño. A comienzos de este año, el organismo publicó la Nota Técnica nº 03/2026, con el objetivo de adaptar la regulación vigente a la Ley nº 15.269, promulgada en noviembre de 2025.

Esta legislación reconoce formalmente al almacenamiento de energía como una actividad independiente dentro del sector eléctrico, habilitando el desarrollo de reglas específicas para su operación y remuneración.

El proceso regulatorio también complementa la segunda fase de la Consulta Pública nº 39/2023, incorporando directrices estructurales que definen cómo operarán, cobrarán y pagarán las baterías y otros sistemas de almacenamiento dentro del Sistema Interconectado Nacional (SIN).

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La licitación PEG-5 de Guatemala recibió ofertas renovables por 1933,93 MW (sobre 3653,93 MW presentados – equivalentes al 53% de la oferta) en más de 40 interesados, superando ampliamente la capacidad que inicialmente esperaba adjudicar el Gobierno.

Esto abre oportunidades para nuevas inversiones, pero también plantea desafíos estructurales en infraestructura, dado que la expansión de la generación prevista en la licitación PEG-5 y el aumento sostenido del consumo obligan a acelerar el desarrollo de redes para transportar la electricidad hacia los centros de demanda.

Para Juan Jacobo Rodríguez, gerente general de Conecta, este contexto posiciona al país en una situación favorable para ampliar su matriz energética. 

“Guatemala tiene una oportunidad inmensa porque viene teniendo crecimientos del orden del 4 y 5% en su demanda de energía anual”, sostuvo el ejecutivo en conversación con Energía Estratégica.

Sin embargo, la expansión de la red eléctrica no acompaña esa dinámica, ya que mientras el consumo crece de forma sostenida, la infraestructura de transmisión lo hace a una velocidad considerablemente menor, lo que podría limitar el aprovechamiento de nuevos proyectos.

La red de transporte se expande a tasas cercanas al 1% o 1,5% anuales, muy por debajo del aumento de la demanda. De acuerdo con estimaciones del sector y planes oficiales, el país necesitará una expansión significativa para evitar restricciones en el sistema.

“El país debería construir cerca de 5000 a 6000 kilómetros de línea adicionales en los siguientes 15 años”, explicó Rodríguez.

Este nivel de expansión implicaría avanzar a un ritmo de 500 o 600 kilómetros por año, muy superior al desarrollo histórico de la infraestructura eléctrica.

Generación en expansión y desafíos en transmisión

Este escenario confirma el atractivo del país para la inversión energética, particularmente en tecnologías renovables. Sin embargo, la disponibilidad de infraestructura para transportar esa electricidad se vuelve un factor determinante para que esos proyectos puedan concretarse.

En este contexto, la atención del sector se centra en la próxima licitación de transmisión prevista por el Gobierno: PET-4, que podría marcar un punto de inflexión para el desarrollo del sistema eléctrico.

El antecedente inmediato evidencia las dificultades del segmento. La licitación anterior de infraestructura de transporte quedó desierta, sin participación privada en el proceso.

Rodríguez señaló que el éxito de futuras convocatorias dependerá de revisar ciertos aspectos regulatorios y contractuales que hoy generan incertidumbre para los inversores.

“Si se ajustan las asignaciones de riesgos y las condiciones financieras en las licitaciones, habrá muchas más ofertas para desarrollar la infraestructura”, afirmó.

Entre los principales obstáculos aparecen los procesos de permisos y la gestión territorial, factores que suelen extender los tiempos de ejecución de este tipo de proyectos.

Las líneas de transmisión requieren autorizaciones municipales, licencias ambientales y acuerdos con propietarios de terrenos y comunidades, lo que en muchos casos se traduce en negociaciones complejas y prolongadas.

Infraestructura clave para electrificación y mercado regional

Más allá de habilitar nuevos proyectos de generación, la expansión del sistema de transmisión también es clave para mejorar el acceso al servicio eléctrico en distintas regiones del país.

Actualmente existen departamentos y municipios donde los niveles de electrificación se mantienen por debajo del 80%, una situación que contrasta con el desempeño económico general de Guatemala.

La ampliación de la red permitiría avanzar en electrificación rural, aumentar la disponibilidad del sistema y garantizar el abastecimiento en nuevas zonas de consumo.

Además, un sistema eléctrico más robusto también podría fortalecer el rol del país dentro del mercado energético regional. Históricamente Guatemala ha tenido capacidad para exportar electricidad a otros mercados de Centroamérica.

Si los proyectos que surjan de la PEG-5 se concretan y cuentan con la infraestructura necesaria para conectarse al sistema interconectado, el país podría recuperar ese papel estratégico.

En ese escenario, la expansión de la transmisión aparece como uno de los elementos determinantes para acompañar el crecimiento de la generación, mejorar el acceso a la electricidad y reforzar la integración energética regional.

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El crecimiento de la oferta eléctrica sin un aumento equivalente del consumo está redefiniendo las inversiones renovables en Argentina. Y para el CEO de PCR, Martín Brandi, el próximo ciclo del sector dependerá de la demanda.

“Cuando aparezca la demanda, las renovables reaccionarán rápido. Con una industria de generación dinámica en el país, enseguida aparecerán proyectos cuando haya demanda. Estamos todos detrás de ella, y lo ideal sería adelantarnos a la infraestructura para abastecerla”, sostuvo durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina.

“Si estamos pensando que va a haber una demanda minera grande, la infraestructura para abastecerla es clave y desde las renovables, y en general el sector de generación, es muy dinámico y creo estará a la altura para traer soluciones”, agregó.

Además, el ejecutivo advirtió que el mercado atraviesa una etapa en la que desarrollar nuevos proyectos resulta cada vez más desafiante, debido principalmente a la combinación de precios de la electricidad más bajos y un consumo que no se expande al ritmo esperado, cómo sí sucedió con la oferta en el último tiempo.

Reviva FES Argentina 2026: https://www.youtube.com/watch?v=rIfbzoRGgxU&t=1988s

En ese contexto, la ecuación económica para impulsar nuevas centrales se volvió más compleja, especialmente para los desarrolladores que buscan recuperar su inversión en plazos razonables. 

“A nivel de generación es un momento difícil para lanzar nuevos proyectos si uno quiere recuperar el capital, por lo menos”, sostuvo durante el panel “Conversación con las grandes energéticas: perfil de los proyectos, nuevos modelos de negocio y expectativas para el largo plazo”. 

De todos modos, mientras el mercado atraviesa este período de transición, PCR continúa avanzando con proyectos estratégicos dentro de su cartera renovable, entre los que se destaca el parque eólico Olavarría, de 185,6 MW, que fue la segunda central renovable adherida al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).

El proyecto, llevado adelante en alianza con ArcelorMittal, representa un costo total de USD 275 millones y recientemente logró financiamiento por parte de la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo Banco Mundial.

Además, incluye la construcción de una línea de transmisión de 25 km, la cual unirá el parque con la estación transformadora de Olavarría, y la ampliación y repotenciación de los capacitores en las estaciones transformadoras de Olavarría y Ezeiza, incrementando la capacidad de transporte de energía del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). 

“La construcción del parque eólico Olavarría está a mitad de camino. Además, estamos haciendo la ampliación de 37 MW de nuestro parque eólico Mataco – San Jorge (pasará de 203,4 MW a 240 MW en la provincia de Buenos Aires)”, informó Brandi.

De este modo, la empresa argentina con más de 100 años de trayectoria en petróleo y gas, cemento y generación renovable, aumentará su participación en el sector, que actualmente es de 545 MW instalados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis.

Baterías y nuevas adjudicaciones: la visión para el almacenamiento en Argentina

El ejecutivo también analizó refiere al potencial del almacenamiento para mejorar la operación del sistema eléctrico, particularmente a través de las licitaciones AlmaGBA (adjudicó 713 MW en 2025) y la reciente AlmaSADI, que busca asignar 700 MW BESS en distintos puntos del país.

“Es una buena iniciativa. Es una buena idea incorporar baterías en los lugares donde al sistema le viene bien”, afirmó. No obstante, consideró que la expansión de dicha tecnología debe responder a las necesidades concretas del sistema eléctrico.

“¿Cuánto y cuándo conviene que se adjudique? Todo lo que el sistema necesite y cuanto antes mejor. No especularía con esperar un año por otros 300 MW de baterías si los hubiera Tampoco tiene sentido adjudicar más sólo porque haya buen precio”, apuntó.

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La Comisión Europea ha aprobado, en virtud de las normas sobre ayudas estatales de la UE, un régimen de ayudas estatales español de 440 millones de euros para apoyar la producción de hidrógeno renovable. Esto se hará a través de la herramienta «Subastas como servicio» del Banco Europeo del Hidrógeno para la subasta que se cerró en febrero de 2026. El régimen contribuirá a los objetivos del Pacto Industrial Limpio de acelerar la descarbonización de la industria de la UE, reforzando al mismo tiempo su competitividad.

España estima que el régimen aprobado apoyará la construcción de hasta 382 MW de capacidad de electrólisis. También debe incentivar la producción de hasta 243 800 toneladas de hidrógeno renovable, con lo que se evitarán hasta 1 790 000 toneladas de CO2.

El régimen ayudará a España a alcanzar su objetivo nacional de instalar 12 GW de capacidad de electrolizadores de aquí a 2030, así como los objetivos para la cuota de combustibles renovables de origen no biológico consumidos en el transporte y en la industria establecidos en la Directiva sobre fuentes de energía renovables.

En virtud del régimen, la ayuda adoptará la forma de una subvención directa por kilogramo de hidrógeno renovable producido. España puede conceder la ayuda en los próximos 12 meses. Una vez concedida la ayuda, los beneficiarios pueden optar a los pagos durante un período de diez años.

La Comisión evaluó el régimen con arreglo a las normas de la UE sobre ayudas estatales, en particular el artículo 107, apartado 3, letra c), del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea y las Directrices de 2022 sobre ayudas estatales en materia de clima, protección del medio ambiente y energía.  La Comisión consideró que el régimen es necesario y adecuado para facilitar la producción de hidrógeno renovable. Además, la Comisión constató que el régimen tiene un efecto incentivador y un impacto limitado en la competencia y el comercio dentro de la UE.

Por último, la ayuda producirá efectos positivos, especialmente en el medio ambiente, que superarán cualquier posible efecto negativo en términos de falseamiento de la competencia. Sobre esta base, la Comisión aprobó el régimen español con arreglo a las normas de la UE sobre ayudas estatales.

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Huawei Digital Power prepara el lanzamiento de nuevas tecnologías orientadas a proyectos energéticos a gran escala, entre ellas sistemas de almacenamiento de 6 MWh y equipos de 30 MW, diseñados para mejorar la eficiencia de los proyectos y reducir los costos de instalación.

Estas plataformas integran inversores, baterías y transformadores conectados directamente a subestaciones, además de sistemas de inteligencia artificial y redundancia que permiten adaptar la operación a distintos marcos regulatorios y requisitos técnicos.

En paralelo, el mercado chileno comienza a mostrar un fuerte crecimiento en el desarrollo de proyectos de almacenamiento.

Durante una entrevista exclusiva para Future Energy Summit (FES), Felix Chen, Presidente de Huawei Digital Power Centroamérica y el Caribe, anticipó que Chile podría incorporar una capacidad significativa de baterías en los próximos años.

“En el mercado chileno se espera que ingresen más de 4 GW de capacidad de baterías directamente al mercado eléctrico en el corto plazo”, indicó.

Mire la entrevista completa: https://www.youtube.com/watch?v=UlqFW_uGRUY

El crecimiento del almacenamiento responde a los desequilibrios territoriales del sistema eléctrico chileno, ya que gran parte de la generación renovable se concentra en el norte del país, mientras que la demanda eléctrica se ubica principalmente en otras zonas del territorio, lo que genera congestiones en la red de transmisión.

Estas limitaciones provocan diferencias importantes en los precios de la electricidad entre regiones. Mientras en algunas zonas del sistema los valores aumentan debido a restricciones en la red, en otras áreas los excedentes de generación renovable hacen caer los precios incluso hasta cero.

“En el sur, las restricciones de transmisión empujan el precio de la energía por encima de 150 USD por MWh, mientras que en gran parte del resto del país el costo marginal ronda los 33 o 35 USD por MWh”, explicó Chen.

En el norte del país, donde la penetración renovable es mayor, la congestión en la red provoca pérdidas significativas de generación limpia que no logra ser transportada hacia los centros de consumo.

“Hoy el recorte de energías renovables ya alcanza cerca de 6 GWh al año, equivalente al 6% del consumo eléctrico anual del país”, afirmó.

Para ser precisos, en 2025, los recortes de generación eólica y solar alcanzaron 6.084 GWh (+8% vs. 2024), equivalentes al consumo anual de 2,3 millones de hogares, y cerca del 19% de la generación eólica y solar del año.

Asimismo, los sistemas BESS se convirtieron en una pieza clave para enfrentar las restricciones del sistema, de modo que Chile cuenta con 9 GW de proyectos de almacenamiento en operación, en construcción y en prueba; sumado a otros 27 GW de almacenamiento en proceso de desarrollo.

• 28 proyectos en operación (1,6 GW – 4,1 hrs de duración promedio).
• 6 proyectos en pruebas (0,7 GW – 3,6 hrs de duración promedio).
• 68 proyectos en construcción (6,8 GW – 4,4 hrs de duración promedio).
• 14 GW de almacenamiento con calificación ambiental favorable
• 13 GW de almacenamiento que actualmente están en calificación ambiental.

Además, su implementación presenta ventajas frente a la expansión de la infraestructura de transmisión, ya que mientras que el desarrollo de nuevas líneas eléctricas puede tardar entre ocho y diez años, los proyectos de almacenamiento pueden instalarse en aproximadamente dos años; sumado a que, a medida que aumenta la participación de generación variable, se vuelve necesario incorporar tecnologías capaces de aportar servicios de control de frecuencia, regulación de voltaje o respuesta inercial.

“La estabilidad del sistema eléctrico no es un concepto técnico abstracto, es la base del funcionamiento de un país”, sostuvo Chen.

En ese escenario, tecnologías como los inversores grid-forming permiten que las plantas renovables contribuyan activamente a la estabilidad del sistema eléctrico, una función que tradicionalmente estaba asociada a centrales convencionales.

De cara al futuro, el desarrollo del almacenamiento también dependerá de marcos regulatorios que reconozcan el valor de esta tecnología dentro del sistema eléctrico, no solo como un activo de generación sino también como una herramienta para gestionar la red y reducir congestiones.

Con la llegada de nuevos proyectos de baterías y soluciones tecnológicas orientadas al almacenamiento, el sistema eléctrico chileno comienza a avanzar hacia un modelo más flexible capaz de acompañar el crecimiento de las energías renovables.

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El desarrollo del almacenamiento energético comienza a ganar protagonismo en la agenda del sector eléctrico argentino, impulsado por la creciente penetración renovable y la necesidad de sumar flexibilidad al sistema. En esa línea, desde 360Energy sostienen que el país atraviesa un momento favorable para que esta tecnología comience a desplegarse a mayor escala.

“El contexto argentino es propicio, viene mejorando mucho y el contexto global en cuanto a equipamiento también. Con lo cual, en términos de almacenamiento creemos que están las condiciones dadas para que una vez por todas se instale en Argentina y empecemos a tener experiencias reales”, señaló Juan Pablo Alagia, gerente de Desarrollo y Tecnología de la compañía, durante su participación en el Future Energy Summit (FES) Argentina, evento que reunió a más de 600 referentes del sector energético.

Actualmente el despliegue de baterías conectadas a red en Argentina aún es limitado. Sin embargo, el ejecutivo considera que las nuevas iniciativas regulatorias y las licitaciones en análisis podrían acelerar el desarrollo del sector en los próximos años.

“Hoy tenemos pocos MWh instalados en red, pero creemos que AlmaGBA va a pegar ese gran salto que espera la industria del almacenamiento”, aseguró el directivo.

En ese escenario de expansión, 360Energy fue adjudicada en la licitación RenMDI (año 2023) y avanza en proyectos propios para anticiparse al desarrollo del mercado argentino.

“Estamos prontos a comenzar con nuestros proyectos, tenemos la ingeniería de detalle muy avanzada», explicó Alagia.

Si bien el ejecutivo reconoce que se trata de proyectos de una escala menor a las licitaciones que analiza el Gobierno, remarca que el objetivo es ganar experiencia operativa y tecnológica en esta nueva etapa del mercado. El desarrollo de estas iniciativas también implica adaptaciones técnicas específicas en la operación del sistema eléctrico, particularmente en los mecanismos de medición, control y monitoreo de la energía almacenada.

“Estamos trabajando mucho con CAMMESA para ver cómo se va a medir esa energía, cómo se va a monitorizar y cómo son los sistemas de control. Es un poco distinto al nuevo anexo técnico del año pasado para los nuevos agentes generadores de almacenamiento ”, señaló el gerente de Desarrollo y Tecnología de 360Energy.

Al mismo tiempo, el ejecutivo observa movimientos similares en otros mercados de la región, donde el almacenamiento también comienza a posicionarse en la agenda energética.

“Estamos un paso más adelante que Brasil, muy expectantes de una licitación parecida a AlmaSADI que saldrá en Brasil y se viene postergando. Estamos bastante avanzados en dicho mercado y de manera más incipiente en México”, mencionó el especialista.

Cabe recordar que la empresa opera como productor independiente de energía (IPP) y comercializa electricidad a través de diversos esquemas, incluyendo contratos privados y participación en el Mercado a Término (MATER) y uno de los focos recientes de la compañía es el segmento de autoconsumo industrial, donde ya cuenta con proyectos en operación.

“Estamos terminando dos proyectos, uno ya terminado muy importante de autoconsumo en la fábrica de Fiat en Córdoba, en el patio trasero de la fábrica pusimos 8 MW solares y ya está funcionando hace un par de semanas. Y estamos avanzando en la fábrica de Stellantis en El Palomar, un segmento para acompañar a la industria que está un poco deprimida y que cuando levante va a necesitar de esos proyectos para generar su propia energía y lograr previsibilidad y estabilidad”, detalló el ejecutivo.

Finalmente,  el directivo también se refirió a la coyuntura actual del mercado solar, marcada por la volatilidad en el precio de los equipos. “Los módulos hoy están en una coyuntura muy especial. Están cerca de un 50% arriba de hace un año”, señaló y enfatizó en que el desarrollo de nuevos proyectos renovables debe analizarse con una visión más amplia.

“El cambio climático es una realidad. Lo vemos en el granizo, en las inundaciones y en los temporales. Las matrices energéticas hay que seguir diversificándolas para que los países crezcan”, afirmó.

Y concluyó:  “Los parques solares y los proyectos híbridos no se hacen solamente con módulos. Hay que entender también cómo se mueve el mercado de baterías y cómo generar proyectos más eficientes y competitivos».

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La cuenta regresiva ya comenzó para la quinta edición de Future Energy Summit (FES) Caribe, que se celebrará los 20 y 21 de abril en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo, República Dominicana.

A poco más de un mes del encuentro, el evento se perfila nuevamente como el principal punto de reunión para ejecutivos, inversores, desarrolladores y autoridades que siguen de cerca la evolución del mercado energético en Centroamérica y el Caribe.

La quinta edición contará con el respaldo de empresas internacionales de referencia como Sungrow, JA Solar, CATL, SL Rack, Soventix, Schletter, Gotion, FMO, Solar Steel, Pylontech, Marsh, TCL, Jiménez – Peña, FlexGen, Cifi, Antai, BLC Power Generation, TLS, Ennova, SolaX Power, Milwaukee Tool, Banco Popular Dominicano, CFS y Reneergy, entre otros actores relevantes de la industria.

ENTRADAS DISPONIBLES

Además de las sesiones de debate, el evento se distingue por sus espacios de networking de alto nivel, donde ejecutivos y representantes de empresas avanzan en alianzas estratégicas y acuerdos comerciales que impulsan el desarrollo de proyectos y la transición energética en distintos mercados de América Latina.

La realización de FES Caribe en República Dominicana coincide con un momento de gran dinamismo para el mercado energético local, particularmente en el desarrollo de proyectos renovables con almacenamiento.

Uno de los procesos más relevantes es la Licitación Pública Internacional EDES-LP-NGR-01-2025, destinada a adjudicar 600 MW de generación renovable con sistemas de almacenamiento en baterías (BESS), proceso que despertó un fuerte interés por parte del sector privado, con propuestas que alcanzaron 1546 MWp y 1294,57 MWn, casi triplicando la capacidad convocada.

ENTRADAS DISPONIBLES

En total se presentaron 20 proyectos —19 solares y uno eólico—, reflejando el creciente atractivo del mercado dominicano para desarrolladores e inversores. La apertura de las ofertas económicas se realizará el 7 de abril, paso que marcará el inicio de la evaluación financiera y el eventual mecanismo de subasta.

Y de acuerdo con el cronograma del proceso, la evaluación económica se desarrollará durante abril, mientras que la publicación de la adjudicación está prevista entre el 27 de abril y el 5 de mayo, con la firma de contratos proyectada para el 22 de mayo.

ENTRADAS DISPONIBLES

Centroamérica y el Caribe avanzan con nuevos procesos de contratación

El dinamismo del mercado energético regional no se limita a República Dominicana, ya que diversos países del Caribe y Centroamérica avanzan con subastas y reformas regulatorias que amplían las oportunidades de inversión en energías renovables y almacenamiento.

En Panamá, la licitación LPI No. ETESA 01-25, recibió siete ofertas provenientes de seis generadoras que en conjunto representan hasta 260,57 MW de capacidad potencial entre proyectos eólicos e hídricos y la adjudicación está prevista para el 24 de abril.

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Por su parte, Honduras extendió por tres meses el plazo para la recepción de ofertas de su licitación internacional de 1500 MW, uno de los procesos de contratación de capacidad más relevantes en la historia reciente del país, por lo que el nuevo plazo vencerá en junio de 2026, en un contexto de revisión de condiciones técnicas y contractuales.

La magnitud del proceso es significativa, ya que 1500 MW representan una porción relevante de la demanda nacional, lo que podría redefinir la composición futura de la matriz eléctrica hondureña al incorporar generación renovable y soluciones de respaldo hacia el horizonte 2030.

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En el Caribe insular, Barbados también avanza con un cambio estructural en su política energética, con una licitación para adjudicar 60 MW de potencia y 240 MWh de almacenamiento mediante sistemas BESS, proceso que cuenta con el respaldo de organismos multilaterales y despertó un alto interés en el sector privado.

Allí más de 200 representantes de más de 40 empresas participaron en la conferencia preliminar organizada por el Gobierno junto al regulador Fair Trading Commission, la utility Barbados Light & Power, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), GEAPP y el Banco Central de Barbados. El proceso marca un punto de inflexión para el país, que hasta ahora operaba bajo un esquema de feed-in tariff y comienza a implementar mecanismos de adjudicación competitiva.

Esto significa que FES Caribe se posiciona como un espacio clave para comprender las tendencias del mercado energético regional en un contexto de nuevas licitaciones, reformas regulatorias y creciente apetito inversor.

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Durante dos jornadas de conferencias y reuniones de negocio, ejecutivos del sector analizarán el desarrollo de la energía solar y eólica, la integración del almacenamiento con baterías, los desafíos de financiamiento y las oportunidades que surgen en los distintos mercados de Centroamérica y el Caribe.

El evento espera reunir a cientos de ejecutivos y representantes de empresas líderes del sector, consolidando un entorno donde el intercambio de información estratégica y las reuniones de networking facilitan el avance de proyectos y acuerdos que contribuyen a acelerar la transición energética en la región.

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Coral Energía acelera su expansión en el mercado argentino con una amplia cartera de proyectos en desarrollo, principalmente solares y de almacenamiento en baterías. 

“Queremos completar 250 MW en operación y tenemos un pipeline importante de 800 MW desarrollados, pensando mucho también en la nueva licitación AlmaSADI y en seguir ampliando nuestro portfolio solar”, afirmó el CEO de Coral Energía, Nahuel Vinzia, al describir la hoja de ruta de crecimiento de la compañía en el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina.

La empresa avanza con 17 proyectos en construcción en distintas etapas de ejecución, de los cuales 15 son fotovoltaicos y los dos restantes de baterías adjudicados en la licitación AlmaGBA (BESS Parque” y “BESS Pilar”, cada uno de 50 MW de potencia a un precio de USD 11461 MWmes y USD 11979 MWmes, respectivamente).

“El primer proyecto puesto en marcha para Coral es un granito ahora en marzo de 2026 y el resto de los proyectos esperamos que también estén con COD durante 2026”, señaló el CEO de la compañía ante más de 600 líderes del sector.

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Cabe recordar que Coral Energía acumula alrededor de 400 MW entre capacidad renovable contractualizada y proyectos en construcción, mientras proyecta una expansión sostenida hacia el final de la década. 

Como parte de esa estrategia, la compañía se ha fijado el objetivo de alcanzar 1 GW de contratos renovables firmados hacia 2030, consolidando su presencia dentro del mercado eléctrico argentino.

Dentro de esa hoja de ruta, el almacenamiento emerge como uno de los pilares estratégicos del crecimiento de la empresa, especialmente tras su participación en la licitación AlmaGBA, donde fue una de las adjudicatarias más relevantes. 

Ahora la mirada está puesta en AlmaSADI, que busca adjudicar 700 MW de sistemas de almacenamiento stand-alone a lo largo del país, con el objetivo de reforzar nodos críticos del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y reducir cortes de suministro en distintas regiones.

Ese recorrido consolidó la visión estratégica de Coral Energía respecto al rol que tendrán las baterías dentro del sistema eléctrico argentino en los próximos años: “Estamos entusiasmados, es tan positivo el recibimiento que vemos el almacenamiento como uno de los pilares estratégicos del crecimiento de Coral Energía en los próximos años”.

A ello se debe agregar que, la firma también evalúa ampliar su presencia hacia otras tecnologías de generación, en función de su competitividad dentro del sistema eléctrico, a pesar de tener un enfoque principalmente solar y storage.

“Somos una empresa de energía y queremos traer a la mesa proyectos de generación con buen LCOE que ayuden a optimizar el costo general del sistema. Las tecnologías están compitiendo y desde Coral Energía estamos evaluando proyectos eólicos y otro tipo de generación”, subrayó Vinzia.

Señales de precio y previsibilidad para impulsar inversiones

Más allá del avance de proyectos y del potencial de nuevas licitaciones, la evolución del mercado eléctrico argentino será determinante para habilitar nuevas inversiones y contratos de largo plazo, particularmente en el segmento corporativo. 

“A medida que aparezcan las señales de precio claras, una vez que pase esta transición y que la demanda otra vez recupere, recién ahí veremos contratos de mediano a largo plazo”, explicó el CEO en FES Argentina.

“Este año tal vez sea de esperar un poco y ver cómo se estabiliza, cómo es la previsibilidad, confiabilidad del nuevo sistema y las señales de precio que sean claras para que la demanda pueda contractualizar (…) Necesitamos que haya previsibilidad, confianza y señales para que siga bajando el costo financiero, que seguramente empujará a todas las tecnologías renovables y al almacenamiento”, agregó

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El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) declaró en emergencia el suministro de gas natural en Perú durante 14 días —del 1 al 14 de marzo— tras el siniestro registrado en el ducto de Transportadora de Gas del Perú (TGP) a la altura del kilómetro 43, lo que redujo drásticamente la disponibilidad de combustible para el sistema energético e impactó de inmediato en el mercado eléctrico.

El precio de la energía en el mercado spot superó los 250 USD/MWh frente a un promedio cercano a 30 USD/MWh registrado en febrero, según datos analizados por Moody’s Local Perú, reflejando la presión que genera la sustitución de generación a gas por combustibles líquidos más costosos.

En este contexto, Eduardo Ramos Arechaga, director de Optima Energy Perú, advirtió que el episodio revela debilidades estructurales del sistema energético nacional, lo que pone en evidencia la necesidad de fortalecer la resiliencia.

“Pasamos de operar con costos bajos y estabilidad a un régimen de emergencia donde cada molécula se raciona y los precios se disparan. La dependencia no es solo cuantitativa (el porcentaje que aporta), sino cualitativa: el gas es el respaldo de las renovables y el combustible de ajuste de todo nuestro sistema. Sin él, el modelo de despacho económico simplemente colapsa”, explicó Ramos Arechaga.

Al mismo tiempo, la situación volvió a instalar el debate sobre la diversificación de la matriz eléctrica y el rol que pueden desempeñar las energías renovables para reducir la exposición del sistema a interrupciones en el suministro de combustibles. 

“El debate no puede ser gas versus renovables, sino cómo integrar renovables con almacenamiento y respaldo flexible para que el sistema sea robusto en todos los escenarios”, sostuvo el director de Optima Energy Perú.

En ese escenario, el ejecutivo remarcó que la expansión de generación solar y eólica puede contribuir a moderar los costos del sistema, especialmente en contextos de volatilidad en los combustibles. 

“Cada MWh renovable que ingresa al sistema es un MWh que no se genera con diésel a 300 o 400 soles / MWh”, apuntó Ramos Arechaga.

Actualmente, la matriz eléctrica peruana presenta una dinámica estacional marcada: durante la primera mitad del año predomina la generación hidroeléctrica, mientras que en la segunda —cuando disminuyen los caudales— la generación térmica a gas gana protagonismo (llegando a más del 50%)

“El día de hoy, por ejemplo, la generación solar y eólica está aportando cerca del 10% de la demanda. Es valioso, pero no suficiente para reemplazar el 40% que aporta el gas. Son un complemento que va cobrando y cobrará mucho más protagonismo, pero no es un sustituto”, manifestó.

Frente a este escenario, el ejecutivo señala que el almacenamiento energético podría desempeñar un rol clave para mejorar la resiliencia del sistema eléctrico, especialmente en situaciones de contingencia.

“Para sustituir la potencia firme que hoy aporta el gas —unos 3.000 MW en estiaje— necesitaríamos una capacidad de almacenamiento que hoy es inviable económica y técnicamente”, agregó el ejecutivo.

Cabe recordar que el sector renovable está a la espera de la reglamentación de la Ley 32249, que busca habilitar el arbitraje de energía y potencia y abrir nuevas oportunidades de negocio para sistemas de almacenamiento como las baterías.

La normativa será determinante para definir el funcionamiento del esquema de licitaciones para distribuidoras y el desarrollo del mercado de servicios complementarios en el sistema eléctrico.

“Las licitaciones de BESS deberían ser una prioridad, no un piloto”, enfatizó.

Además, el ejecutivo advirtió: “El reglamento de licitaciones de distribuidoras sigue pendiente. Sin él, no hay señales de largo plazo para nueva oferta, ya sea renovable o firme”.

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El mercado fotovoltaico global atraviesa una nueva dinámica marcada por cambios regulatorios y fiscales en China, que comenzaron a alterar el comportamiento de la demanda y a impulsar compras anticipadas de módulos solares por parte de desarrolladores y distribuidores a nivel internacional.

“En abril se quita la devolución de IVA en China, entonces hubo mucha demanda para marzo porque muchos querían aprovechar ese precio de descuento”, señaló Marcos Donzino, Head of Sales South America de JA Solar, durante Future Energy Summit (FES) Argentina, evento que reunió a 600 ejecutivos y especialistas del sector energético.

«Todos saben de la suba de precios de paneles que hubo desde diciembre hasta hoy, que era una suba un poco inesperada porque nos habíamos acostumbrado a que los paneles cada vez sean más competitivos. Es un mercado muy volátil y está muy sujeto a shocks políticos o económicos; el mercado rota a un esquema de compresión de oferta y apuntando más a eficiencia y no solo precio”, explicó.

Dentro de esta evolución, la compañía está enfocando su estrategia en módulos con tecnología TOPCon, que permiten mejorar el rendimiento manteniendo dimensiones y características operativas compatibles con proyectos existentes.

“Nuestro objetivo es reducir el riesgo del cliente, porque sabemos que todos los proyectos son proyectos de riesgo al final”, señaló Donzino.

En este contexto, el directivo destacó que el almacenamiento energético comienza a ganar protagonismo dentro del desarrollo del mercado argentino, especialmente como complemento para proyectos solares de gran escala, considerando que una obra de transmisión requiere más tiempo para su puesta en marcha en comparación que un sistema BESS.

«Toda fuente renovable que tiene intermitencia también vierte mucha energía a mediodía, entonces el storage puede dar más fiabilidad y rentabilidad al proyecto”, agregó.

El ejecutivo también identificó un creciente interés por soluciones energéticas en el segmento comercial e industrial, donde empresas buscan optimizar su consumo mediante generación distribuida y almacenamiento.

Según explicó, a medida que los mercados eléctricos evolucionen hacia esquemas de precios horarios, estas soluciones podrían habilitar nuevos modelos de negocio vinculados a la gestión de la energía. En ese sentido, mencionó experiencias de otros mercados de la región.

“Habrá bastante oportunidad para lo que es por ahí ser un trading de energía, por ejemplo cuando tengamos un sistema más parecido a las bandas horarias que existen en Chile”, indicó.

En ese escenario, JA Solar busca consolidar su posicionamiento en la región apoyándose en una integración completa de la cadena de valor fotovoltaica, desde la producción de silicio, lingote, oblea y celada, hasta la fabricación de módulos.

Actualmente, la compañía cuenta con alrededor del 14% de participación en el mercado global de módulos solares y continúa ampliando su presencia comercial en América Latina, donde ya tienen un equipo de cuarenta personas acompañando la demanda local. En el caso argentino, el ejecutivo considera que el sector comienza a mostrar señales de mayor dinamismo en el desarrollo de proyectos.

“No estamos tan detrás de la línea de Chile como veníamos en instalación de sistemas fotovoltaicos a gran escala”, concluyó.

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El mercado fotovoltaico español atraviesa una etapa de ralentización tras varios años de fuerte crecimiento, un escenario que está redefiniendo las prioridades de los desarrolladores y elevando las exigencias técnicas sobre los componentes de las plantas.

Durante su participación en Future Energy Summit (FES) Iberia, Ángel Alegría, Head of Commercial de Schletter, analizó cómo este contexto está impulsando una mayor demanda de estructuras capaces de aportar previsibilidad, reducir riesgos y adaptarse a nuevos modelos operativos como la hibridación.

“Estamos en un momento de transformación, donde tenemos que encontrar el equilibrio entre explotar esos activos que tenemos listos para producir, porque son muy competitivos y muy buenos, con la demanda que hay en el sistema”, afirmó Alegría.

Desde la perspectiva de los fabricantes de sistemas de montaje, el ejecutivo consideró que el sector atraviesa actualmente una fase de estabilización tras el fuerte dinamismo de los últimos años. “Vemos claramente un mercado que está en una meseta”, señaló, al referirse al ritmo actual de nuevas inversiones en proyectos solares.

En ese contexto, Alegría reconoció que dentro de la industria existe cierto clima de cautela. Sin embargo, remarcó: “Hay mucho negativismo, pero en estos tiempos es donde nacen las oportunidades y el desarrollo”.

A pesar de este escenario, el directivo subrayó que los fundamentos estructurales del sector permanecen firmes, especialmente por el papel que juega la energía solar dentro de las estrategias de seguridad energética. Hecho que modifica la manera en que los desarrolladores evalúan los distintos componentes de una planta fotovoltaica. Según Alegría, los sistemas de montaje han dejado de ser considerados únicamente como una partida dentro del presupuesto de inversión.

“Los desarrolladores ven los sistemas de montaje ya no como una línea de CAPEX que tienen que cumplir, sino como un sistema que debe aportar a reducir los riesgos del proyecto”, afirmó.

En paralelo, la evolución del mercado eléctrico español también está impulsando nuevas configuraciones de proyectos, como un mayor protagonismo para  integración de esquemas híbridos en plantas solares a fin de reducir vertimientos (curtailment), optimizar la producción y mejorar la rentabilidad de los activos mediante almacenamiento.

«Se están buscando sistemas de montaje que sean capaces de encajar en sistemas híbridos o plantas híbridas sin incrementar los riesgos sobre el proyecto”.

Y cabe recordar que, según un relevamiento realizado por Energía Estratégica, España tramitó más de 570 MW de sistemas de baterías (BESS) para hibridación con plantas solares en apenas tres semanas, lo que refleja el creciente interés del sector por combinar generación y almacenamiento en un mismo activo.

A esto se suma otro desafío creciente para los desarrolladores: la complejidad de los terrenos disponibles para nuevas plantas y la necesidad de adaptarse y evitar el movimiento de tierras. En el caso de España, detalló que el sector continúa claramente dominado por seguidores solares, ya que permiten maximizar la producción fuera de las horas centrales del día, cuando los precios de la electricidad suelen ser más bajos.

Sin embargo, esta lógica no se replica en todos los países, como ejemplo mencionó República Dominicana, donde las condiciones climáticas influyen en la decisión tecnológica: “Es un mercado principalmente de fija porque tienes velocidades de viento muy fuertes y es hacia donde se decantan los clientes”.

Actualmente, Schletter acumula más de 60 GWp de sistemas instalados a nivel global y presencia en más de 100 países, lo que permite a la compañía adaptar sus soluciones a distintas condiciones de mercado y geografía

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El crecimiento de la energía solar en Argentina comienza a abrir un nuevo frente dentro del sector: la gestión eficiente de las plantas ya instaladas. A medida que se expande la capacidad fotovoltaica, el desafío deja de centrarse únicamente en la construcción de nuevos proyectos y pasa a enfocarse en la operación y el mantenimiento a largo plazo.

“Un parque solar puede perder hasta 30% de eficiencia sin mantenimiento adecuado”, Francisco Bernardin, CEO de SolarCleano Argentina, durante el reciente encuentro organizado por Future Energy Summit (FES).

Si bien la construcción de un parque solar responde a un proceso de ingeniería relativamente acotado en el tiempo, la operación se extiende durante más de dos décadas, lo que obliga a optimizar cada variable operativa para sostener los niveles de generación proyectados.

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La acumulación de suciedad en los paneles y la falta de mantenimiento sistemático pueden afectar de manera significativa el rendimiento del sistema. De acuerdo con el ejecutivo, estas pérdidas de eficiencia no solo impactan en la producción energética, sino también en el desempeño económico de los proyectos.

Este escenario cobra especial relevancia en un contexto donde los modelos financieros dependen fuertemente de la generación estimada durante toda la vida útil del parque. Cada punto porcentual de energía perdida impacta directamente en los ingresos de la central.

Por ese motivo, desde SolarCleano sostienen que el mantenimiento debe evaluarse como parte del modelo económico del proyecto y no únicamente como un gasto operativo.

Para enfrentar estos desafíos, la empresa impulsa el uso de robótica avanzada aplicada a la limpieza de paneles solares, una tecnología orientada a maximizar la eficiencia de los parques durante toda su vida útil.

La compañía desarrolló soluciones automatizadas capaces de limpiar grandes superficies de módulos en tiempos reducidos, lo que permite mantener niveles de generación más cercanos a los previstos en el diseño del proyecto.

“Este año hemos lanzado un nuevo robot que permite limpiar hasta 10 MW por día, lo cual hace que sea una limpieza eficiente, ágil y rápida”, señaló Bernardin.

Parte de estos sistemas incorpora tecnologías de automatización e inteligencia artificial, lo que permite operar de forma autónoma dentro de los parques solares. Algunos equipos incluso pueden alimentarse con energía proveniente de los propios paneles y baterías, lo que facilita su operación dentro de instalaciones de gran escala.

Desde la perspectiva de la empresa, la eficiencia operativa influye directamente en el flujo de ingresos de un proyecto solar. Cada mejora en el rendimiento de los módulos impacta en la producción energética y, en consecuencia, en la rentabilidad del activo.

En ese escenario, Bernardin destacó que el objetivo es acompañar a las plantas durante sus 20 o 25 años de operación, garantizando que puedan sostener los niveles de producción previstos al momento de su diseño.

“La idea es que esas plantas generen su máximo potencial, que fue el que se pensó en su diseño inicial”, concluyó.

El crecimiento del parque solar argentino también abre nuevas oportunidades para optimizar la operación de los proyectos ya instalados. En los últimos años se incorporaron numerosas plantas fotovoltaicas en distintas provincias, lo que comienza a trasladar el foco del sector hacia la eficiencia del parque existente.

En ese contexto, SolarCleano desarrolla soluciones de robótica avanzada para la limpieza y mantenimiento de paneles solares, con tecnologías diseñadas para mejorar la productividad energética de las instalaciones durante décadas de operación y reducir el consumo de agua en los procesos de limpieza.

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La licitación eólica e hídrica de Panamá recibió siete ofertas (repartidas en seis generadoras) que suman hasta 260,57 MW de potencia, según el análisis de los documentos oficiales del proceso y las propuestas presentadas por los desarrolladores.

El proceso LPI No. ETESA 01-25, impulsado por la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA), está destinado a contratar suministro de potencia firme y energía mediante contratos de largo plazo, mientras que la adjudicación está prevista para el 24 de abril, fecha en la que se conocerá qué proyecto asegurará los contratos dentro de esta convocatoria estratégica.

De acuerdo análisis de Energía Estratégica, la potencia total del proceso depende de la forma en que se calcule, ya que varios proyectos —especialmente los eólicos— presentan generación variable según el mes del año, ya que si se suman los picos máximos de generación que cada planta puede entregar en su mejor mes, el volumen total ofertado asciende a 260,57 MW de capacidad potencial.

Sin embargo, la capacidad real disponible para el sistema no es constante durante todo el año, debido a que los proyectos eólicos dependen de la intensidad del recurso viento.

Al analizar la generación conjunta mes a mes —considerando todos los proyectos en operación— la potencia combinada oscilaría entre 138,34 MW y 250,04 MW.

¿Cómo se reparte? Febrero sería el mes con mayor potencia disponible, cuando la capacidad conjunta alcanzaría 250,04 MW, impulsada por el máximo rendimiento de los parques eólicos. En contraste, octubre registraría el nivel más bajo de generación, con 138,34 MW, debido a la menor producción de los proyectos eólicos durante ese periodo.

La potencia ofertada por cada empresa

Los documentos de la licitación detallan la capacidad que cada empresa propone suministrar al sistema eléctrico.

UEP Penonomé III, S.A. presentó una oferta de 69 MW de potencia fija para todos los meses del año, convirtiéndose en una de las propuestas de mayor capacidad dentro del proceso.

Por su parte, UKA Parque Eólico La Colorada, S.A. ofertó una capacidad variable que alcanza un máximo de 90,39 MW en febrero y desciende a 16,59 MW en octubre, reflejando la estacionalidad del recurso eólico.

El proyecto presentado por Santa Cruz Wind S.A. también corresponde a un parque eólico con potencia variable, que oscila entre 61,23 MW en febrero y 12,81 MW en octubre.

En el caso de Los Naranjos Overseas, S.A., la propuesta contempla 10 MW de potencia constante durante todo el año, aportando generación renovable estable dentro del conjunto de ofertas.

Por su parte, Hidronorth Corp. presentó una central hidroeléctrica con potencia mensual variable que fluctúa entre 1,32 MW en marzo y 4,05 MW en octubre.

Finalmente, Corporación de Energía del Istmo LTD, S.A. presentó dos propuestas distintas para la central San Bartolo.

La primera corresponde a una oferta de solo energía, con potencia variable que va desde 8,27 MW en abril hasta 20 MW entre junio y diciembre.

La segunda es una propuesta de solo potencia, que contempla 5,90 MW fijos a partir de 2031, mientras que durante los años iniciales del contrato —2029 y 2030— la oferta es de 0 MW.

Durante el acto de recepción de propuestas, la funcionaria de ETESA remarca que “no se registraron observaciones durante el proceso de apertura de sobres”, por lo que todas las ofertas continúan en competencia dentro del proceso licitatorio.

El proceso busca adjudicar contratos de suministro eléctrico a largo plazo, mecanismo utilizado en el país para asegurar abastecimiento energético y estabilidad en los precios del mercado eléctrico.

Tras la apertura de sobres, ETESA avanzará con la evaluación técnica y económica de las ofertas, etapa que determinará qué proyectos renovables serán adjudicados y se incorporarán al sistema eléctrico nacional en los próximos años.

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Paraguay proyecta una expansión significativa de su sistema eléctrico para acompañar el crecimiento de la demanda, que en los últimos años superó ampliamente los niveles históricos y obliga a incorporar nueva generación en el corto plazo. 

Según estimaciones oficiales, el país necesitará hasta 800 MW de capacidad adicional para abastecer tanto el aumento del consumo actual como la llegada de nuevas industrias.

“El sector privado va a ser el gran jugador de aquí para adelante en Paraguay”, afirmó el viceministro de Minas y Energía, Mauricio Bejarano, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina al explicar la estrategia del gobierno para movilizar capital hacia nuevos proyectos de generación eléctrica.

El funcionario detalló que el Plan Maestro de la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) prevé una expansión anual de entre 400 y 500 MW, pero advierte que esa cifra podría ampliarse ante el crecimiento de la industria y de grandes consumidores.

“Existe una necesidad de 200 a 300 MW más que tendremos que implantar para atender a la gran industria que se viene”, señala el viceministro, aclarando que no cuenta la industria convergente.

Entre las medidas previstas se incluyen contratos de compraventa de energía (PPA) de hasta 30 años, la habilitación de consorcios y la cesión de proyectos, mecanismos destinados a facilitar el financiamiento de nuevas centrales.

Uno de los hitos de esta estrategia será la primera licitación solar a gran escala del país, que prevé la construcción de un parque fotovoltaico de 140 MW en Chaco Central, que se lanzará una vez concluida la reglamentación de la normativa de promoción renovable.

“Estamos obligados a lanzar la licitación antes de mitad de año”, afirmó el viceministro, quien detalló que el proyecto podría entrar en operación entre un año y medio y dos años después de adjudicado.

“¿A qué precios se pueden instalar los proyectos? Entre USD 50-60 por MWh, por lo que entiendo que hay una rentabilidad importante y que es un punto de equilibrio para entrar al mercado”, agregó Bejarano

Esa necesidad de licitaciones y nuevos proyectos se debe al fuerte aumento de la demanda, considerando que en 2024 osciló 18% y 12,5% en 2025, comparado con los 7 puntos porcentuales tradicionales, lo que achica la franja de potencia instalada disponible. 

En este contexto, el gobierno impulsa un cambio de paradigma en el sistema eléctrico nacional, históricamente concentrado en torno a la ANDE, buscando atraer inversión privada mediante nuevos instrumentos regulatorios, incluyendo la reciente Ley de fomento a las energías renovables (Ley N° 6977/2022), que habilita distintos esquemas de participación para desarrolladores y financistas.

En paralelo, el gobierno abrió nuevas modalidades para la comercialización de electricidad, permitiendo contratos directos con grandes consumidores de más de 30 MW, así como el desarrollo de proyectos de autoconsumo.

El nuevo esquema también promueve la generación distribuida en instalaciones menores a 1 MW, donde la ANDE tiene la obligación de adquirir la energía generada por los autoproductores. Este segmento podría expandirse especialmente en el área metropolitana.

Integración regional y nuevos mercados eléctricos

La expansión energética paraguaya también contempla nuevas oportunidades de exportación hacia mercados regionales, aprovechando la infraestructura de interconexión eléctrica existente, considerando que el país ya cuenta con vínculos energéticos con Brasil y Argentina, a la vez que analiza la posibilidad de ampliar su alcance hacia Bolivia mediante futuras interconexiones.

“Tenemos posibilidad de exportación de energía, dado que se abre un nuevo mercado como Bolivia y hay una posibilidad de interconexión a futuro bastante cercano”, explica Bejarano.

Además, el desarrollo de infraestructura regional como la Ruta Bioceánica podría impulsar nuevas actividades industriales en el Chaco paraguayo, lo que incrementaría la demanda energética en esa región y abriría oportunidades para proyectos renovables y de generación firme que acompañen el crecimiento del sistema eléctrico.

La entrada Paraguay proyecta hasta 800 MW de nueva capacidad y Bejarano advierte: “El sector privado va a ser el gran jugador en adelante” se publicó primero en Energía Estratégica.

El mercado solar entra en una etapa de ajuste tras varios años de caída acelerada en el precio de los paneles. Así lo advirtió Luis Contreras, Managing Director de Yingli Solar, quien anticipó que los paneles solares podrían aumentar hasta un 19%, en un escenario marcado por ajustes en los costos de fabricación, cambios regulatorios en China y una mayor exigencia para el desarrollo de nuevos proyectos.

“En la cadena de suministro el polisilicio, la oblea y la célula están subiendo en precios. Ahora mismo han subido ya un 10% y en abril se suma un 9%. Nos enfrentamos a un año fundamentalmente de ajuste””, explicó el ejecutivo durante su participación en Future Energy Summit (FES) Iberia.

Según explicó, el sector atraviesa un punto de inflexión luego de un período de precios extremadamente bajos que, en muchos casos, resultaron difíciles de sostener para la industria. Y uno de los factores centrales detrás de este cambio es el encarecimiento de distintos eslabones de la cadena de suministro solar, especialmente en materiales clave utilizados para la fabricación de paneles.

A este incremento se sumará además un nuevo impacto proveniente del principal polo industrial del sector, dado que China eliminará, a partir del 1 de abril, un incentivo fiscal que beneficiaba a las exportaciones de fabricantes solares, lo que agregará presión sobre los costos de producción.

“Eso significa directamente un 9% de coste adicional sobre el precio nuevo”, remarcó el ejecutivo, aludiendo a que ese incremento podría modificar el escenario de precios que caracterizó al sector en los últimos años, obligando a promotores, desarrolladores e inversores a recalcular los costos de nuevos proyectos.

“El que esté diseñando ahora CAPEX en los próximos meses se está encontrando con una gran dificultad porque o no damos precios o estamos dando precios un poco inflado”, advirtió el representante de Yingli Solar.

De todos modos, el módulo fotovoltaico seguirá aportando nuevos atributos y prestaciones a la tecnología de generación renovable, siendo la tipología de celda N-Type como el principal vector de innovación para los próximos años.

Según el referente de la compañía, este tipo de soluciones permitirá mayor eficiencia energética, más potencia por metro cuadrado y mejores prestaciones operativas ante altas temperaturas y bajas radiaciones, características cada vez más valoradas en proyectos utility scale.

Hibridación y regulación: los nuevos desafíos del mercado

El crecimiento del sector también dependerá del desarrollo de proyectos híbridos que integren generación solar y almacenamiento, un modelo que gana interés entre los desarrolladores.

Sin embargo, el Managing Director de Yingli Solar enfatizó que “los desarrolladores y los promotores realmente quieren hacer hibridación y colocar baterías, pero no tienen las reglas claras”.

Entre los principales obstáculos señaló la ausencia de mecanismos para remunerar la flexibilidad del sistema eléctrico y procesos más ágiles para la conexión a la red.

“No tienen mecanismos claros en cuanto al mercado de capacidad, a la retribución de la flexibilidad y a la aceleración o agilidad en la conexión a red”, agregó.

Contreras considera que el mercado atraviesa una etapa comparable a los primeros años de expansión de la energía solar en España:  “Estamos en un momento parecido al que tuvo la fotovoltaica en 2004 o 2006”.

La entrada Yingli Solar prevé suba de hasta 19% en precios de módulos y anticipa “un año de ajuste” en fotovoltaica se publicó primero en Energía Estratégica.

El almacenamiento energético comienza a posicionarse como uno de los pilares para la próxima etapa del mercado renovable argentino, en un contexto marcado por nuevas señales regulatorias como la licitación Alma SADI por 700 MW.

En este escenario, Luiz Fernando Biagini, Head of Sales Southern Cone de Sungrow, aseguró que Argentina podría experimentar un crecimiento acelerado de sistemas BESS, con proyecciones que podrían superar ampliamente las previsiones iniciales del mercado.

“En los años pasados solíamos hablar de números conservadores como 3 GWh en storage, quizás 6 GWh como una cifra más agresiva, y yo creo que va a pasar mucho más”, afirmó el ejecutivo al referirse al potencial de capacidad instalada de sistemas BESS en el país en los próximos años.

De acuerdo con el ejecutivo, esta lógica marca una nueva etapa para el desarrollo del mercado energético en Argentina, donde las baterías permitirán optimizar la gestión de la energía renovable y mejorar la estabilidad del sistema eléctrico.

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De acuerdo con el ejecutivo, esta lógica marca una nueva etapa para el desarrollo del mercado energético en Argentina, donde las baterías permitirán optimizar la gestión de la energía renovable y mejorar la estabilidad del sistema eléctrico.

En ese contexto, Sungrow busca posicionarse como uno de los actores tecnológicos que acompañen ese crecimiento. La compañía ya acumula más de 10 GWh de almacenamiento instalados en América Latina, experiencia que le permite trasladar conocimiento técnico y operativo a nuevos mercados como el argentino.

“En 2025 ya tenemos 4,8 GWh vendidos en América Latina y para 2026 tenemos comprometidos alrededor de 5 GWh”, señaló Biagini al referirse al pipeline de proyectos BESS en la región.

Asimismo, el directivo destacó que el crecimiento del storage en Argentina no dependerá únicamente de la tecnología, sino también de la evolución regulatoria y de las señales que el mercado comience a consolidar en los próximos años.

En ese marco, Biagini sostuvo que la flexibilidad será un elemento central para los desarrolladores y proveedores de tecnología, ya que cada proyecto presenta requerimientos distintos en función del sistema eléctrico y del modelo de negocio.

“Cada cliente tiene una necesidad distinta, entonces tener un producto que se adecue a su necesidad es clave. Y tener un sistema que dure 20 años con PPAs firmados y que pueda garantizar esa energía que nuestros clientes van a entregar a la red es una responsabilidad muy grande”, señaló Biagini.

En paralelo, el ejecutivo destacó que la evolución tecnológica del almacenamiento continuará avanzando para acompañar el crecimiento del mercado, de modo que Sungrow lanzó recientemente PowerTitan 3, una solución diseñada para aplicaciones utility scale con 6,9 MWh por contenedor.

“Chile es el laboratorio de América Latina, quizás todo pasa allá primero y después se va a los otros países. Tener esa tecnología, saber que somos líderes del mercado y que tenemos la capacidad para comisionar en tiempo récord nos da mucha seguridad para llevar esa tecnología a Argentina”, apuntó.

La entrada Sungrow anticipa que el almacenamiento en Argentina podría superar los 6 GWh en los próximos años se publicó primero en Energía Estratégica.

El cuello de botella del sistema eléctrico español dejó de ser tecnológico. Hoy es estructural. La falta de acceso efectivo a la red y la ausencia de mecanismos de estabilidad económica condicionan el desarrollo de almacenamiento de larga duración, especialmente bombeo hidráulico.

Así lo planteó José Luis Adanero, director de Planificación, Regulación e Inversiones de Iberdrola, durante el segundo panel en FES Iberia 2026. “Tú empiezas con ilusión cuando tienes un acceso”, afirmó, al explicar cómo la paralización de nudos y concursos pendientes frena proyectos estratégicos incluso cuando están técnicamente maduros.

En inversiones que se proyectan a 40, 50 o más años, la visibilidad regulatoria es determinante. Sin punto de conexión firme no hay estructuración financiera posible. El directivo insistió en la necesidad de reactivar esa dinámica. “Hay que ilusionar con ese acceso en que los permisos avancen”, sostuvo, vinculando el debate con planificación de redes y agilidad administrativa.

En este contexto, el almacenamiento aparece como la pieza que permite sostener la penetración renovable sin comprometer la estabilidad. Iberdrola acumula 125 años de trayectoria y mantiene una posición histórica en tecnologías de flexibilidad.

“La parte de almacenamiento siempre ha estado”, recordó Adanero.

«Alguien trató de comparar el tipo de almacenamiento hablando de que uno es un avión y otro es una bicicleta. Ambos te mueven, pero posiblemente si quieres llegar lejos necesites a lo mejor un avión”, explicó.

La comparación expone una visión estratégica: las baterías electroquímicas —de rápida ejecución y creciente competitividad— aportan flexibilidad operativa de corto plazo. El bombeo, en cambio, ofrece potencia y duración estructural.

Iberdrola opera activos como Tâmega en Portugal y La Muela en Valencia, y desarrolla seis proyectos electroquímicos que suman 300 MWh, de los cuales tres ya están en servicio. Sin embargo, la expansión del bombeo enfrenta restricciones adicionales.

El desarrollo de almacenamiento de larga duración exige mecanismos estables que complementen los ingresos de mercado. Adanero afirmó que es necesario que los pagos por capacidad puedan asegurar parte de ese ingreso que vas a recibir para pagar la inversión que has llevado a cabo.

En paralelo, el horizonte concesional condiciona nuevos proyectos hidráulicos. “Esas concesiones probablemente no tengan una vida de los 70 u 80 años que tú deberías esperar para viabilizar un bombeo nuevo”, advirtió.

Sin extensión adecuada de concesiones y sin pagos por capacidad bien diseñados, el bombeo pierde atractivo financiero frente a otras alternativas de menor plazo.

Más allá de la tecnología, el ejecutivo sostuvo que el foco está en la estabilidad sistémica, en equilibrio entre generación renovable, almacenamiento y capacidad firme.

El mensaje final hacia el regulador fue claro: acceso efectivo, redes modernizadas, almacenamiento estructural y señales económicas de largo plazo. Sin esos elementos, la transición pierde velocidad. Con ellos, el sistema eléctrico puede consolidar resiliencia y competitividad industrial en un entorno de creciente electrificación.

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GameChange Solar redefine su estrategia en España con un objetivo claro: convertirse en socio tecnológico de referencia durante toda la vida útil de los proyectos fotovoltaicos, reforzando su posicionamiento en un mercado maduro, altamente competitivo y con precios de energía entre los más ajustados de Europa.

“Nuestro planteamiento desde el punto de vista estratégico para el mercado europeo es conseguir consolidarnos como partners tecnológicos de nuestros clientes”, afirmó Óscar Aira, Managing Director para Latinoamérica y Europa de GameChange Solar, durante una entrevista destacada en Future Energy Summit (FES) Iberia 2026.

“Ser un partner tecnológico significa no solo resolver los problemas que el cliente tiene en este momento, sino estar con ellos ante los problemas que puedan surgir en el medio y largo plazo. Estamos hablando de 40 años en algunos casos” sostuvo.

El concepto no es retórico. Implica un compromiso operativo extendido que trasciende el suministro de seguidores solares, por lo que se agrega una dimensión temporal que marca la diferencia.

“Hemos duplicado el crecimiento respecto al año anterior y la idea es volver a duplicarlo el próximo año. Pero nuestro objetivo no es solo hacer más megavatios, sino que los clientes repitan y se consoliden con nosotros como socio tecnológico a medio y largo plazo. Esa es la clave de nuestra estrategia de crecimiento en la región”, remarcó Aira.

Y cabe destacar que la compañía, líder global en innovación y especializada en seguidores solares de alto rendimiento, sistemas de estanterías y soluciones BOS, acumula más de 58 GW de sistemas solares entregados a nivel mundial. Sin embargo, en Iberia el desafío no es solo volumen, sino competitividad estructural.

Mire la entrevista completa: https://www.youtube.com/watch?v=DzPR27RwpDE

¿Por qué? España representa un mercado maduro, con un alto nivel de megavatios instalados y múltiples proyectos en tramitación, lo que implica presión sobre costos y reducción de márgenes. 

Según el directivo, el eje está en el coste nivelado de la energía, en ser capaces de reducir de forma consistente el LCOE de los proyectos, bajar el CAPEX y el OPEX. 

“Para adaptarnos a las pendientes tenemos básicamente dos soluciones. Una se llama Genius Terrain Following Tracker, que permite que el tracker siga las ondulaciones del terreno sin necesidad de realizar grandes movimientos de tierras que incrementan el CAPEX del proyecto”, detalló.

“ La segunda se llama TopoSmart, Con ella podemos crear diferentes configuraciones de postes para adaptar la altura del tracker en determinadas zonas, con postes más largos o más cortos, de modo que no sea necesario realizar movimientos de tierras, que hoy es una de los principales factores que incrementan el CAPEX los proyectos”, agregó.

La reducción del movimiento de suelo no solo impacta en costos directos, sino en tiempos, permisos y viabilidad técnica. No obstante, la estrategia no es absoluta, dado que se trata de hacer un balance con diferentes escenarios, lo que resalta la importancia de análisis comparativos y cálculos precisos.

“Diseñamos los componentes no pensando en la obsolescencia programada, sino realizando ciclos de vida acelerados para ofrecer soluciones que duren el máximo tiempo posible”, subrayó el Managing Director de Europa y LatAm de GameChange Solar aludiendo a que la vida útil de los componentes es central es un entorno donde los PPA se sitúan entre los más bajos del sector y la confiabilidad se convierte en un activo financiero.

Finalmente, el mensaje a desarrolladores e inversores apunta a la visión integral del proyecto: “Es más importante que tener un socio que en un momento puntual ofrezca un CAPEX atractivo, contar con un socio de largo plazo que los acompañe durante toda la vida útil de la planta”.

Es decir que, en un mercado donde la competencia es cada más elevada, GameChange Solar apuesta por una propuesta basada en reducción sostenida de LCOE, adaptabilidad técnica en terrenos complejos, compromiso de 40 años y generar confianza basada en excelencia. España se consolida así como una pieza estratégica dentro de su expansión europea.

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El gobierno de Mendoza avanza en el diseño de una licitación para un complejo hidroeléctrico, con el objetivo de reactivar y modernizar el activo, mientras se habilita su participación en el mercado entre privados mediante contratos. 

“Dentro de la Resolución SE N° 400/2025 se contractualizarán centrales hidroeléctricas. Por ejemplo, los Nihuiles contractualizará vía Mercado a Término (MAT) con una potencia de 220 MW en el estado normal”, manifestó la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre.

“Para ello, estamos apelando a una licitación que sea superadora, no sólo un revamping, sino que pueda generar más a futuro. Y la licitación debe salir en el primer semestre del año”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.

La iniciativa surge en un contexto particular para el complejo hidroeléctrico ubicado en el Cañón del Atuel, cuyo contrato de concesión original por 30 años venció en 2024 y debió extenderse hasta mediados de 2025 mientras se define el nuevo esquema de explotación.

La situación actual del activo agrega complejidad al proceso de adjudicación, dado que, a principios de 2025, una tormenta provocó serios daños materiales en las centrales hidroeléctricas del Cañón del Atuel, afectando la operatividad del complejo y dejando turbinas fuera de servicio.

En ese contexto, la estructura contractual prevista difiere de los mecanismos tradicionales utilizados para centrales hidroeléctricas en el mercado eléctrico mayorista. 

Aunque cabe recordar que mediante la reciente Res. SE N° 400/25, la Secretaría de Energía rehabilitó a centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares a participar del Mercado a Término (MAT), permitiendo que generadores de esta índole celebren contratos de abastecimiento eléctrico directamente con grandes usuarios.

Obras de transmisión para habilitar nuevos proyectos energéticos

En paralelo al proceso de licitación del complejo hidroeléctrico, Mendoza impulsa un programa de ampliación de infraestructura eléctrica financiado con fondos de resarcimiento de la provincia, con el objetivo de fortalecer el sistema de transporte y habilitar nuevas inversiones productivas.

Uno de los desarrollos más relevantes es la construcción de la Estación Transformadora Valle de Uco 220/132 kV y la ampliación de la Estación Transformadora Capiz, considerada una obra estratégica para robustecer el sistema eléctrico regional.

El proyecto, que contempla una inversión inicial estimada en USD 51.207.660, permitirá mejorar la calidad del suministro eléctrico para más de 150.000 habitantes, además de incrementar la confiabilidad del sistema interconectado provincial y habilitar futuras ampliaciones en redes de 132 kV.

La iniciativa ya despertó un importante interés del sector privado, de modo que seis empresas compiten en la convocatoria y desde el Poder Ejecutivo provincial destacaron que “son muy buenas ofertas y concurrencia”.

“Ese proceso alienta mucho porque ya tenemos en la calle otros pliegos para infraestructura de transporte eléctrico de Mendoza Norte, para la cual tomamos la decisión de utilizar fondos de los mendocinos porque está vinculado a la capacidad de despacho de nuevos proyectos y al desarrollo económico de la provincia”, sostuvo Latorre.

En paralelo, también se analiza un proyecto de línea eléctrica en el sur provincial, que complementaría la infraestructura vinculada a la interconexión Diamante – Charlone.

“Estamos convencidos de que si queremos más proyectos como este de Genneia y más desarrollo económico, las líneas de transmisión son clave”, concluyó la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza

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La evolución tecnológica y el creciente interés por las baterías comienzan a redefinir la estrategia de los principales actores del sector energético. En ese contexto, Huawei prepara el lanzamiento de un nuevo inversor fotovoltaico capaz de operar a 1000 voltios en corriente alterna, una innovación que podría modificar el diseño y la eficiencia de las plantas solares utility scale.

Actualmente, la mayoría de los inversores fotovoltaicos de tipo string trabajan con 800 voltios en corriente alterna, por lo que el salto a 1000 voltios representa un cambio relevante en la arquitectura de las plantas solares, según explicó el CTO de Huawei Digital Power, Andrés Hernando Ros, durante una entrevista exclusiva en el marco de Future Energy Summit (FES) Iberia 2026.

Mire la entrevista completa: https://www.youtube.com/watch?v=Y59ZI_mWRrI

«El producto nos abre un abanico nuevo de características. Por ejemplo, aumentar el trazo de media tensión, ya que en lugar de ir con trazos de 9 MW, podremos ir a trazos de 11 MW. Esto también nos habilita trabajar a buses de continuo más altos, por ejemplo, a 1600 voltios», aseguró Hernando Ros.

En paralelo al segmento utility, el almacenamiento también comienza a consolidarse en el segmento comercial e industrial, donde las baterías ya encuentran distintos modelos de negocio vinculados al autoconsumo y la gestión de la demanda energética.

“En comercial e industrial tienes muchos mercados diferentes: maximización del autoconsumo, gestión por tarifas horarias o incluso reducción de picos de demanda para electrificar flotas o procesos industriales”, explica Hernando Ros.

“Tenemos proyectos en comercial e industrial desde hace dos o tres años y uno de referencia alcanza los 28 megavatios hora en una gran industria, lo que demuestra que el almacenamiento también puede tener escala en este mercado”, agregó.

En este escenario, el directivo considera que tanto el desarrollo de plantas híbridas en utility como las aplicaciones en el sector industrial comienzan a abrir un abanico de oportunidades para el almacenamiento en España, a medida que el mercado busca posicionarse ante futuros mecanismos regulatorios y nuevos servicios para la red.

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El sector solar argentino atraviesa una etapa de evolución marcada por una mayor profesionalización y exigencias técnicas más elevadas por parte de los desarrolladores, producto del crecimiento de la capacidad fotovoltaica y el nivel técnico de quienes impulsan los proyectos.

“Es enorme la diferencia en la profesionalización de Argentina en el mercado solar de lo que era hace 4 o 5 años y eso nos exige a todos ahora como fabricantes y proveedores a subir el nivel”, afirmó Humberto Di Pasquale, LATAM Regional Director de VersolSolar, durante el reciente encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina.

“El mercado solar del país es más exigente que hace 3 o 4 años y las reuniones con clientes son muy diferentes. Hoy las exigencias son mayores, hay un mercado mucho más desarrollado y, por ende, mayor conocimiento de lo necesario para llevar un proyecto exitoso hasta su punto de conexión”, agregó ante más de 600 líderes del sector.

Según datos de CAMMESA, Argentina ya cuenta con 2583 MW de potencia fotovoltaica en operación, mientras que el conjunto de las energías renovables alcanza 7980 MW instalados, sin considerar las centrales hidroeléctricas mayores a 50 MW. 

¿A qué se deben estos números? Sólo durante 2025 y los primeros meses de 2026 se sumaron 910 MW solares, consolidando la tendencia hacia esta tecnología de generación verde.

Reviva FES Argentina – Renewables & Storage: https://www.youtube.com/live/rIfbzoRGgxU?si=Ve7H8cjvvrfzegWu

Esta evolución también impacta en la forma en que los fabricantes deben diseñar y ofrecer sus soluciones tecnológicas, dado que en lugar de responder únicamente a criterios de precio, los desarrolladores buscan garantizar rendimiento y disponibilidad durante toda la vida útil de los activos solares.

“Nos estamos encontrando con profesionales a nivel de ingeniería, a nivel de compras, que entienden cada vez más que no es solamente exigir menores precios. Y como fabricantes debemos escuchar y entender las necesidades, adaptar las soluciones y garantizar que efectivamente la tecnología de trackers que ofrecemos sea capaz de proveer lo que necesita el cliente durante 25-30 años”, explicó Di Pasquale.

“Se debe adaptar el producto a una realidad de mercado, a una realidad de características climáticas particulares, diferentes sistemas de defensa, y en función del costo y de la confianza que el cliente sepa que el producto estará adaptado a su proyecto y no al revés”, indica.

Según el LATAM Regional Director de VersolSolar, la reducción del costo nivelado de energía (LCOE) surge como consecuencia de un buen diseño y una ejecución adecuada del proyecto. 

En este escenario, la adaptación de los productos a las particularidades de cada proyecto se vuelve un factor clave para los fabricantes. Esto implica trasladar esa adaptación también a los procesos industriales y constructivos.

Tecnología, optimización y defensa climática

El avance tecnológico en los sistemas de seguimiento solar también forma parte de esta evolución del mercado, aunque la diferenciación entre fabricantes se encuentra cada vez más en el servicio y la capacidad de acompañar los proyectos localmente.

“La diferencia la hace el servicio que podemos ofrecer a nivel local y de post venta, y que los clientes contarán con solidez de equipo de trabajo durante todo su proceso constructivo e instalación”, sostuvo el especialista.

Dentro de esta estrategia, VersolSolar incorporó herramientas tecnológicas para optimizar la operación de los proyectos y mejorar la capacidad de respuesta ante eventos climáticos. La compañía, fundada en 2009, ha impulsado más de 40 GW de capacidad solar en más de 70 países, consolidando su presencia global en sistemas de seguimiento y montaje.

“Tenemos capacidad de pre-ensamblaje, contamos con una aplicación de desarrollo propio que trabaja con inteligencia artificial, conectada con diferentes sistemas meteorológicos para poder predecir eventos climáticos y llevar a posición de defensa con la suficiente anticipación para que no ocurran desastres en los proyectos”, detalló Di Pasquale.

“Con todo ello queremos posicionarnos más fuerte en Argentina. El sector se encontrará con resiliencia, profesionalismo, gente capaz de seguir adelante en las situaciones más difíciles, y que hoy en día está materializado al país como uno de los grandes mercados de Latinoamérica, que no se queda en la planificación, sino que también ejecuta”, concluyó.

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Solis LATAM anunció la designación de Alba Min Ye como CEO, un movimiento que marca una nueva etapa en la estrategia regional de la compañía en un momento de crecimiento para el sector solar en América Latina.

La empresa comunicó el nombramiento a través de sus canales oficiales, destacando el liderazgo de la ejecutiva para fortalecer la presencia de la firma en la región.

“Hoy queremos dar la bienvenida a Alba Min Ye, quien asume el rol de CEO de Solis LATAM. Su experiencia y liderazgo marcarán un nuevo capítulo para nuestra organización mientras seguimos fortaleciendo nuestra presencia en la región y promoviendo soluciones de energía solar cada vez más innovadoras”, expresaron desde la compañía a través de redes sociales.

El anuncio se produce en un contexto en el que América Latina continúa consolidándose como uno de los mercados más dinámicos para el desarrollo de energías renovables, impulsado por la competitividad de la generación solar y la necesidad de avanzar en matrices energéticas más sostenibles.

La empresa también destacó la importancia del trabajo conjunto con actores del sector: “Confiamos en que, junto a nuestro equipo, aliados y clientes, continuaremos impulsando el desarrollo del sector solar en Latinoamérica”.

Alba Min Ye cuenta con una trayectoria profesional vinculada a compañías tecnológicas y energéticas, con experiencia en mercados internacionales y en el desarrollo comercial en América Latina.

Antes de asumir el liderazgo de Solis LATAM, se desempeñó como General Manager de LONGi en México entre junio de 2023 y marzo de 2026, donde participó en el fortalecimiento de la presencia de la compañía en el mercado solar regional.

Previamente ocupó el cargo de Senior Director en ZTE entre 2017 y 2023, también en México, donde lideró estrategias comerciales y de desarrollo de mercado dentro de la multinacional tecnológica.

Su carrera profesional comenzó en Sichuan Jiuzhou Electric Co., Ltd, donde trabajó como Sales Manager entre 2015 y 2017 en Shenzhen, China, consolidando experiencia en operaciones comerciales internacionales.

El nombramiento se produce en un momento en el que Solis continúa ampliando su presencia en el mercado latinoamericano, donde el crecimiento de la energía solar está impulsando nuevas inversiones en infraestructura y tecnología.

En ese marco, la compañía viene reforzando su estrategia tecnológica con inversores solares de mayor potencia y eficiencia, incluyendo soluciones diseñadas para proyectos comerciales e industriales. Entre ellas se destaca el desarrollo de equipos de 125 kW, orientados a responder a la creciente demanda de instalaciones solares de gran escala y a la evolución de los sistemas energéticos hacia esquemas más flexibles e integrados.

A la par, Solis también avanza en su ingreso al mercado de almacenamiento energético, con el objetivo de ofrecer soluciones integradas que combinen generación fotovoltaica y gestión inteligente de la energía. Este movimiento responde a una tendencia global en la que los sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems) se consolidan como una herramienta clave para optimizar la integración de energías renovables.

La compañía ha manifestado su intención de fortalecer su presencia en el mercado latinoamericano de almacenamiento energético hacia 2026, en un contexto en el que la combinación entre generación solar y baterías gana relevancia para mejorar la estabilidad de las redes eléctricas y la gestión de la energía.

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El ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, destacó que Colombia llegó a los 4 GW en generación de energías limpias equivalentes al 17,09% de toda la matriz energética del país con el funcionamiento del nuevo Parque Solar Atlántico.

Con las pruebas de la planta de energía solar, se está a 2 GW de llegar a la meta propuesta por el Gobierno del presidente Gustavo Petro de generación, enmarcado en el plan 6 GW Plus.

Este proyecto cuenta con 403.920 paneles solares interconectados en 34 subcampos con tecnología que les permite girar y orientarse con el movimiento del sol para capturar óptimamente sus rayos durante todo el día.

Las modernas instalaciones de generación de energía limpia podrán abastecer de electricidad a cerca de 800 mil ciudadanos de la región, principalmente a los habitantes de los municipios de Usiacurí y Sabanalarga.

“Con la producción de 180MW de esta planta solar, el país subió a 17,09% su participación de toda la matriz energética usada en Colombia consolidándose como un pilar creciente en el desarrollo y bienestar de todo el territorio nacional”, afirmó el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma.

El jefe de la cartera minero-energética de Colombia también ha asegurado que este es un hito relevante que evidencia el compromiso del sector con una transición ordenada, segura y sostenible

Más contexto de mercado

El país tiene en marcha dos decisiones estructurales para el sistema eléctrico colombiano: la subasta de contratos de largo plazo, que incorpora almacenamiento, y la de cargo por confiabilidad, instrumento central para garantizar firmeza y respaldo en la matriz.

La nueva subasta de largo plazo en Colombia se lanza en un escenario muy distinto al de sus antecesoras. Mientras en 2019 el mercado carecía de contratos suficientes para respaldar financiamiento estructurado, hoy los desarrolladores negocian PPAs de hasta 15 años con condiciones que permiten cerrar Project Finance sin acudir necesariamente al mecanismo estatal.

El cambio de contexto responde a una señal clara: la posible estrechez del sistema hacia 2027–2028, en un entorno marcado por retrasos en expansión de red y limitaciones en asignación de puntos de conexión. Ante ese panorama, comercializadores y grandes consumidores comenzaron a asegurar suministro con mayor anticipación, dinamizando el mercado bilateral.

Además, el proceso se desarrolla en un año preelectoral —con elecciones presidenciales previstas para el 31 de mayo de 2026—, lo que introduce una variable institucional adicional. La previsibilidad regulatoria y la independencia del regulador serán factores determinantes para mantener confianza inversora.

Por lo que con la transición energética en marcha y señales de estrechez en el horizonte, Colombia enfrenta una etapa distinta, donde la subasta ya no opera como motor inicial de expansión renovable, sino como herramienta de ajuste fino en un mercado que maduró rápidamente y que hoy exige sofisticación contractual y financiera.

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El rápido crecimiento de los data centers impulsado por la inteligencia artificial y la economía digital está generando un nuevo desafío energético para Chile y América Latina. En este escenario, Siemens anticipa que la integración de renovables con sistemas BESS será determinante para garantizar un suministro confiable y sostenible durante la próxima década.

Felipe Lizama, gerente de Electrificación y Automatización de Siemens Chile, explica que el avance de esta infraestructura tecnológica está asociado a una transformación estructural de la demanda eléctrica global.

“En noviembre de 2025, Chile contaba con 59 data centers, lo que lo posiciona como el tercer país con mayor capacidad instalada de data centers en América Latina. En este contexto, estimamos que en los próximos cinco años la capacidad instalada podría duplicarse, consolidando a esta industria como una de las de mayor crecimiento en el país”, sostuvo en diálogo con Energía Estratégica.

El fenómeno no es exclusivo de Chile. Latinoamérica está experimentando un incremento sustancial en la inversión en infraestructura digital, impulsado por la proximidad estratégica con Estados Unidos, la rápida adopción de servicios en la nube y nuevos marcos regulatorios vinculados a la soberanía de datos.

Las proyecciones energéticas reflejan la magnitud del desafío. Chile anticipa que la demanda eléctrica de los centros de datos alcanzará 1360 MW hacia 2032, mientras que Brasil proyecta multiplicar por quince su consumo actual, pasando de aproximadamente 826 MW a más de 13 GW hacia 2035.

Actualmente gran parte de esta infraestructura está concentrada en la Región Metropolitana, lo que genera presiones adicionales sobre la red eléctrica y plantea la necesidad de diversificar la localización de los proyectos, que permitan suplir la creciente demanda y, al mismo tiempo, optimizar los costos de energía.

Para enfrentar esta nueva demanda energética, Siemens considera que la integración de energías renovables junto con almacenamiento BESS será clave para asegurar la continuidad operativa que requieren los data centers.

“Ambas tecnologías pueden jugar un rol central en el abastecimiento de data centers al permitirles reducir drásticamente su huella de carbono, mejorar la continuidad del suministro eléctrico y disminuir la dependencia de generadores convencionales basados en combustibles fósiles”, afirmó Lizama.

Esta combinación permite cubrir cargas críticas sin interrupciones y optimizar el uso de la energía renovable disponible, una condición indispensable para la operación de los centros de datos.

En paralelo, Siemens está fortaleciendo su oferta tecnológica para acompañar este crecimiento: “Ofrecemos un portafolio integral de soluciones y servicios para proyectos de data centers, orientado a cubrir todo su ciclo de vida, desde la planificación y el diseño hasta la operación y expansión”, explica Lizama.

Las soluciones incluyen sistemas de distribución eléctrica de media y baja tensión, plataformas de automatización energética, herramientas de gestión de infraestructura y sistemas inteligentes para monitorear en tiempo real el consumo energético, la capacidad, el enfriamiento y los activos críticos.

“Estamos reforzando nuestro portafolio tecnológico con soluciones que combinan equipos eléctricos, sistemas de control y plataformas digitales de operación avanzada, como SCADA, EMS y BMS, apoyadas por capacidades de digitalización e inteligencia artificial para optimizar la gestión de flujos de energía”, detalló el ejecutivo.

Finalmente, Siemens también promueve instancias de colaboración con actores del ecosistema energético y digital, incluyendo organismos públicos, operadores de centros de datos y generadores renovables.

Entre ese tipo de iniciativas se destaca la participación activamente en la Asociación Chilena de Data Centers, donde aporta su experiencia global para el desarrollo del sector.

“Desde ese espacio aportamos nuestro conocimiento global y expertise local para contribuir a la definición de estándares, compartir tendencias tecnológicas y adaptar soluciones innovadoras implementadas en otros mercados a la realidad chilena”, concluye Lizama.

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El gobierno argentino dejó abierta la posibilidad de incrementar en hasta un 10% el volumen a adjudicar en la licitación AlmaSADI, actualmente fijado en 700 MW para proyectos BESS stand-alone a lo largo del país.

“La ampliación de la potencia dependerá mucho de la cantidad de ofertas, dónde se ubiquen y precios”, aseguró el director nacional de Generación Eléctrica, Maximiliano Bruno, durante un desayuno exclusivo de networking de Future Energy Summit (FES) Argentina.

“Si bien queda del lado del regulador definir si habrá más capacidad adjudicable, una segunda vuelta o un precio para que los oferentes se adapten, hoy en día hay 700 MW adjudicables, aunque puede ser un 10% más, dependiendo de la estructura de los proyectos”, agregó ante empresarios y autoridades del sector renovable de LATAM.

La convocatoria, formalizada mediante la Resolución SE N° 50/2026, busca incorporar 700 MW de sistemas stand-alone para reforzar nodos críticos del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y reducir interrupciones en distintas regiones del país. 

El esquema prevé una inversión estimada en USD 700 millones y contratos de hasta 15 años, con CAMMESA como offtaker y una remuneración centrada en la disponibilidad de potencia.

El cronograma concentra el proceso en menos de cuatro meses, dado que la presentación de ofertas técnicas y administrativas (Sobres A) será el 8 de mayo, con evaluación hasta el 21 de mayo y publicación de resultados el 28 de mayo. 

Mientras que las ofertas económicas (Sobres B) se abrirán el 5 de junio, con adjudicación prevista para el 19 de junio y firma contractual desde el 25 de junio de 2026.

En cuanto a los plazos operativos, el 1 de enero de 2027 será la fecha objetivo para el inicio del cómputo contractual, mientras que el 31 de diciembre de 2029 se fija como límite para la habilitación comercial de los proyectos asignados.

Además, el director nacional de Generación Eléctrica de Argentina, envió además un mensaje directo a los desarrolladores respecto a la relevancia estratégica de esta instancia: “No sabremos si habrá otra licitación, por lo que invitamos a los interesados a ponerle ganas a la convocatoria AlmaSADI, ofrecer buenos precios y tratar de ganar”.

El contexto regulatorio también incide en el análisis, debido a que durante 2025 se llevó a cabo la subasta BESS AlmaGBA (713 MW adjudicados) y licitaciones hidroeléctricas, en tanto que para este año también se prevén convocatorias para la concesión de más centrales hidráulicas y la ampliación de redes de transmisión.

“Si se puede ordenar el mercado con las licitaciones ya realizadas y en marcha, más los cambios dados en la resolución SE 400/2025, no sé si habrá otra licitación de baterías. La idea es que no, excepto que si alguna distribuidora lo solicite o CAMMESA entiende que se debe realizar una licitación en algún punto específico, por algún nodo o alguna cuestión puntual”, reconoció Bruno.

“El objetivo de la Secretaría es lanzar esta licitación y dejar que el mercado fluya un poco, porque hay herramientas dentro de la Resolución SE N° 400/2025 para que entre nuevo almacenamiento o nueva generación”, complementó Juan Luchilo, gerente general de CAMMESA, durante el desayuno exclusivo de FES Argentina.

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Rocío Sicre, directora general de EDP España, advirtió que el país puede convertirse en uno de los grandes polos de atracción de capital renovable en Europa o perder esa oportunidad por falta de infraestructura y señales regulatorias claras.

“Necesitamos inversión en redes y necesitamos inversión en demanda. El capital es móvil y puede elegir venir a España o irse a cualquier otro país. Tenemos todas las condiciones: precio competitivo, energía limpia y una de las mejores conectividades de Europa, pero debemos ser capaces de aprovechar eso”, afirmó Sicre, durante el FES Iberia 2026, ante 500 ejecutivos del sector, al plantear que el cuello de botella ya no es la generación sino la red y la transformación del consumo.

“Por cada euro que se está invirtiendo en generación, se invierte 0,4 en redes, no tiene sentido”, manifestó. A ello se suma un dato estructural que condiciona la integración renovable en todo el continente: el 40% de la red europea tiene más de 40 años.

«Al regulador le pediría que busque ese equilibrio. Tenemos que abrirle las puertas a la demanda, evitar la sobreregulación y buscar equilibrio entre visibilidad a largo plazo para la inversión, la seguridad de un marco económico, un marco regulatorio estabile, que ahora mismo no existen», apuntó la ejecutiva.

Esa falta de previsibilidad, según explicó, termina afectando tanto a nuevos proyectos de generación como al desarrollo de consumo electrificado. La saturación de nudos y los procesos de concurso simultáneos para capacidad de generación y consumo están generando una parálisis que, en términos prácticos, limita la expansión del sistema.

“Estamos dejando a nivel de concurso casi todos los nudos, lo que está produciendo una parálisis para que se pueda desarrollar la demanda y lo que no puede ser es que tengamos un sistema en el que no cabe más capacidad”, sostuvo.

Para Sicre, el riesgo no es tecnológico sino estructural, dado que sin modernización de la infraestructura y sin señales regulatorias claras, la integración de nueva capacidad y la llegada de capital podrían desacelerarse.

En ese marco, insistió en que la transición energética ya no puede analizarse exclusivamente desde la óptica climática: “La transición va un poco más allá de lo que es meramente climático, estamos hablando ya de seguridad, de independencia energética”.

Hibridación y almacenamiento: la respuesta tecnológica a un sistema tensionado

Frente a un sistema que requiere mayor flexibilidad y capacidad de integración, EDP viene avanzando en un modelo operativo basado en la complementariedad tecnológica. Para Sicre, la discusión ya no se limita a producir más capacidad renovable, sino a gestionar mejor su aporte al sistema.

“Ya no buscamos producir más megavatios, es cuándo y cómo producirlo”, afirmó durante el encuentro.

Esa lógica explica la estrategia de hibridación que la compañía inició en 2016 con un piloto que combinó hidráulica y solar. En 2022 puso en marcha en Alqueva, Portugal, un proyecto solar flotante integrado a hidráulica; y un año más tarde avanzó con esquemas que combinan hidráulica, solar y eólica en Polonia e Iberia, a tal punto que actualmente supera 1 GW en proyectos fotovoltaicos en cartera en la región.

Además, la próxima etapa incorpora almacenamiento como pieza estructural del modelo, de modo que la compañía pondrá en marcha su proyecto con eólica, solar y batería.

Desde su perspectiva, las baterías no deben analizarse como una carga convencional, sino como un activo de gestión del sistema, aunque también remarcó la cuestión regulatoria y cómo los sistemas BESS compiten con cualquier consumo; por lo que destacó la importancia de colocar «el concepto de flexible”.

Para la Directora General de EDP España, reconocer la naturaleza flexible del almacenamiento resulta clave para optimizar la red existente, mejorar la integración renovable y aportar estabilidad en un entorno de mayor penetración variable.

La estrategia tecnológica del grupo se alinea así con el diagnóstico estructural planteado ante el regulador: sin infraestructura moderna y sin reglas diferenciadas para activos flexibles, el sistema perderá eficiencia y competitividad en la captación de inversión.

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PCR anunció el financiamiento por parte de la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo Banco Mundial, para el desarrollo y la construcción de su nuevo parque eólico Olavarría, así como para inversiones destinadas a ampliar la capacidad de transmisión a lo largo del corredor de alta tensión Bahía Blanca–Abasto, conectando una región con recursos eólicos de primer nivel con el mayor centro de demanda del país.

IFC actúa como estructurador líder de un préstamo corporativo senior por USD 110 millones otorgado a una sucursal dedicada de Generación Eléctrica Argentina Renovable I S.A. (GEAR I), garantizado por GEAR I y por PCR. El préstamo incluye un tramo A (A Loan) de US$30 millones a ser aportados con recursos propios de IFC y un tramo B (B Loan) por un total de US$80 millones, a ser aportados por bancos de desarrollo y bancos comerciales. El repago de los prestamos se realizará entre los siete (7) y nueve (9) años desde su otorgamiento.

El proyecto se desarrolla conjuntamente con Acindar Industria Argentina de Aceros S.A. (una empresa del grupo ArcelorMittal), compañía productora de aceros largos en Argentina, que abastecerá sus operaciones con energía renovable proveniente del proyecto para apoyar la descarbonización de sus actividades.

La inversión del proyecto representa un costo total de USD 275 millones y contempla la instalación de 29 aerogeneradores provistos por Vestas, con una capacidad total instalada de 185,6 MW.

También incluye la construcción de una línea de transmisión de 25 km, la cual unirá el parque con la estación transformadora de Olavarría, y la ampliación y repotenciación de los capacitores en las estaciones transformadoras de Olavarría y Ezeiza, incrementando la capacidad de transporte de energía del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). 

Se trata de la primera iniciativa de generación de energía renovable del país que incorpora infraestructura de transmisión financiada por el sector privado e integrada al SADI, por lo que la combinación de nueva generación limpia y mayor capacidad de transmisión contribuirá a reducir costos energéticos, mejorar la competitividad y consolidar un sistema eléctrico más resiliente.

El parque eólico Olavarría ha sido aprobado bajo el esquema RIGI (Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones) y generará energía limpia equivalente al consumo anual de electricidad de aproximadamente 230.000 hogares. Asimismo, aportará importantes co-beneficios climáticos, incluida la reducción de aproximadamente 320.000 toneladas métricas de emisiones de CO₂ equivalente por año por parte de la industria.

“Con esta inversión, apoyamos la ampliación de la oferta de energías renovables competitivas, fortalecemos la infraestructura y generación de empleo que son esenciales para el desarrollo sostenible de Argentina”, señaló Makhtar Diop, Director General de IFC. “Nuestra alianza con PCR moviliza capital privado para ofrecer energía confiable y accesible, al tiempo que amplía la capacidad de transmisión, contribuyendo a impulsar el crecimiento, mejorar la competitividad y aprovechar todo el potencial de la economía argentina”.

Por su parte, Martín Brandi, CEO de PCR, señaló: “Desde PCR reafirmamos nuestro compromiso con el desarrollo energético y productivo de la Argentina. Este acuerdo de financiamiento con IFC nos permite avanzar en un proyecto que integra infraestructura estratégica, energía renovable y generación de oportunidades para las comunidades y las cadenas de valor. Este tipo de iniciativas fortalecen la competitividad del país, promueven inversiones de largo plazo y consolidan una base sólida para un crecimiento sostenible que beneficie a toda la sociedad”.

La entrada PCR lograr financiamiento de IFC para el desarrollo y construcción de su parque eólico Olavarría junto con ArcelorMittal Acindar se publicó primero en Energía Estratégica.

AES Corporation, Global Infrastructure Partners, parte de BlackRock, y el fondo EQT Infrastructure VI, junto con los co-suscriptores California Public Employees’ Retirement System (“CalPERS”) y Qatar Investment Authority, firmaron el acuerdo definitivo bajo el cual el Consorcio adquirirá AES por USD 15 por acción en efectivo, lo que representa un valor patrimonial total de USD 10700 millones y un valor empresarial de aproximadamente USD 33400 millones.

La deuda neta consolidada ascendía a USD 27561 millones al 31 de diciembre de 2025, incluyendo la asunción de la deuda existente. La transacción representa una prima del 40,3 % sobre el precio medio ponderado por volumen de las acciones de 30 días antes del 8 de julio de 2025, último día completo de cotización antes del primer informe de prensa sobre una posible adquisición. 

El Consorcio financiará el 100% del precio de compra para adquirir la Compañía con capital.  Además, la transacción fue aprobada por unanimidad por el Directorio de AES y se espera que se cierre a fines de 2026 o principios de 2027, sujeto a la aprobación de los accionistas de AES, la recepción de las aprobaciones regulatorias federales, estatales y extranjeras aplicables y el cumplimiento de otras condiciones de cierre habituales.

A través de esta adquisición, se espera que AES amplíe plataforma de energía limpia en América, incluyendo 11,8 GW en acuerdos firmados hasta la fecha para suministrar energía a importantes empresas tecnológicas, dado que bajo propiedad privada, AES se beneficiará de una mayor flexibilidad financiera que le permitirá acelerar su estrategia de crecimiento.

Jay Morse, presidente del consejo de administración de AES , afirmó: «Tras una rigurosa revisión de las opciones estratégicas, el consejo de administración de AES determinó que esta transacción con el Consorcio maximiza el valor para los accionistas y ofrece un atractivo valor en efectivo. AES tiene una necesidad significativa de capital para respaldar el crecimiento más allá de 2027, en particular dadas las nuevas e importantes inversiones en los negocios de generación y servicios públicos de EE. UU. De no concretarse una transacción con el Consorcio, la empresa probablemente requeriría un plan que incluya la reducción o eliminación del dividendo o nuevas emisiones sustanciales de capital». 

Andrés Gluski, presidente y director ejecutivo de AES , aseguró: «Esta transacción maximiza el valor para los accionistas actuales y posiciona a la Compañía para el éxito a largo plazo, a medida que continuamos cumpliendo nuestros compromisos con los clientes, las comunidades y las personas. Esperamos colaborar con el Consorcio, que ha expresado su reconocimiento por el valor de la innovación, el alcance global y la diversa cartera de AES».

Bayo Ogunlesi, presidente y director ejecutivo de Global Infrastructure Partners, parte de BlackRock , sostuvo: «En un momento en el que se necesitan inversiones significativas en nueva capacidad de generación, transmisión y distribución de electricidad, especialmente en Estados Unidos, esperamos aprovechar la experiencia de GIP en inversión en infraestructura energética, así como nuestras capacidades operativas, para impulsar el compromiso de AES de satisfacer las necesidades del mercado». 

Masoud Homayoun, Director de Infraestructura de EQT , destacó: «Esperamos colaborar con el equipo de AES para fortalecer su plataforma operativa, lo que incluye mejorar la fiabilidad y la competitividad a largo plazo, a la vez que apoyamos una transición energética responsable y sostenible».

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El proyecto Parque Eólico Fénix de EDF power solutions Chile, emplazado en la comuna de Negrete en la Región del Biobío, obtuvo su Resolución de Calificación Ambiental (RCA), tras la recomendación de aprobación por parte de la Dirección Ejecutiva del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA).

El proyecto considera la construcción y operación de una central eólica con una potencia instalada de 128 MW, que estará compuesta por 16 aerogeneradores.

Además, el Parque Eólico Fénix considera la incorporación de un sistema de almacenamiento de energía mediante baterías (BESS) de 150 MWh, infraestructura clave para aportar mayor flexibilidad al Sistema Eléctrico Nacional (SEN). 

La electricidad generada será evacuada a través de la conexión a la Subestación Epuleufú, fortaleciendo la red eléctrica en la zona sur del país.

El CEO de EDF power solutions Chile, Joan Leal, destacó que “la aprobación ambiental del Parque Eólico Fénix representa un hito clave dentro de la estrategia que estamos implementando, la cual considera desarrollar y construir proyectos que aporten energía renovable y flexibilidad al sistema eléctrico. Como EDF power solutions estamos enfocados en seguir colaborando con una transición energética sostenible, competitiva y segura”.

Y cabe recordar que el Grupo EDF está presente en Chile desde el año 2014, y cuenta con una capacidad instalada de generación de más de 1400 MW, lo que lo convierte en el quinto actor del sector generación más importantes del país, con un portafolio diversificado de proyectos en desarrollo, que considera proyectos híbridos de generación renovable con almacenamiento, así como también proyectos de tecnologías innovadoras como el hidrógeno verde. 

El modelo de negocios del Grupo EDF en Chile considera el desarrollo de proyectos en co-control con socios con expertise local, de modo que actualmente, participa junto a AME en la propiedad de Generadora Metropolitana, a través de la cual opera la planta solar CEME 1 (las más grande del país) y las centrales térmicas Nueva Renca, Los Vientos y Santa Lidia.  Además, participa junto al Grupo Ibereólica Renovable de la propiedad del parque eólico Cabo Leones I.

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El Comité de Expertos para la Revisión del Sistema Regulatorio del Sector Eléctrico de Chile, encabezado por el biministro de Energía y de Economía, Fomento y Turismo, Álvaro García, presentó la propuesta de reformas enfocada, principalmente, en el sector distribución, la que será entregada a las próximas autoridades.

El documento se basa en un diagnóstico que evidenció que el diseño regulatorio vigente de la distribución, construido a partir de una empresa modelo eficiente, requiere ajustes para impulsar la incorporación de nuevas tecnologías y permitir mayor adaptabilidad del sistema frente a cambios en los patrones de consumo y generación, y ante riesgos de desastres naturales.

Entre las medidas propuestas se encuentra la implementación de medidores inteligentes a través de pilotos adaptados a clientes y zonas específicas; la modernización de la tarificación, que alinee los patrones de consumo de la demanda con la necesidad de flexibilidad del sistema; y la modificación del modelo de remuneración, que reconozca planes de inversión de activos e incorpore incentivos para robustecer la red.

Además, se plantea integrar los recursos energéticos distribuidos, con el fin de habilitar nuevos modelos de negocios que aporten flexibilidad al sistema; la incorporación de pilotos y sandbox regulatorios, que permita probar innovaciones tecnológicas, operativas, tarifarias o de mercado; y un análisis de la gobernanza y de la institucionalidad del sector, promoviendo la participación técnica y ciudadana en los procesos tarifarios.

El Comité, integrado por diez expertos, realizó cinco sesiones de trabajo que terminaron en una propuesta de hoja de ruta para mejorar la resiliencia y seguridad del sistema eléctrico.

“Se ha logrado un acuerdo transversal, técnico y responsable que le vamos a dejar en herencia al próximo gobierno para que, ojalá, lo implemente, y así logre mejorar la seguridad, la resiliencia y los menores costos del sistema eléctrico, y de esa manera beneficiar tanto a los clientes como a las empresas productoras”, indicó el biministro García al destacar y agradecer el trabajo de los profesionales.

Asimismo, Hermann González, miembro del Comité y vicepresidente del Consejo Fiscal Autónomo (CFA), resaltó: “Me gustaría valorar la intención de aportar a la discusión pública y entregar al futuro gobierno una hoja de ruta sobre los cambios administrativos y regulatorios que se necesitan en una industria que no sufre cambios desde hace 40 años, y que hoy está cambiando de manera muy importante y que es necesaria para la calidad del suministro eléctrico que llega a los hogares”.

En esta línea, Rodrigo Moreno, académico de la Universidad de Chile y director del Centro de Energía para Latinoamérica y el Caribe (Enlace), subrayó la importancia de reformar el sector distribución pensando en los cambios que han experimentado los clientes. “El país está viviendo una transición energética, mientras los consumidores enfrentan una transformación tecnológica y digital que está cambiando rápidamente su comportamiento. En este contexto, la distribución es el segmento que da la cara al consumidor final, como último eslabón de la cadena de suministro eléctrico”.

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El Gobierno nacional publicará los pliegos técnicos del proyecto de transmisión AMBA I entre fines de marzo y principios de abril de 2026, paso previo a la difusión del pliego económico y la apertura formal de la licitación. 

La confirmación se realizó en exclusiva durante el desayuno de networking de Future Energy Summit (FES) Argentina, en donde participaron el director nacional de Generación Eléctrica de la Nación, Maximiliano Bruno, y el gerente general de CAMMESA, Juan Luchilo, junto a empresarios y autoridades del sector renovable regional.

“Seguramente primero se publiquen los pliegos técnicos y luego el pliego completo con toda la parte económica. La idea es publicar la licitación del proyecto de transmisión AMBA I este año 2026 y luego, probablemente en 2027, otras dos líneas”, aseguró Bruno.

El alcance incluirá la línea de 220 kV y 500 kV, la estación transformadora, entre toda la infraestructura que conlleva el proyecto que contempla más de 500 kilómetros de líneas eléctrica para mejorar la capacidad de abastecimiento en el Área Metropolitana de Buenos Aires, considerando que la región concentra alrededor del 40% de la demanda eléctrica nacional.

“El proyecto de transmisión AMBA I incorporar una cuarta estación transformadora al oeste, entre Ezeiza y General Rodríguez y, a su vez, esa estación transformadora, vincularla con Atucha por el norte y la ET Ezeiza con con dos líneas de 500 kV de 25 kilómetros hacia el sur. Y desde esa estación transformadora alimentará a la ciudad de Buenos Aires con dos líneas de 220 kV”, detalló Luchilo.

“Es decir que es un proyecto destinado específicamente a darle más confiabilidad y abastecer la demanda del área del Gran Buenos Aires (GBA). Además, tiene otro componente que es una estación transformadora a 132 kV, y una salida de líneas de 132 kV para alimentar la zona del norte de la provincia de Buenos Aires”, agregó. 

En paralelo, el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Damián Sanfilippo, ya había anticipado en la inauguración de FES Argentina que las licitaciones de transmisión son el objetivo principal del gobierno para 2026, con respaldo del Banco Interamericano de Desarrollo como garante, y que estas iniciativas podrían participar del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones.

Puntualmente, será una licitación para una concesión al sector privado, donde los oferentes deberán ofertar a través de una tarifa que servirá como el recupero de la inversión, por un plazo estipulado de concesión de la infraestructura.

Obras complementarias y conexión con renovables

El lanzamiento de AMBA I se inscribe dentro de un paquete más amplio de ampliaciones en 500 kV orientadas a facilitar la evacuación de nueva generación desde distintas regiones del país.

Entre ellas se encuentra la línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins, un corredor que permitirá evacuar nueva generación desde la región de Cuyo, además de transportar parte de la producción eléctrica proveniente del sistema Comahue.

“Esas líneas son una especie de cierre de anillo este – oeste que permitirá dar confiabilidad e incorporación de potencia renovable, especialmente solar”, señaló Luchilo

También fue priorizada la línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, destinada a fortalecer la conexión entre la Patagonia y el sistema troncal de transmisión, lo que permite generación renovable en el sur.

En paralelo, la entrada en operación de la central hidroeléctrica Jorge Cepernic —antes denominada La Barrancosa— agregará 360 MW de potencia, que exigirá nueva infraestructura y, en consecuencia, se evalúa la necesidad del desarrollo de la línea de transmisión 500 kV Vivoratá – Plomer, según confirmaron las autoridades de gobierno.

“En resumen, las obras son una ET y líneas para abastecimiento de la demanda de Gran Buenos Aires y un par de vínculos para complementar la posibilidad de incorporar nueva oferta renovable, térmica, hidroeléctrica o la que fuera”, afirmó el gerente general de CAMMESA.

“Además, como las líneas tienen un salto y pueden incorporar 1000 MW de capacidad, siempre da un poco de tiempo adicional de mejora de confiabilidad porque tenemos que tener un sistema más confiable”, subrayó.

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Panamá reactivó su esquema de contratación estructurada con la licitación pública internacional LPI ETESA 01-25, y la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA) llevó adelante el acto de recepción de ofertas hidroeléctricas y eólicas.

Del total de participantes, seis empresas presentaron propuestas para energía y una exclusivamente para potencia, reflejando competencia efectiva en el segmento renovable.

Las compañías que entregaron ofertas en el marco de la LPI ETESA 01-25 fueron UEP III Panamá S.A.; UK Parque Eólico La Colorada S.A.; Hidronorth Corp.; Los Naranjos Overseas S.A.; Santa Cruz Wind S.A., que presentó dos propuestas; y Corporación de Energía del Istmo LTD, S.A.

La convocatoria respondió a una recomendación formal de la Secretaría Nacional de Energía orientada a cubrir las obligaciones contractuales de las empresas distribuidoras. Y en términos técnicos, la contratación busca reforzar la potencia firme disponible, un componente esencial para garantizar confiabilidad ante variabilidad hidrológica y crecimiento de la demanda.

Según informó la Secretaría Nacional de Energía de Panamá a Energía Estratégica, la adjudicación está prevista para el 24 de abril, fecha en la que se conocerá qué proyecto asegurará los contratos dentro de esta convocatoria estratégica.

Panamá posterga su licitación de renovables: qué aspectos clave del pliego cambian

“ETESA revisará las ofertas, emitirá un informe de evaluación y una resolución con la adjudicación de la empresa ganadora”, precisó Dayana Fernández, directora de Gestión Comercial de ETESA.

Marco regulatorio y planificación energética ampliada

La LPI ETESA 01-25 se desarrolló bajo el paraguas de la Ley 43 del 9 de agosto de 2012, que reformó la Ley No. 6 de 1997 y estableció un pliego especial para la compra de potencia y energía a generadoras, autogeneradoras y cogeneradoras nacionales y extranjeras.

El acto fue transmitido en vivo a través del canal institucional, reforzando estándares de transparencia en una convocatoria que impacta directamente en la estructura de abastecimiento del sistema eléctrico panameño.

Esta licitación se inserta además en una planificación de mediano plazo que Panamá extendió recientemente, incorporando el almacenamiento energético como nueva prioridad estratégica para complementar la expansión renovable y fortalecer la confiabilidad operativa.

Con siete actores en competencia, un proceso que retoma su curso tras la postergación y un cronograma definido hacia abril, Panamá refuerza su esquema de contratación para asegurar suministro, previsibilidad a las distribuidoras y mayor participación de generación renovable en su matriz eléctrica.

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Acciona pone el foco en la agilidad regulatoria como condición estructural para sostener nuevas inversiones renovables en España.

Durante su intervención en FES Iberia 2026, Rafael Esteban, Global Chief Business Development Officer de ACCIONA, señaló a Alemania como referencia en materia de permisos y planificación energética, y planteó la necesidad de revisar el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) para adaptarlo a la realidad actual del mercado.

“La parte de la permisología renovable es algo estratégico dentro del sistema alemán, con lo que no se duda que se puede hacer. Tú lo haces y luego se pregunta, que quizás eso también tiene un punto de abusividad en un momento dado, pero la realidad es que están desarrollando y que están implementando renovables, tanto eólica, fotoovoltaica, como baterías, de una forma especialmente ágil», analizó.

«Y me quedo con que sí existen sistemas que pueden permitir que esa permisología, donde nos estancamos y donde todos hemos reflejado que es una caja negra con la cual no podemos predecir cuándo tenemos que estar», agregó.

Reviva FES Iberia 2026

En contraste, en el mercado español el desarrollo de proyectos continúa enfrentando demoras persistentes. Esteban reconoce que se trata de un problema largamente señalado por el sector y aún sin resolver. “Se ha tardado demasiado en desarrollar plantas energéticas renovables y eso no ha tenido una mejoría especial”, sostuvo.

El planteo, sin embargo, va más allá de la tramitación administrativa. El ejecutivo introduce un concepto central para cualquier inversor institucional: la predictibilidad regulatoria. Los activos renovables requieren décadas para amortizarse y operar bajo marcos estables.

“Hacemos cosas que tardan mucho tiempo en hacerse, mucho tiempo en desarrollarse y luego que tienen que durar muchísimo tiempo”, remarcó.

La falta de esa estabilidad, explicó, genera debate permanente en los comités de inversión respecto a “qué invertir, dónde invertir y en qué invertir”, especialmente cuando se trata de compromisos financieros a 30 años. En esa línea, la actualización del PNIEC se vuelve ineludible. El directivo considera que el documento quedó desalineado respecto al contexto actual del mercado.

“Me encantaría que se revisara el PNIEC a un entorno más realista. Creo que se ha quedado desfasado”, afirmó.

Y aunque reconoció la complejidad del contexto político y electoral, insistió en que el sector necesita una hoja de ruta clara que permita proyectar decisiones estratégicas.

Mientras tanto, el sistema eléctrico enfrenta una nueva tensión estructural: la congestión en el acceso de la demanda. Si en años anteriores el foco estaba puesto en habilitar generación, hoy el desafío se traslada al consumo, según apuntó el ejecutivo.

“En el lado de la demanda estamos justo donde estábamos antes, hay una barbaridad de solicitudes de conexión de demanda”, advirtió.

Por lo que resolver ese cuello de botella es clave para dimensionar la siguiente ola de inversiones, a tal punto que el especialista lo remarcó como “crítico» para la evolución de la electrificación y para entender qué tecnologías deberán incorporarse en función de los consumos futuros.

En este contexto, ACCIONA adopta una estrategia prudente en el mercado español. La compañía prioriza repotenciaciones, y prueba de eso es la reciente repotenciación del parque eólico Tahivilla, de 84,4 MW, en Tarifa, cuya puesta en marcha está en fase final. La operación refleja una apuesta por optimizar capacidad instalada y capturar mayor eficiencia antes de asumir nuevos desarrollos en un entorno regulatorio aún incierto.

En fotovoltaica, el enfoque es selectivo. “La fotovoltaica, estamos hiper oportunistas”, explicó Esteban, señalando que solo avanzan proyectos con alto nivel de seguridad. El despliegue, añade, se da “con relativa calma”.

Por otro lado, Esteban explica que la compañía analiza en detalle las hibridaciones sobre activos existentes antes de avanzar en nuevas inversiones; decisión que responde a evaluaciones técnicas y financieras exhaustivas.

Si bien las baterías se presentan como solución a la sobrepenetración solar, el directivo cuestiona la asignación actual de riesgos.

“Estamos pagando el pato de que el sistema no ha funcionado”, afirmó, al referirse a inversiones adicionales que los generadores deben incorporar para proteger sus activos principales frente a desequilibrios del mercado.

Desde su perspectiva, el esquema requiere una revisión profunda. “Eso hay que dar una vuelta más conceptual de fondo”, remarcó, planteando la necesidad de redefinir el rol del almacenamiento y su encuadre dentro de la cadena de valor eléctrica, particularmente en relación con transmisión y operación del sistema.

Con presencia en Estados Unidos, España, República Dominicana, Chile, Sudáfrica, Italia, Croacia, Filipinas, Tailandia y Australia, ACCIONA aplica una estrategia tecnológica similar basada en eólica, fotovoltaica y baterías donde resultan competitivas. Sin embargo, el mensaje central trasciende geografías.

“Hay que reevaluar dónde estamos, definir un nuevo plan energético”, concluyó Esteban. Para el directivo, replicar la agilidad alemana implica asumir la transición como política estratégica de Estado y dotar al sector de la previsibilidad necesaria para sostener inversión de largo plazo.

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El subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Damián Sanfilippo, inauguró la tercera edición de FES Argentina y reveló que la ampliación del sistema de  transmisión eléctrica a través del sector privado será el eje central del gobierno durante el presente año.

“Las licitaciones de transmisión son el objetivo principal del 2026”, aseguró durante la conversación destacada “Argentina y sus perspectivas para el desarrollo de las energías renovables” del encuentro organizado por Future Energy Summit (FES).

“Será una licitación con tres proyectos prioritarios para una concesión de obras públicas, donde los oferentes deberán ofertar a través de una tarifa que servirá como el recupero de la inversión, por un plazo estipulado de concesión”, manifestó.

FES Argentina continúa con una segunda jornada junto a líderes del sector privado y público: https://www.youtube.com/watch?v=CvOl38xzqk8

Las primeras licitaciones se enmarcan dentro de un megaplan de infraestructura que contempla 16 obras prioritarias y más de 5600 kilómetros de líneas de transmisión en 132 y 500 kV, orientadas a aliviar cuellos de botella y robustecer el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Tres de esas obras serán las primeras en avanzar bajo el esquema de concesión privada mediante licitación nacional e internacional. Una de ellas es AMBA I, un proyecto que contempla más de 500 kilómetros de infraestructura eléctrica para mejorar la capacidad de abastecimiento en el Área Metropolitana de Buenos Aires, considerando que la región concentra alrededor del 40% de la demanda eléctrica nacional. 

Otra de las iniciativas seleccionadas es la línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins, un corredor que permitirá evacuar nueva generación renovable y convencional desde la región de Cuyo, además de transportar parte de la producción eléctrica proveniente del sistema Comahue.

La tercera obra priorizada corresponde a la línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, destinada a fortalecer la conexión entre la Patagonia y el sistema troncal de transmisión.

Además, el proceso contará con respaldo financiero internacional. “El BID será garante y estamos avanzados, de modo que desde el Ejecutivo estamos trabajando en los documentos finales para “lanzar la licitación lo antes posible”.

En paralelo al desarrollo de estas obras, el Gobierno también analiza herramientas regulatorias que permitan generar mayor previsibilidad para las inversiones privadas en infraestructura energética. 

En ese contexto, la extensión por un año del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) aparece como uno de los instrumentos con mayor potencial para impulsar nuevos proyectos.

El funcionario confirma que ya existen proyectos renovables que iniciaron su proceso de adhesión al régimen, lo que demuestra el interés del mercado por este esquema de incentivos.

Incluso, desde el Gobierno analizan la posibilidad de integrar este régimen con las nuevas obras de infraestructura eléctrica: “Los proyectos de transmisión podrán incluirse dentro del RIGI y estamos viendo para que calce con la licitación ya mencionada”.

Renovables y almacenamiento: crecimiento reciente y expectativas para 2026

Por otro lado, Sanfilippo destacó la reciente lanzada licitación AlmaSADI, que busca adjudicar 700 MW de sistemas BESS en distintos puntos del país tras el éxito de AlmaGBA (713 MW designados en 2025), que tuvo 40% más de potencia asignada respecto al objetivo original, producto de «precios muy competitivos”.

El nuevo proceso, publicado el pasado lunes 2 de marzo, contempla un plazo de dos meses para la presentación de propuestas administrativas y técnicas.

“Esperamos mucha participación del sector, siendo que hay dos meses para la presentación de ofertas administrativas y técnicas”, señaló Sanfilippo.

Una diferencia clave respecto al proceso anterior radica en el esquema contractual, ya que en este caso los contratos se firmarán con CAMMESA en lugar de las distribuidoras. 

“Hay alta expectativa por AlmaSADI, es muy bien recibida por el sector y creo que habrá gran participación”, agregó el funcionario respecto al interés dentro del sector energético. 

En paralelo, el subsecretario también subrayó la continuidad que muestran las energías renovables dentro de la matriz eléctrica nacional, a tal punto que consideró fue el segmento tuvo «mayor dinamismo en los últimos años dentro del sector eléctrico».

“Durante 2025, el crecimiento de capacidad fue significativo. Las renovables sumaron más de 1000 MW de potencia durante 2025 y vimos que el sector fotovoltaico es el que tuvo más crecimiento. Y para el 2026 creemos que el desarrollo seguirá, tanto en eólica como fotovoltaica, pero más inclinado al sector solar”, enfatizó.

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La decisión de extender el plazo para la presentación de propuestas en la convocatoria por 1500 MW abre una nueva fase en el proceso eléctrico hondureño, ya que, más allá del ajuste en el cronograma, el Ejecutivo revisa el modelo bajo el cual se estructuró la licitación.

Fuentes del sector hondureño indicaron que la cancelación del esquema Build, Operate and Transfer (BOT) es prácticamente un hecho, por lo que este cambio implicaría una actualización de las condiciones contractuales y financieras contempladas en el diseño original.

«La revisión se enmarca en una etapa de análisis técnico por parte de las nuevas autoridades, que actualmente profundizan en los detalles del proceso antes de consolidar definiciones finales. La intención sería adecuar el mecanismo a la estrategia energética vigente», explicaron en diálogo con Energía Estratégica.

En paralelo, el Gobierno analiza la posible incorporación de subastas inversas como herramienta competitiva.

Las fuentes consultadas señalaron que esa decisión dependerá en gran medida de cómo se configuren los equilibrios internos dentro del sector eléctrico, en tanto que la definición permitirá observar qué formato se adoptará finalmente para la adjudicación de capacidad.

Más allá del esquema contractual, el volumen originalmente anunciado también estaría bajo evaluación. De acuerdo con fuentes del sector hondureño, es probable que los 1500 MW previstos inicialmente no se mantengan en su totalidad.

En su lugar, se estudia una contratación escalonada: entre 250 y 450 MW en una primera etapa y posteriormente un bloque adicional de 500 MW. Esta reorganización permitiría incorporar capacidad de forma progresiva, en función de la planificación del sistema y las condiciones del mercado.

El escenario regional forma parte del análisis estratégico. Guatemala obtuvo resultados destacados en su reciente proceso licitatorio, dinamizando el interés inversor en Centroamérica. En ese contexto, Honduras busca consolidar un esquema que mantenga competitividad y previsibilidad.

Desde la óptica del mercado, la claridad regulatoria y la estabilidad contractual son variables determinantes para estructurar proyectos de generación de largo plazo. Las fuentes señalaron que la actual etapa responde a un proceso de ajuste y revisión antes de avanzar con definiciones estructurales.

Asimismo, indicaron que existen instrumentos normativos e incentivos que podrían actualizarse para fortalecer el marco de inversión. Estos elementos formarían parte de la evaluación integral del proceso.

En cuanto al corto plazo operativo, la cobertura de la demanda estacional seguirá siendo un punto relevante. Las fuentes advirtieron que la capacidad disponible podría resultar ajustada frente a los picos de consumo registrados en veranos anteriores, lo que obligaría a mantener ciertos contratos de arrendamiento heredados mientras se concreta la nueva incorporación de capacidad.

De este modo, la prórroga hasta junio representa una fase de revisión estratégica dentro de una convocatoria que inicialmente contemplaba 1500 MW. La redefinición del esquema contractual, la posible implementación de subastas inversas y la reorganización del volumen a adjudicar configurarán el rumbo del proceso eléctrico hondureño en los próximos meses.

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Genneia y BID Invest anunciaron la firma de un acuerdo de financiamiento por USD 185 millones, en el marco de una estructura ampliable hasta USD 320 millones, con plazos de vencimiento de entre 7 y 15 años.

Esta inversión facilitará la ejecución de cuatro parques solares: San Rafael (180 MW) y San Juan Sur (129 MW) en Cuyo, junto a Lincoln y Junín (20 MW cada uno) en Buenos Aires.

Además, el préstamo permitirá avanzar en la instalación de un sistema de almacenamiento de energía con baterías (BESS) de 40 MW en el nodo Maschwitz en la provincia de Buenos Aires optimizando la estabilidad de la red frente a picos de demanda.

Un diferencial clave de este acuerdo es el enfoque en el norte argentino. BID Invest brindará asistencia técnica y económica para apoyar estudios de proyectos de transmisión eléctrica vinculados con nuevas inversiones en minerales críticos (litio y cobre).

Esta infraestructura es esencial para que los proyectos mineros en la Puna y la región andina operen con energía limpia y competitiva, reduciendo la huella de carbono de las exportaciones argentinas y cumpliendo con las crecientes exigencias de sostenibilidad de los mercados globales.

«Este acuerdo con BID Invest reafirma la confianza del mercado internacional en nuestra capacidad de ejecución y en el potencial renovable de Argentina. Estamos no solo generando energía limpia y eficiente, sino construyendo la infraestructura necesaria para que sectores estratégicos como la minería puedan crecer de manera sustentable», destacó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

Además, este acuerdo no solo consolida a Genneia como una de las empresa líderes en la transición energética de Argentina y la posiciona como un catalizador para la competitividad industrial y el crecimiento del sector minero en regiones estratégicas.

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Redeia, ha presentado el ciclo de inversión más ambicioso de su historia para ejecutar la próxima Planificación eléctrica en España, con horizonte 2029 con el que elevará un 70% la inversión media anual en Red Eléctrica respecto a su anterior plan.

Así lo anunció la presidenta de Redeia, Beatriz Corredor, y el consejero delegado, Roberto García Merino, tras la presentación de resultados correspondientes a 2025.

Este incremento en la capacidad de gestión e inversión de la compañía, unido a las mejoras previstas en el proceso de tramitación, permitirán que toda la nueva planificación aún en fase de elaboración (con una inversión prevista en la propuesta sometida a consulta pública de 13.100 M€, según la normativa vigente) se encuentre en servicio o en curso en 2031, con un valor de puestas en servicio de 11.100 M€ (85% de la planificación) y 2.000M€ en ejecución.

Redeia compromete en el periodo 2026-2029 una inversión de 6.000 millones de euros en el TSO, que sumados a la inversión ejecutada en 2025 y a las previstas en los ejercicios 2030 y 2031 permitirá alcanzar las puestas en servicio planteadas, considerando las mejoras normativas en curso y las previstas como consecuencia de la transposición de la regulación europea.

“Con el nuevo plan estratégico damos un salto hacia el futuro para ejecutar la próxima planificación, aún no aprobada, con el foco puesto en las nuevas demandas del tejido productivo, centros de datos, electrificación del transporte, puertos o hidrógeno verde, entre otros consumos”, ha explicado la presidenta de Redeia, Beatriz Corredor.

Para ella, “esta nueva fase de la transición ecológica requiere seguir invirtiendo en infraestructura, pero también incorporar tecnología, digitalización, innovación y nuevas capacidades para una operación del sistema eléctrico cada vez más compleja, cuya prioridad seguirá siendo la seguridad del suministro”.

“El esfuerzo comprometido consolida una senda que la compañía ha acelerado en los últimos años, tras multiplicar por cuatro la inversión desde 2020”, ha anunciado Roberto García Merino. El consejero delegado también ha detallado que el grupo ha ido planificando estas inversiones en materia de aprovisionamientos, por lo que hasta 2029 ya tiene garantizados más del 70% de los suministros necesarios.

Como resultado de este impulso, Redeia prevé un crecimiento del 35% en su base de activos regulados (RAB), hasta 12.000 millones de euros a finales de 2029, que alcanzan los 14400 millones considerando la obra en curso estimada.

Fuera del perímetro temporal del plan que ahora se presenta, la base de activos regulados superará los 15.000 millones de euros a cierre de 2031, a los que se sumará una obra en curso en el entorno de los 2000 millones de euros.

Consolidación de las inversiones en Latinoamérica y fibra óptica 

Como parte de su senda estratégica hasta 2029, el grupo consolidará su actividad en transmisión eléctrica en Latinoamérica y en el ámbito de las telecomunicaciones. En el primer caso, desplegará un plan de inversiones en el entorno de los 150 millones de euros, centrado en el refuerzo y la expansión de las redes de transporte en Brasil, Chile y Perú a través de su filial Redinter.

Por otro lado, la estrategia pone también el foco en la actividad de Reintel como mayor operador de fibra óptica oscura en España. Plantea una inversión de 110 millones de euros para ampliar las capacidades de su red y atender la creciente demanda de conectividad de alta calidad con el fin último de contribuir a la eliminación de la brecha digital.

Nuevo Plan de Sostenibilidad  

Redeia ha presentado asimismo el nuevo plan de sostenibilidad para el periodo 26-29, una vez cerrado, el vigente hasta finales de 2025, con un cumplimiento del 106 %. Para ello, se establecen objetivos medibles que abarcan a todo el grupo: desde impulsar la electrificación y reducir significativamente las emisiones.

“En conjunto, estos objetivos nos permiten afrontar la transición energética con rigor, responsabilidad y visión de futuro, asegurando que nuestro crecimiento vaya siempre acompañado de valor social y ambiental, para lo que contamos con nuestra Estrategia de Impacto Integral y un nuevo plan de Innovación social”, ha sentenciado Corredor.

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El consejo directivo de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil aprobó el aviso de licitación para la Subasta de Transmisión n.º 1/2026, consolidado tras el análisis técnico del Tribunal de Cuentas de la Unión (TCU).

El documento establece la licitación de nueve lotes, que resultarán en 859 km de nuevas líneas de transmisión y 4350 MVA de capacidad de transformación, con inversiones de aproximadamente R$ 5110 millones.

Los proyectos se instalarán en 12 estados: Bahía, Ceará, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Minas Gerais, Pará, Paraná, Río de Janeiro, Río Grande do Norte, Santa Catarina, São Paulo y Sergipe y, tras la firma del contrato, las empresas adjudicatarias tendrán entre 42 y 60 meses para completar las obras.

La primera sesión pública para los lotes 1, 2, 3, 4 y 5 se realizará el 27 de marzo de 2026. La segunda sesión pública se realizará en fecha y hora que se anunciarán mediante un Aviso Relevante emitido por la Comisión Permanente de Subastas (CPL), para los lotes restantes, y deberá ocurrir al menos 30 días después de la aprobación por parte del TCU del «Acuerdo de Terminación Consensual de los Contratos de Concesión n.º 6/2021-ANEEL; n.º 7/2021-ANEEL; n.º 13/2021-ANEEL y n.º 15/2021-ANEEL».

Consulta los lotes de la Subasta de Transmisión N° 01/2026:

Cabe señalar que el Lote 6 se eliminó del alcance de la licitación por no estar incluido en el Acuerdo de Terminación Consensual. Se refería a la línea de transmisión de 345 kV Norte – Miguel Reale, tramos C3 y C4, cada uno de 14,5 km de longitud (subterráneos), para dar servicio a la Región Metropolitana de São Paulo (subregiones Norte, Este y Sur).

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La Comisión de Integración Energética Regional (CIER) junto con Quantum América lanzarán el próximo jueves 5 de marzo el Estudio Internacional de Benchmarking en Generación Eléctrica – CIER 14 Fase III, una iniciativa orientada a identificar brechas de costos, productividad y desempeño técnico en el parque generador de América Latina y el Caribe.

El lanzamiento se realizará en el marco de un webinar regional, de modalidad virtual y participación gratuita, que tendrá lugar a partir de las 12 horas ARG, y que marcará el inicio formal de una nueva etapa de referenciamiento para el segmento de generación, en un contexto caracterizado por transición energética, presión sobre márgenes y creciente competencia en los mercados eléctricos.

“El sector de generación eléctrica en América Latina y el Caribe atraviesa una transformación profunda impulsada por la transición energética, la creciente competencia en los mercados eléctricos y la presión por maximizar la rentabilidad de los activos”, afirmó Daniel Konig, gerente de Proyectos de Servicios Públicos en Quantum América, en diálogo con Energía Estratégica.

En ese escenario, el ejecutivo sostiene que contar con una herramienta comparativa rigurosa se vuelve estratégico. “El CIER 14 – Fase III permite a las empresas conocer con precisión su posicionamiento relativo en costos, productividad y desempeño técnico, identificando brechas y oportunidades concretas frente a pares regionales con configuraciones tecnológicas comparables”, explica.

La nueva fase incorpora una actualización metodológica alineada con la evolución tecnológica del parque generador regional, por lo que se han refinado criterios de segmentación, desagregación estructural de costos y definición de indicadores, lo que permite análisis más granulares por tecnología —hidráulica, térmica convencional, ciclo combinado, entre otras— y por escala operativa.

“Una de las principales innovaciones de esta fase es la profundización en el análisis global por procesos”, señaló Konig. 

A través de la descomposición en macroprocesos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM), el estudio “permitirá identificar y cuantificar sobrecostos relativos respecto de las empresas más eficientes en cada segmento tecnológico”.

Los indicadores evaluados incluyen eficiencia de generación (factor de planta o capacidad), disponibilidad operativa, costos de operación y mantenimiento por MWh y por MW instalado, productividad por empleado, horas de mantenimiento por unidad generada y métricas de confiabilidad técnica como tasas de fallas y tiempos medios de recuperación.

“La comparabilidad se asegura con definiciones homogéneas de cada indicador, manuales técnicos, validación de datos y segmentación por tipo de tecnología y tamaño de planta”, subraya el gerente de Proyectos de Servicios Públicos en Quantum América, garantizando que las diferencias detectadas respondan a desempeño real y no a inconsistencias metodológicas.

Un benchmarking con impacto directo en decisiones estratégicas

Más allá de la comparación de indicadores, el estudio está diseñado como una herramienta de gestión, que impacta directamente en decisiones estratégicas y operativas tales como rediseño de estructuras de O&M, optimización de dotaciones, definición de políticas de mantenimiento, estrategias de tercerización, entre otros.

Aunque el referenciamiento específico en generación no se había desarrollado recientemente dentro del marco CIER, experiencias en distribución (CIER 17 – Fase III) y transmisión (CIER 11 – Fase VII) evidenciaron diferencias significativas entre empresas con tecnologías comparables.

“En ambos estudios se identificaron brechas relevantes en costos unitarios, niveles de disponibilidad y productividad entre empresas con tecnologías comparables”, recuerda Konig, lo que demuestra el potencial de mejora estructural que puede capturarse mediante un análisis comparativo riguroso.

En un contexto de transición energética, la eficiencia operativa adquiere una dimensión aún más crítica. “La transición energética incrementa la complejidad operativa del sistema eléctrico”, advierte el ejecutivo. La mayor penetración de renovables variables exige flexibilidad, confiabilidad y adaptación de estructuras de costos y mantenimiento.

En esa línea, el gerente enfatiza que “la eficiencia operativa se convierte en un habilitador clave para sostener competitividad en este nuevo entorno”, donde la digitalización y la optimización de activos resultan determinantes.

Desde una perspectiva regional, la iniciativa también contribuye a la integración sectorial y, con con vocación de continuidad, el proyecto apunta a consolidarse como práctica permanente, a fin de monitorear tendencias, evaluar el impacto de cambios operativos y medir la evolución de la eficiencia.

La presentación del próximo 5 de marzo buscará precisamente profundizar en estos aspectos metodológicos y estratégicos, mostrando cómo transformar información técnica y operativa en decisiones accionables. 

Tal como resume Konig, “El Proyecto CIER 14 – Fase III es una herramienta estratégica que convierte información técnica y operativa en conocimiento comparativo accionable para mejorar la competitividad del sector de generación eléctrica en América Latina y el Caribe”.

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Hoy el mercado BESS está saturado de ofertas. Vemos fichas técnicas impecables, presentaciones brillantes, precios agresivos y competitivos. Pero en proyectos industriales y microredes híbridas, la decisión no se toma por estas razones, se toma por el modelo de respaldo que encontramos detrás.

Es que, un sistema BESS no es una simple batería. Un sistema como el BESS, es un activo conectado a la red de nuestros clientes. Opera 24/7, convive con generación solar, con diésel, con gas, con cargas críticas. Y cuando algo no funciona como debería, el problema no es técnico y se vuelve operativo, financiero y reputacional.

Y así no sea tan visible, ahí es donde empieza la diferencia.

Hay un momento en toda reunión técnica o de presentación, donde la conversación deja de ser cordial y se vuelve real.

• ¿Con qué celda trabajan?
• ¿Cambian de proveedor?
• ¿Qué pasa si el sistema falla en campo?
• ¿Quién responde en Latinoamérica?
• ¿Por qué debería pagar más si en China lo consigo más barato?

Ese momento de la reunión define todo.

Tres modelos muy distintos de concebir un BESS

En Latinoamérica, el almacenamiento energético BESS se está moviendo rápido. Pero no todas las soluciones responden bajo el mismo modelo.

Existe el fabricante asiático masivo. Competitivo en precio, con economías de escala difíciles de igualar. En muchos casos, con buena tecnología. Pero con soporte distante, tiempos de respuesta largos y poca capacidad de personalización.

Existe la marca europea que realmente depende de integraciones externas, donde el equipo es ensamblado pero no necesariamente diseñado, y donde el soporte puede diluirse cuando aparecen incidencias complejas.

Y existe el fabricante europeo que diseña, integra y controla su sistema. Quien fabrica y conoce su producto desde el diseño mecánico hasta el firmware del EMS, ese fabricante, somos nosotros. 

Vector Energy es una compañía española con más de dos décadas en el sector eléctrico. No nacimos ayer con el boom del almacenamiento. Venimos del mundo de la protección eléctrica, la calidad de energía, el control y la integración de sistemas.

Hace algunos años decidimos entrar de lleno en el desarrollo de soluciones BESS. No como importador. No como reetiquetador. Entramos como se debe, como fabricantes.

¿Qué significa esto en la vida real? Simple, significa que el BMS es propio y adaptable.

• Que la arquitectura está pensada para microredes híbridas reales.
• Que el sistema puede integrarse con PCS externos o propios.
• Que el diseño mecánico, las protecciones y la lógica de control no dependen de terceros desconocidos.
• Que hablamos el idioma
• Y sobre todo, que parimos el sistema, y nadie conoce mejor a sus hijos, que sus propios padres. 

Las celdas de litio provienen de fabricantes asiáticos de primer nivel, como ocurre en prácticamente todo el mercado mundial, pero el corazón del sistema, la gestión, la integración y la lógica de operación, se desarrolla en España.

Y eso cambia la conversación, y hace que todos hablemos el mismo idioma.

• Porque cuando un cliente pregunta por degradación, se habla de 8.000 ciclos garantizando el 70% de capacidad.
• Cuando pregunta por estándares, hay test reports.
• Cuando pregunta por integración con diésel o solar, hay experiencia en microredes híbridas reales.

En Vector Energy no competimos por ser el BESS más barato. Competimos por ser el sistema que puede adaptarse, configurarse y acompañar al cliente durante años. Ah, y en nuestro idioma, con una sede en Colombia, punto central y neurálgico en la región.

Y por eso tenemos claro que el mercado latinoamericano necesita algo más. Aquí es donde entra el segundo pilar.

En Latinoamérica, el problema no es solo tecnológico, es operativo.

• Los proyectos están en zonas remotas.
• Las microredes están lejos de las capitales.
• Las condiciones ambientales son exigentes.
• Las redes son inestables.
• Las cargas son variables.

Y cuando hay una incidencia, no basta con abrir un ticket.

• Se necesita presencia.
• Se necesita ingeniería local.
• Se necesita alguien que entienda el contexto.

Por esto que en Ingeniería y Diseño, I&D, tenemos un grupo de Ingenieros altamente calificados que pueden dar soporte cualquier día, cualquier hora y con tiempos de respuesta veloces.

No como un canal comercial, si no como un doliente que alguna vez tuvo que esperar meses porque un chino lo ignoró.

En Ingeniería y Diseño I&D no vendemos solo equipos. Diseñamos sistemas.

En proyectos BESS industriales, el verdadero valor está en la ingeniería de detalle:

• Filosofía de operación.
• Coordinación entre generación solar, diésel y almacenamiento.
• Estudios eléctricos completos.
• Matrices causa–efecto.
• Coordinación de protecciones.
• Lógica de transición en operación en isla.
• Commissioning estructurado.

El BESS es una pieza dentro de un ecosistema energético.

Cuando Vector fabrica el sistema y I&D diseña la integración, el resultado no es un equipo instalado. Es un sistema operando bajo una lógica clara reduciendo los riesgos operativos al mínimo.

Todo muy claro, pero ¿por qué elegir este modelo frente a otras opciones? La respuesta es sencilla, aunque no siempre cómoda:

• El costo real de un proyecto BESS no es el CAPEX inicial.
• Es el costo de una parada no planificada.
• Es el costo de no tener respuesta.
• Es el costo de no poder justificar una decisión ante un financiador.

En reuniones reales con desarrolladores e IPPs, las preocupaciones siempre son las mismas:

• ¿Qué pasa si el proveedor de celdas cambia?
• ¿Cómo se garantizan los estándares?
• ¿Quién da la cara ante el cliente final?
•  ¿Existe soporte en el mismo huso horario?
•  ¿Hay capacidad de personalización?

La combinación Vector + I&D responde a esas preguntas con estructura.

Somos de fabricación europea, controlamos nuestro propio sistema, tenemos trazabilidad de componentes, Contamos con garantías claras, Tenemos soporte técnico en campo en LATAM, nuestros ingenieros tienen una formación internacional pensando en el mercado local, Commissioning acompañado, y hablamos un español fuerte y claro. Eso es calidad operativa y comercial.

LATAM merece un mejor servicio en cuanto a Microredes híbridas se refiere

El crecimiento del almacenamiento energético en la región no está solo en utility scale. Está en aplicaciones medianas y distribuidas:

• Microredes híbridas.
• Sistemas off-grid.
• Integraciones solar + diésel + BESS.
• Proyectos financiados por multilaterales.
• Infraestructura crítica en zonas aisladas.

En este segmento, la adaptabilidad es clave. No se trata de instalar un contenedor estándar y chao. Se trata de entender la carga, la intermitencia, la estrategia de despacho y la lógica de control.

En Vector tenemos experiencia internacional en integración de almacenamiento en microredes. Ingeniería y Diseño, I&D aporta la ingeniería local para aterrizar ese diseño a la realidad latinoamericana. Ahí está la diferencia.

No es te vendo y me esfumo, debe ser una relación real de largo plazo

El mercado BESS en Latinoamérica crecerá de forma acelerada en los próximos años. Habrá más actores. Más presión en precios. Más competencia. La pregunta no será quién vende más barato, sino quién sigue respondiendo cinco años después.

• Elegir un sistema BESS es elegir un socio técnico.
• Elegir un fabricante.
• Elegir un modelo de soporte.
• Elegir una ingeniería que se quede cuando el proyecto entre en operación.

Desde Vector Energy, como fabricante europeo, y desde Ingeniería y Diseño I&D, como su representante oficial en Latinoamérica, la propuesta es clara, no vendemos storages.

Diseñamos y acompañamos sistemas que deben operar sin interrupciones. Y en proyectos energéticos industriales, esa diferencia lo cambia todo.

Hablemos, tenemos una solución personalizada y a medida para llevar su proyecto al éxito.

La entrada Opinión: Los BESS en Latinoamérica hablan nuestro idioma y comparten nuestro ADN se publicó primero en Energía Estratégica.

Quedan menos de 24 horas para el Future Energy Summit (FES) Argentina · Renewables & Storage, que este 4 y 5 de marzo celebrará su tercera edición consecutiva en el Hotel Emperador de la Ciudad de Buenos Aires y que reunirá a cientos de ejecutivos C-Level, inversores, desarrolladores, utilities, fabricantes y entidades financieras

Las empresas más relevantes del sector compartirán agenda con funcionarios de primer nivel en un ámbito donde se debatirán señales regulatorias, oportunidades de inversión y tendencias tecnológicas, con amplios espacios de networking orientados al cierre de acuerdos estratégicos.

La apertura estará a cargo de Damián Sanfilippo, subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, quien protagonizará la conversación destacada inaugural “Argentina y sus perspectivas para el desarrollo de las energías renovables”. 

Su intervención se dará en medio de la implementación de la Resolución SE N° 400/2025, normativa que marca un punto de inflexión en el Mercado Eléctrico Mayorista al promover la transición hacia contratos bilaterales privados a través del Mercado a Término (MAT)

El nuevo esquema establece que los distribuidores deberán cubrir al menos el 75% de su demanda estacionalizada mediante acuerdos directos con generadores o comercializadores, trasladando al mercado las decisiones de compra y venta de energía. 

En paralelo, el almacenamiento en baterías ocupará un lugar central en la agenda, principalmente por el reciente lanzamiento de la licitación AlmaSADI que busca adjudicar 700 MW de sistemas stand-alone y el antecedente de AlmaGBA (713 MW adjudicados), procesos que configuran un nuevo entorno de inversión. 

La importancia de AlmaSADI radica en que convocatoria prevé aproximadamente USD 700 millones en inversiones, contratos de hasta 15 años y a CAMMESA como offtaker, con esquemas de remuneración centrados en disponibilidad de potencia.

Además, FES Argentina contará con desayuno VIP durante el segundo día, en el que participarán Maximiliano Bruno, director Nacional de Generación Eléctrica de la Nación y Juan Luchilo, gerente General de CAMMESA, en una conversación estratégica con líderes empresariales enfocada en la implementación operativa del nuevo marco contractual y en los desafíos de planificación del sistema ante la creciente penetración renovable.

La agenda también abordará la extensión por un año del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones, las próximas licitaciones para que el sector privado amplíe la red de transmisión, con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) como garante, y más oportunidades para las ERNC y el storage.

Mientras que entre los partners confirmados se encuentran Sungrow, JA Solar, CATL, Jinko, Genneia, 360Energy, Goldwind, PCR, Gamechange Solar, Gotion, Coral Energía, SECCO, Vestas, Versol Solar, Haitai Solar, Singsun, LH Energy, Solar DQD, FMO y SolarCleano.

A ellos se suman Flexgen, Marsh, Arctech, Kehua Tech, BLC Power Generation, APSystems, YPF Luz, TotalEnergies, Coarco, GCL, Aluar, Meteocontrol, Compet, SGS, Helius Energy, Akribis, Runco, Edenor, HyperStrong, TDDL y Envision, reflejando la diversidad tecnológica y financiera que hoy estructura el mercado argentino.

Provincias clave se suman al debate

El la jornada inaugural de FES Argentina, Hernán Tórtola – Secretario de Infraestructura de Chubut participará en el panel “Oportunidades de la energía eólica ante las necesidades de la demanda futura de energía eléctrica”, aportando la visión de una de las provincias con mayor desarrollo eólico del país.

Ese mismo día, Gastón Ghioni – Subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires integrará la conversación destacada denominada “Retos de mercado para desarrollar eólica, solar y el almacenamiento en Argentina” centrada en las condiciones necesarias para viabilizar nuevos proyectos en el principal nodo de consumo eléctrico.

El cierre del segundo día estará a cargo de María Cecilia Mijich – Subsecretaría de Energías Renovables y Eficiencia Energética de Santa Fe, quien formará parte del panel “Competitividad de las energías renovables y el almacenamiento en el Cono Sur”, con foco en posicionamiento regional e integración energética.

Con una agenda marcada por reformas estructurales, señales de mercado y nuevos esquemas de contratación, FES Argentina volverá a consolidarse como el punto de encuentro donde autoridades y sector privado intercambian definiciones estratégicas. Durante dos jornadas, cientos de representantes de empresas avanzarán en conversaciones y acuerdos que buscan acelerar la transición energética en el país y la región.

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El economista chileno Andrés Rebolledo Smitmans asumió su segundo mandato como Secretario Ejecutivo de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE), cargo para el que fue reelegido por el período 2026–2029 durante la LV Reunión de Ministras y Ministros de Energía de OLACDE, celebrada en Chile en octubre de 2025. La ceremonia oficial se realizó el lunes 2 de marzo en la Casa Museo Guayasamín, en Quito. 

La reelección de Rebolledo representa un respaldo a la gestión desarrollada entre los años 2023 y 2025, período que resultó clave para consolidar a OLACDE como un referente técnico y político regional en materia energética. En un contexto internacional complejo, atravesado por los impactos del cambio climático sobre la infraestructura energética y por la necesidad de fortalecer la seguridad de suministro, la Organización profundizó su rol como plataforma de articulación regional, generación de conocimiento y construcción de consensos estratégicos para América Latina y el Caribe.

Durante este trienio, OLACDE contribuyó a fortalecer la integración energética regional, impulsando iniciativas de interconexión eléctrica y gasífera y promoviendo una visión compartida de largo plazo a través de la creación del Consejo Regional de Planificación Energética.

Este espacio estratégico ha permitido avanzar en una coordinación más estructurada entre los países miembros para anticipar desafíos, armonizar políticas y construir una agenda energética regional con perspectiva de futuro. Además, la Organización cumplió un rol activo como Secretaría Técnica en procesos de integración regional como la CELAC y el Consenso de Brasilia.

La gestión también estuvo marcada por un aumento significativo de la ambición regional en energías limpias, pues se acordó alcanzar un 80% de generación eléctrica renovable al año 2030, posicionando a América Latina y el Caribe como una de las regiones más avanzadas del mundo en la transición hacia matrices energéticas más limpias. En paralelo, OLACDE, junto al BID, avanzó en la construcción de una agenda regional para el desarrollo y la certificación del hidrógeno de bajas emisiones, orientada a facilitar su inserción en los mercados internacionales y fortalecer el posicionamiento exportador de la región.

En el ámbito de la cooperación internacional, la Organización consolidó una red de más de 60 proyectos y convenios con organismos multilaterales, agencias de cooperación, academia y sector privado, fortaleciendo las capacidades técnicas de los países miembros y ampliando el alcance de la cooperación regional.

Como parte de este proceso, se crearon doce Grupos Técnicos especializados, que hoy se han consolidado como espacios permanentes de intercambio técnico, generación de conocimiento aplicado y construcción de iniciativas regionales en áreas clave del sector energético.

Un hito relevante del período fue la creación del Consejo Empresarial de OLACDE, que institucionalizó el diálogo público-privado a nivel regional, con el objetivo de atraer inversiones, reducir brechas regulatorias y acompañar de manera coordinada los procesos de transición energética en los países de la región.

Asimismo, se creó el Observatorio de Emisiones de Metano de América Latina y el Caribe (OEMLAC), posicionando a la región en la gestión de uno de los principales desafíos climáticos asociados al sector energético, mediante el fortalecimiento de metodologías, datos y capacidades técnicas.

La formación de capital humano fue otro eje central de la gestión. Entre 2023 y 2025, más de 16.000 personas participaron en programas de capacitación, incluyendo talleres, cursos, diplomados y programas de maestría desarrollados en conjunto con instituciones académicas de la región.

Este esfuerzo posicionó a OLACDE como un referente regional en formación energética y se complementó con el desarrollo de una agenda transversal de “Género y Energía”, que dio lugar a la creación de la Red Latinoamericana y Caribeña de Mujeres en Energía (REDLACME), así como a la incorporación activa de jóvenes y representantes de los trabajadores del sector energético en el diálogo regional con las autoridades ministeriales.

Con el inicio de este segundo mandato, OLACDE se proyecta hacia una nueva etapa orientada a profundizar la integración energética regional, acelerar la adopción de tecnologías limpias, fortalecer el acceso universal a la energía y avanzar hacia una transición energética resiliente, inclusiva y con visión de largo plazo.

El Plan de Gestión 2026–2029 se estructura sobre siete ejes estratégicos que priorizan, con el objetivo de posicionar a América Latina y el Caribe no solo como una región de gran riqueza de recursos, sino como una región capaz de proponer soluciones energéticas en el escenario global: 

• Integración regional
• Cooperación técnica
• Diplomacia energética
• Seguridad y acceso
• Innovación tecnológica
• Formación de capacidades
• Modernización institucional

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La Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) organizó una misión público-privada a la ciudad de Punta Arenas, en el sur de Chile, con el objetivo de intercambiar experiencias en hidrógeno verde, en un contexto en el que Uruguay avanza en el desarrollo de proyectos vinculados a esta nueva industria y que dicha región ya cuenta con proyectos en operación, y otros en vía de desarrollo. 

La delegación estuvo integrada por Óscar Caputi, subsecretario de Ambiente; Marco Colafranceschi, asesor de la Dirección Nacional de Incentivo a la Inversión del Ministerio de Economía y Finanzas; Federico Rehermann, coordinador nacional del Programa de Hidrógeno Verde del Ministerio de Industria, Energía y Minería; Fermín Farinha, diputado (Partido Nacional) por Paysandú; Gabriel Otero, diputado (Frente Amplio) por Montevideo; Alejandro Colacce, edil (Partido Nacional) de Paysandú; Roberto Ciré, edil (Frente Amplio) de Paysandú; David Helguera, edil (Partido Colorado) de Paysandú; Claudio Zanoniani, edil (Partido Nacional) de Paysandú; Marcelo Mula, vicepresidente de AUDER; y Enzo Melani, secretario de AUDER.

La agenda incluyó encuentros con el Gobernador de la Región de Magallanes, Jorge Flies y el Seremi de Energía, Sergio Cuitiño; además de una visita en terreno a “Haru Oni”, la primera planta integrada de e-Combustibles del mundo, de HIF Global, la misma empresa que impulsa un proyecto de características similares en Paysandú, Uruguay, por US$ 5.400 millones.

“Estuvimos conociendo los procesos de fabricación de hidrógeno y sus distintos derivados, en el marco de la posible instalación de una planta de este tipo en Paysandú”, dijo el subsecretario de Ambiente.

Caputi sostuvo que las expectativas respecto a este tipo de combustible “son altas”: “Uruguay ha sido pionero en la transformación de su matriz energética, con más del 90% de generación eléctrica a partir de fuentes renovables, y ahora apuesta a una segunda transformación mediante la producción de este tipo de combustibles”.

“Hemos visto que los estándares que se aplican en esta planta están alineados con los más altos a nivel internacional y cumplen con las exigencias ambientales vigentes a nivel global”, remarcó. 

Por su parte, el diputado Farinha destacó: “Salimos asombrados en lo que tiene que ver con la lógica del planteo industrial. Es una planta extremadamente silenciosa; no vemos una refinería tradicional, sino un proceso más vinculado a lo químico y a la captura de CO₂. También observamos el trabajo en la producción del hidrógeno para, junto al CO₂, producir el combustible sintético, que se desarrolla aquí y que incluso pudimos probar en un vehículo”.

“Para AUDER es fundamental que referentes institucionales y políticos del país puedan conocer de primera mano la experiencia de una región que ya pasó por la que nosotros estamos transitando, y visitar una planta icónica en innovación y sustentabilidad en la producción de combustibles sintéticos. Pudimos aprender en terreno sobre aspectos técnicos, ambientales y productivos del proceso, y proyectar lo que se ve como un futuro muy próspero para Uruguay”, dijo Marcelo Mula, vicepresidente de AUDER.

Haru Oni es la primera planta integrada de e-Combustibles a nivel mundial. El proyecto utiliza la energía renovable del fuerte viento de la Patagonia para realizar el proceso de electrólisis que separa la molécula de agua y permite obtener hidrógeno verde. Luego, a través de un proceso de síntesis, se combina el hidrógeno con CO₂ biogénico y se obtiene e-Metanol, un combustible sintético que puede usarse en barcos, o ser convertido en otros combustibles como e-Nafta para vehículos o e-SAF para aviones. La gran novedad de estos combustibles es que pueden usarse en motores e infraestructura existente.

Las autoridades chilenas compartieron con la delegación la experiencia que han llevado adelante en la implementación de su estrategia nacional de hidrógeno, así como su experiencia en planificación para la instalación de la nueva industria, los programas que tienen, el exitoso trabajo público-privado con las empresas desarrolladoras locales, y dejaron abiertos los canales para continuar conversando e intercambiando conocimientos. 

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La Asociación Nacional de Energía Solar (ANES) anunció la designación de Gilberto Sánchez Nogueira como su nuevo presidente nacional para el periodo 2026-2028, en una etapa considerada estratégica para el desarrollo del sector solar en México.

El nombramiento se da en el contexto del 50 aniversario de la organización, referente técnico en la promoción y análisis de la energía solar fotovoltaica y térmica en el país. La nueva administración buscará consolidar el papel de la asociación como espacio de articulación entre industria, academia, autoridades y usuarios.

Hasta antes de asumir la presidencia, Sánchez Nogueira se desempeñaba como vicepresidente de ANES, cargo desde el cual coordinó actividades técnicas, participó en debates regulatorios y representó a la asociación en foros especializados sobre generación distribuida y regulación eléctrica.

Además de su rol directivo en la asociación, Sánchez Nogueira es director general de Sanba Energía, empresa enfocada en soluciones de generación eléctrica limpia. Cuenta con más de 15 años de experiencia en el sector eléctrico, asesorando organizaciones en la integración de tecnologías renovables y en la participación en el Mercado Eléctrico Mayorista.

En su trayectoria dentro de ANES, ha participado activamente en grupos técnicos sobre interconexión de centrales, regulación de generación distribuida y otros espacios de diálogo con autoridades del sector, lo que le ha permitido consolidarse como una voz técnica de referencia en materia solar.

La nueva presidencia plantea una agenda enfocada en tres líneas principales:

• Fortalecimiento técnico del sector solar, promoviendo criterios de calidad y confiabilidad ante la creciente integración de sistemas fotovoltaicos en la red.

• Diálogo regulatorio, con el objetivo de contribuir a marcos normativos claros para interconexión, generación distribuida y almacenamiento energético.

• Formación y profesionalización, impulsando capacitación especializada y espacios de actualización tecnológica para los actores del mercado.

En un entorno donde la capacidad solar instalada mantiene una tendencia creciente, la ANES buscará también reforzar la coordinación institucional para acompañar el desarrollo ordenado del sector y atender los desafíos operativos derivados de una mayor penetración renovable.

Agenda 2026

Entre las actividades previstas para este año destaca la organización de la Semana Nacional de Energía Solar, que reunirá a especialistas, empresas, desarrolladores y autoridades para analizar tendencias tecnológicas, financiamiento, integración a red y perspectivas de mercado.

Con este nuevo liderazgo, la ANES inicia una etapa orientada a consolidar su rol técnico y estratégico dentro del ecosistema energético mexicano, en un momento donde la energía solar continúa ampliando su participación en la matriz eléctrica nacional.

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La Junta de Extremadura oficializó el nuevo mapa de zonas prioritarias para proyectos de energía solar fotovoltaica, reordenando el uso del suelo en pleno auge del sector. La decisión llega tras la tramitación de 793,5 MW de fotovoltaica y almacenamiento en apenas dos meses —entre diciembre de 2025 y febrero de 2026— según un relevamiento de Energía Estratégica, consolidando un escenario de fuerte dinamismo inversor.

La Resolución, firmada por Mercedes Morán Álvarez, Consejera de Agricultura, Ganadería y Desarrollo Sostenible de la Junta de Extremadura, establece que serán consideradas zonas prioritarias aquellas clasificadas como de “Alta” y “Muy Alta Capacidad de Acogida”, incorporando nuevos criterios vinculados al valor agronómico del suelo y la preservación de las dehesas .

El objetivo central es dotar de mayor planificación al despliegue solar, en un territorio que ha experimentado una expansión acelerada de plantas fotovoltaicas impulsadas por su elevado recurso solar. Sin embargo, el Ejecutivo regional advierte que el suelo es un recurso finito y que el crecimiento renovable debe compatibilizarse con la protección de cultivos leñosos, tierras arables de alta productividad y sistemas de dehesa, considerados clave para el empleo rural.

Hasta ahora, los mapas de capacidad de acogida contemplaban nueve factores ambientales —pendiente, hidrología, espacios protegidos, Red Natura 2000, paisaje, flora, hábitats, fauna amenazada y patrimonio— además de la distancia a subestaciones como criterio desincentivador. Con esta actualización, la Junta introduce explícitamente el valor productivo de los suelos como variable estructural, reforzando la protección del tejido agrario.

La Resolución subraya que la catalogación como zona de “Alta” o “Muy Alta Capacidad de Acogida” no exime del trámite ambiental vigente, al menos hasta que se realice la evaluación ambiental estratégica que pueda determinar la no necesidad de este requisito en futuras zonas de aceleración actualmente en estudio.

Entretanto, los promotores deberán cumplir con las autorizaciones y limitaciones sectoriales aplicables, aunque la ubicación en estas áreas facilitará significativamente la tramitación administrativa.

Este reordenamiento territorial se produce en un contexto de intensa actividad regulatoria y creciente sofisticación de los proyectos.

Según relevamientos propios de Energía Estratégica, entre el 10 de diciembre de 2025 y el 5 de febrero de 2026 se registraron 793,5 MW en distintas instancias de tramitación en Extremadura, de los cuales 209,7 MW corresponden a nueva capacidad solar fotovoltaica y 427,6 MW a almacenamiento energético en baterías, principalmente bajo esquemas de hibridación con plantas existentes.

El patrón dominante no es la instalación aislada, sino la integración de sistemas de almacenamiento con parques solares ya operativos. Entre las compañías que lideran este movimiento se encuentra Iberdrola, con los proyectos Bat Tagus I, II, III y IV, cada uno de 35 MW de potencia de almacenamiento, destinados a hibridarse con los complejos fotovoltaicos Tagus I, II, III y IV en Cáceres.

También destaca Enel Green Power, con desarrollos como Hernán Cortés (38,9 MW de almacenamiento), Apicio (38,5 MW de almacenamiento, asociado a una planta fotovoltaica de 42,25 MW), Quijote (38,5 MW de almacenamiento) y Zurbarán (17,5 MW de almacenamiento).

Por su parte, EDP impulsa Coria Villetas con 156,2 MW de potencia fotovoltaica y 13,75 MW de almacenamiento, mientras que Statkraft obtuvo Declaración de Impacto Ambiental para el parque solar Ahigal-Cerezo de 137 MW fotovoltaicos.

A ello se suma Endesa, con la hibridación del parque FV Cíjara mediante 55 MW fotovoltaicos vinculados a la central hidroeléctrica existente de 52,22 MW, además de desarrolladores como Monegros Solar, con 17,7 MW fotovoltaicos adicionales y 45,5 MW de almacenamiento, y Parque Solar Cáceres, que proyecta 95 MW de almacenamiento para hibridar con el parque FV Arenales.

BOE actualizado españa – Hoja 6

La publicación del nuevo mapa también se inscribe en el marco de la Directiva (UE) 2023/2413, que fija para 2030 una cuota mínima del 42,5% de energías renovables en el consumo final bruto de la Unión Europea, con el objetivo de alcanzar el 45%. La planificación territorial se vuelve así una herramienta estratégica para cumplir metas comunitarias sin erosionar sectores productivos tradicionales.

El equilibrio entre expansión renovable y protección agraria no es menor en una comunidad donde el regadío, los cultivos leñosos y las dehesas poseen un peso estructural en empleo y fijación de población. De hecho, el Decreto 141/2021 ya había establecido restricciones a la implantación de instalaciones renovables en zonas regables declaradas de interés general, marcando una línea de política pública que ahora se profundiza.

El contexto refuerza la decisión. Extremadura alcanzó recientemente un máximo histórico de generación eléctrica renovable, consolidando su rol como exportadora neta dentro del sistema nacional. En concreto, la producción de fuentes verdes aumentó un 3,1% en 2025, hasta un récord de 16.413 GWh, impulsada principalmente por la solar fotovoltaica (+3,4%) y la hidráulica (+10,6%). También registraron incrementos la energía eólica (+0,4%) y otras renovables (+24%), en contraste con una caída del 17,6% en la solar térmica.

Con estos resultados, la región se ubicó en la sexta posición nacional en generación eléctrica verde, por detrás de Castilla y León —que lideró con 28.431 GWh— confirmando el peso estructural que el mix renovable extremeño ya tiene dentro del sistema eléctrico español.

Para los desarrolladores, la medida aporta mayor seguridad jurídica y previsibilidad, al identificar con claridad las áreas preferentes para futuros proyectos. Para la Administración, supone una herramienta de ordenamiento que permitirá canalizar el crecimiento hacia zonas con menor impacto socioeconómico y ambiental.

Para conocer el detalle de los proyectos ingresados en tramitación ambiental en España y el posicionamiento de Extremadura dentro del mapa nacional, se puede descargar el último relevamiento exclusivo elaborado por Energía Estratégica

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El proyecto solar fotovoltaico UFV Mundo Novo, ubicado en Río Grande do Norte y propiedad de Polimix Energía, se encuentra en una fase avanzada de construcción y está previsto que entre en operación en la red hacia finales de 2026. 

El parque contará con una potencia instalada de 40,8 MWp e incorporará la tecnología de la nueva generación de trackers Soltec SFOneX. Se trata de una solución de tracker bi-fila con estructuras que pueden superar los 100 metros de longitud.

“En el emprendimiento, cada tracker alcanzará 105,8 kWp, alojando 150 módulos fotovoltaicos. Esta configuración genera importantes beneficios en CAPEX y OPEX al reducir el número de componentes electrónicos y electromecánicos, como motores, sistemas de control, baterías y paneles dedicados”, destacó el ingeniero de propuestas de la compañía Maximile Vidal.

Además de la tecnología, Soltec se diferencia por el trabajo integrado de ingeniería realizado junto al cliente, el equipo técnico del propietario y el EPC. 

El soporte comienza ya en la fase de proyecto básico e incluye análisis de la topografía, diseño del layout de los trackers, estudio de movimiento de tierras, simulación de generación en PVSyst, evaluación geotécnica y ejecución del Pull-Out Test. 

“Esta metodología multidisciplinaria asegura soluciones personalizadas y competitivas, maximizando el rendimiento, reduciendo riesgos y garantizando mayor confiabilidad durante la vida útil de la planta», subrayó el director de ventas de Soltec, Rodrigo Miranda.

Para la UFV Mundo Novo, Soltec presentó una propuesta de suministro de trackers enmarcada en el FINAME, reforzando su capacidad de producción con contenido local. De esta manera, la empresa consolida su presencia en el mercado brasileño, donde ya suma más de 5 GWp y mantiene una trayectoria continua de más de una década. 

“La combinación de ingeniería especializada, tecnología pionera y fabricación nacional posiciona a Soltec como referente en soluciones de trackers, aportando confiabilidad, eficiencia y valor agregado a los proyectos fotovoltaicos», agregaron desde la entidad.

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El gobierno de Argentina lanzó la licitación AlmaSADI por 700 MW de sistemas de almacenamiento stand-alone, con el objetivo de reforzar nodos críticos del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y reducir cortes de suministro en distintas regiones.

La convocatoria, formalizada mediante la Resolución SE 50/2026, prevé una inversión estimada en USD 700 millones y contratos de hasta 15 años. Y tal como había adelantado Energía Estratégica meses atrás, el ejecutivo avanzó con un esquema que finalmente tendrá a CAMMESA como offtaker, en donde la remuneración se centra en la disponibilidad de potencia. 

La presentación de ofertas técnicas y administrativas (sobres A) está prevista para el 8 de mayo, y su evaluación se desarrollará hasta el 21 de mayo, y el 28 de mayo se publicará la calificación correspondiente. 

Mientras que la apertura y evaluación de ofertas económicas (sobres B) se realizará el 5 de junio, con adjudicación prevista para el 19 de junio, y firma de contratos a partir del 25 de junio de 2026 . De esta manera, el proceso completo se concentra en menos de cuatro meses desde la publicación del pliego hasta la suscripción contractual.

En cuanto a los plazos para la entrada en operación de los proyectos adjudicados, el 1 de enero de 2027 será la fecha objetivo para el inicio del cómputo contractual, mientras que el 31 de diciembre de 2029 se fija como límite para la habilitación comercial de los proyectos adjudicados. 

AlmaSADI tendrá al Litoral y Noreste Argentino como principales regiones para la instalación BESS (65% del total licitado) y la potencia a adjudicar se distribuirá de la siguiente manera 

• Buenos Aires (sin AMBA): 150 MW
• Centro: 100 MW
• La Pampa: 50 MW
• Litoral: 220 MW
• Noreste Argentino (NEA): 250 MW
• Noroeste Argentino (NOA): 120 MW

Los proyectos deberán presentar entre 10 MW y 150 MW de potencia, o la capacidad específica indicada en los Nodos de Conexión; sumado a que se establece un requerimiento máximo de 180 ciclos completos de carga y descarga por año, junto con la obligación de garantizar la provisión de potencia comprometida durante al menos cuatro horas consecutivas. 

La licitación se apoya en el antecedente AlmaGBA, la primera iniciativa de almacenamiento a gran escala stand-alone en el país, en la que se adjudicaron 713 MW en nodos críticos del Área Metropolitana de Buenos Aires.

Dicha convocatoria superó más del 40% el objetivo inicial, con una inversión estimada superior a USD 540 millones, y allí participaron 15 empresas que presentaron 27 proyectos por un total de 1.347 MW, y actualmente se ejecutan las obras correspondientes.

Señal económica: tope de USD 12.500/MW-mes y estructura de incentivos

El pliego establece un Valor Máximo de Adjudicación de USD 12.500 por MW-mes para el Valor Ofertado, enviando una señal clara sobre el techo económico que el Estado está dispuesto a reconocer por potencia de almacenamiento disponible.

La remuneración mensual de potencia se calculará como: (Valor Ofertado + Valor incentivo) multiplicado por el Factor Anual (FA), el Factor de Estacionalidad (FE), la Potencia de Almacenamiento Disponible y la relación entre Horas de Almacenamiento Validadas y Horas Comprometidas.

El Factor Anual será de 1,30 en 2026; 1,25 en 2027; 1,10 en 2028; 1,00 entre 2029 y 2036; y 0,50 entre 2037 y 2041. Mientras que el Factor de Estacionalidad será de 1,20 para los meses de enero, febrero, marzo, junio, julio y diciembre; y de 0,80 para abril, mayo, agosto, septiembre, octubre y noviembre. 

Adicionalmente, el Acuerdo de Almacenamiento contemplará el pago de la energía suministrada a razón de USD 10 / MWh hasta 2037, año a partir del cual la remuneración se regirá por el Mercado Spot. 

En paralelo, hasta la habilitación comercial los adjudicatarios deberán cumplir con un esquema progresivo de pagos al OED. Dentro de los 10 días hábiles posteriores a la adjudicación deberán abonar el equivalente en pesos a USD 4000 / MW adjudicado. 

Posteriormente, los pagos trimestrales serán de USD 4.000 por MW hasta el cuarto trimestre de 2027; USD 6000 / MW durante 2028; y USD 8000 / MW durante 2029.

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Magnon, tiene como objetivo alcanzar 2000 GWh de energía térmica renovable en 2030 mediante el desarrollo de más de 30 proyectos en España. El plan contempla inversiones en instalaciones de producción de calor renovable, contratos de suministro energético a largo plazo con clientes industriales y la gestión de más de 800000 toneladas anuales de biomasa destinadas a usos térmicos, contribuyendo de forma directa a la descarbonización de sectores intensivos en consumo fósil. 

La compañía cuenta con destacados contratos con empresas de referencia del sector agroalimentario, contribuyendo a su descarbonización y reforzando el compromiso con la sostenibilidad y la economía circular.

 “Nuestro objetivo es desplegar más de 30 proyectos basados en contratos de suministro de energía térmica a largo plazo con clientes industriales”, destacó Guillermo Negro, consejero delegado de Magnon, en diálogo con Energía Estratégica.

Magnon suma una larga trayectoria en generación de energía eléctrica con biomasa, ¿Qué papel juega la compañía en ese ámbito?

Además de la energía térmica renovable, entre sus actividades, Magnon tiene una trayectoria en generación de energía eléctrica a partir de biomasa que le aporta largos años de experiencia en operación de plantas de biomasa y en la gestión de la cadena logística del recurso. 

Sobre este punto, Guillermo Negro apuntó que Magnon es “el mayor gestor de biomasa de España y líder en la producción de energía renovable a partir de biomasa agrícola y forestal”. 

Con 266 MW de potencia instalada en ocho plantas de generación eléctrica renovables situadas en Huelva, Ciudad Real, Córdoba, Jaén y Mérida, “sumamos cerca de dos millones de toneladas de biomasa gestionadas cada año, transformamos restos del campo – como poda de olivar, sarmiento, orujillo, paja de maíz, restos forestales y restos de jardinería – cuya trazabilidad está garantizada mediante certificaciones internacionales como SURE y PEFC, alineadas con la Directiva Europea de Energías Renovables”, apuntó.

Entre las apuestas estratégicas de la compañía destaca el desarrollo de combustibles renovables como el e-metanol y la implementación de sistemas de captura de CO₂ biogénico. Así, desde sus centros de energías renovables de Huelva, Puertollano y Mérida la compañía está trabajando para convertir el CO₂ biogénico que se produce en estas instalaciones en los combustibles del futuro gracias a la combinación con hidrógeno verde. 

En concreto, la compañía está desarrollando un hub energético en estos tres emplazamientos para producir e-metanol, al ser España un territorio especialmente competitivo para el despliegue de los combustibles renovables, según destaca el CEO de Magnon.

¿Qué aspectos regulatorios consideran prioritarios para el desarrollo de la biomasa en España?

Desde Magnon se considera prioritario, en el ámbito de la generación eléctrica renovable, contar con un marco regulatorio estable, predecible y alineado con la realidad técnica de la biomasa, que reconozca su carácter de energía renovable gestionable, además de las externalidades positivas que conlleva su uso, desde el punto de vista de vertebración del rural, creación de empleo de calidad en áreas con tendencia a la despoblación y contribución a la prevención de incendios forestales, entre otras..

Asimismo, es clave agilizar la tramitación administrativa, garantizar la coherencia entre normativas ambientales y energéticas, y reforzar el papel de la biomasa en los planes nacionales de energía y clima, tanto para electricidad como para usos térmicos e industriales.

En su visión, la competencia con otras fuentes intermitentes es un desafío estructural, pero al mismo tiempo una oportunidad para destacar el carácter local, gestionable y estable de la biomasa que “debe desempeñar un papel estratégico en la transición energética española y europea”, remarcó el CEO de Magnon. 

En este sentido, la compañía, no solo aporta energía limpia, sino que también contribuye a fijar población en entornos rurales y fomentar una economía circular de base local, donde la energía renovable se construye a partir de recursos disponibles y gestionados de forma sostenible.

“Queremos consolidar un modelo energético competitivo, con innovación, eficiencia y capacidad de respuesta a las necesidades reales de la industria y del conjunto de la sociedad”, concluyó Guillermo Negro.

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La nueva subasta de largo plazo en Colombia se lanza en un escenario muy distinto al de sus antecesoras. Mientras en 2019 el mercado carecía de contratos suficientes para respaldar financiamiento estructurado, hoy los desarrolladores negocian PPAs de hasta 15 años con condiciones que permiten cerrar Project Finance sin acudir necesariamente al mecanismo estatal.

El cambio de contexto responde a una señal clara: la posible estrechez del sistema hacia 2027–2028, en un entorno marcado por retrasos en expansión de red y limitaciones en asignación de puntos de conexión. Ante ese panorama, comercializadores y grandes consumidores comenzaron a asegurar suministro con mayor anticipación, dinamizando el mercado bilateral.

“Esas subastas se hicieron en un contexto en el cual no había muchos PPAs bilaterales de largo plazo en el mercado”, explicó Manuel Gómez Fajardo, experto en energía y regulación. La diferencia estructural entre aquel momento y el actual redefine el rol que debe cumplir el nuevo proceso.

Hoy el interrogante no es si la subasta es necesaria, sino cómo se adapta a un ecosistema más sofisticado. “Hoy existen PPAs de entre 12 y 15 años que antes no se estaban ofreciendo”, afirmó Gómez Fajardo, quien participó en la negociación de más de una decena de contratos recientes desde ambos lados de la mesa.

Este avance no debilita el mecanismo. Eleva el estándar. Si el mercado ya ofrece estabilidad contractual y plazos suficientes para estructurar deuda, la subasta deberá aportar un diferencial tangible en materia de garantías, perfil de riesgo o previsibilidad regulatoria.

El carácter voluntario del esquema introduce una lógica competitiva inevitable. Generadores y demanda evaluarán si el proceso ofrece mejores condiciones que las que pueden conseguir de manera bilateral.

“Si esta subasta está compitiendo con un producto que ya existe en el mercado, tiene que aportar algo demasiado atractivo para que realmente sea exitosa”, advirtió el especialista. El éxito dependerá de que el diseño contractual resulte más eficiente o seguro que las alternativas disponibles.

Para la banca, el análisis continúa centrado en la estabilidad del ingreso y la calidad del offtaker. La duración del contrato, la solvencia de la contraparte y la consistencia institucional pesan más que el canal de adjudicación. En un entorno donde algunos comercializadores enfrentan tensiones financieras, la estructura de garantías adquiere especial relevancia para el capital internacional.

En este punto, la subasta puede jugar un rol estratégico: estandarizar contratos, transparentar condiciones y ampliar el acceso a la demanda con respaldo sólido. No como sustituto del mercado bilateral, sino como complemento que fortalezca la disciplina financiera.

Además, el proceso se desarrolla en un año preelectoral —con elecciones presidenciales previstas para el 31 de mayo de 2026—, lo que introduce una variable institucional adicional. La previsibilidad regulatoria y la independencia del regulador serán factores determinantes para mantener confianza inversora.

Además, Gómez Fajardo sostuvo que la discusión sobre la pertinencia del mecanismo no es el eje central. El debate real es si el diseño logra responder a la nueva realidad del mercado.

Con una transición energética en marcha y señales de estrechez en el horizonte, Colombia enfrenta una etapa distinta. La subasta ya no opera como motor inicial de expansión renovable, sino como herramienta de ajuste fino en un mercado que maduró rápidamente y que hoy exige sofisticación contractual y financiera.

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La creciente complejidad de los emplazamientos solares en el sur de Europa redefine hoy la ecuación técnica y financiera de los proyectos utility scale. Las topografías irregulares, los layouts más exigentes y los condicionantes de viento ya no son casos aislados, sino la nueva norma del desarrollo fotovoltaico.

“Ya no queda un proyecto con suelo plano, no queda ninguno, yo creo. Los proyectos cada vez son más complejos, terrenos más complejos, layouts más complejos”, aseguró Pablo Landa Labiano, CEO de Factiun, durante su ponencia en Future Energy Summit (FES) Iberia 2026, evento que reunió a más de 500 líderes del sector.

En ese escenario, la apuesta de Factiun se estructura en torno a un enfoque integral que combina producto, ingeniería aplicada y servicio especializado para sostener la rentabilidad.

“Nuestra apuesta siempre ha sido y siempre será apostar por el servicio”, afirmó Landa, al explicar que la viabilidad no depende únicamente de la estructura, sino de cómo esa estructura se integra al diseño global del proyecto.

El directivo sostuvo que la creciente sofisticación de los desarrollos exige abandonar soluciones estandarizadas. “No tratar de encajar una solución única para todos los proyectos”, explicó, al detallar que la compañía trabaja con un portfolio que abarca estructura fija, sistemas de seguimiento y soluciones para agrovoltaica adaptadas a cada emplazamiento.

La implementación ocupa un lugar central dentro de la estrategia de la compañía. La estructura, según planteó el CEO, debe funcionar como articuladora entre ingeniería, terreno, requisitos del cliente y ejecución en campo. “La manera más importante es teniendo esas posibilidades desde la capa del servicio, desde la capa de aterrizar los productos a los proyectos”.

Siguiendo esa línea, Factiun desarrolló un software para la implementación de proyectos con el objetivo de facilitar la coordinación técnica y reducir fricciones durante la construcción de las plantas. Se trata del sistema Backtracking 3D, que permite optimizar el comportamiento de los seguidores en terrenos irregulares, y herramientas de software y control orientadas a integrar datos topográficos y parámetros estructurales para anticipar interferencias, mejorar la precisión del diseño y minimizar riesgos en fase de ejecución.

“No hay que quedarse solo en el momento del suministro, los proyectos hay que ejecutarlos correctamente, en plazo, en tiempo.Hay mecanismos para conseguir que esas topografías, que esos layouts, que esos emplazamientos con vientos fuertes no terminen en un CAPEX descontrolado”, explicó el ejecutivo.

La estrategia de Factiun se apoya además en presencia territorial. La compañía opera con equipos locales en España, Italia, Francia, Alemania y Polonia, y mantiene presencia en India, China, Perú y Brasil. La reciente apertura de filial en Italia refuerza su posicionamiento en el sur de Europa, uno de los mercados con mayor dinamismo solar y creciente sofisticación técnica.

“La principal apuesta es la adaptabilidad y aterrizarla a cada uno de los proyectos a través del servicio”, resumió Landa Labiano.

Y concluyó: «Trabajar todos por viabilizar los proyectos, tecnología y poner esa tecnología en servicio de los proyectos con unas soluciones bancables y con unas soluciones que sean efectivas y ejecutivas”.

La entrada Factiun presenta su hoja de ruta: adaptabilidad y CAPEX bajo control en un mercado donde “ya no quedan suelos planos” se publicó primero en Energía Estratégica.

La advertencia es clara: la falta de señales fiscales y regulatorias está condicionando las decisiones de capital en el sector renovable español. Así lo planteó Álvaro Pérez de Lema, CEO de Saeta Yield (Grupo Masdar), quien durante Future Energy Summit (FES) Iberia 2026 pidió una redefinición estructural del marco energético.

“Como inversores de largo plazo lo que necesitamos es visibilidad del plan del Gobierno, tener una buena planificación energética y una buena regulación”, afirmó el ejecutivo, dejando en claro que la discusión ya no pasa solo por objetivos de capacidad instalada, sino por la calidad del entorno normativo.

El primer punto crítico es la carga tributaria sobre la electricidad, precisamente el vector que debe liderar la descarbonización. “Creo que el sector eléctrico, que es el único vector energético que realmente puede descarbonizar, se encuentra con una fiscalidad excesivamente alta.

Los consumidores están pagando más de un tercio del precio que pagan en impuestos o en algún tipo de imposición”, sostuvo.

Para el CEO, si se pretende electrificar industria, transporte y consumo residencial, el tratamiento impositivo debería alinearse con ese objetivo estratégico.

El segundo eje es la flexibilidad del sistema, donde el almacenamiento aparece como condición necesaria para seguir ampliando capacidad.

“Hoy en día el sistema parece que ha llegado a su máximo desde un punto de vista de la oferta. Si no crece la demanda, o buscamos mecanismos de flexibilidad en las redes, y eso es principalmente almacenamiento y mayor inversión en redes, o veo que no podemos avanzar en lo que es la parte de la oferta y la generación”, advirtió.

En ese contexto, Saeta impulsa un proyecto de almacenamiento de 92 MW con capacidad de carga, presentado a la ronda de ayudas FEDER el año pasado.

“Afortunadamente acudimos a la ronda de subvenciones en el año pasado y la idea es terminar la permisología este año y ponerlo en marcha el año que viene”, explicó.

Sin embargo, la viabilidad de este tipo de desarrollos depende en gran medida del apoyo público, señalando que el almacenamiento podría enfrentar dinámicas desordenadas similares a las vividas en la fotovoltaica si no se establecen reglas claras de largo plazo.

“O tienes la subvención FEDER o es muy complicado que saques un proyecto adelante. No hay esa visibilidad tanto a nivel de planificación energética como regulatoria como para poder avanzar de una forma quizás más masiva en la inversión”, sostuv0 el ejecutivo.

Por otro lado, Pérez de Lema subrayó la necesidad de revisar el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), ya que considera que ha quedado desfasado frente a la realidad actual del sector renovable y no funciona como una referencia de largo plazo. En ese sentido, planteó que es necesario redefinir la hoja de ruta energética mediante consensos amplios que otorguen estabilidad y previsibilidad al mercado.

“Yo creo que hay que reevaluar dónde estamos, definir un nuevo plan energético y hacer posible con un cierto consenso entre las partes. Se utiliza la energía como arma política arrojadiza y aquí cabemos todos en este sector y somos todos necesarios”, señaló.

La falta de actualización normativa se combina con obstáculos administrativos. Sobre la tramitación de proyectos, el CEO es categórico: “Es un viacrucis, es un auténtico viacrucis”.

“Hay tecnologías que son más fáciles de buscar alternativas para construirse, pero otras no lo son, y esas tecnologías, como puede ser la eólica o la hidráulica, necesitan una permisología distinta”, agregó.

El contexto, además, marca una nueva etapa en la transición. “Hemos vivido en los últimos cinco años en una fase de descarbonización relativamente sencilla porque era sustituir otra tecnología con una competitiva. Pero si queremos empezar a descarbonizar las noches, si queremos empezar a descarbonizar la potencia, esto ya no sale gratis”, apuntó.

«O sacamos marcos regulatorios de largo plazo, que nos den una visibilidad para poder tomar decisiones de inversión o es muy complicado”, agregó el CEO de Saeta Yield.

La señal al Ejecutivo es clara: sin revisión fiscal, actualización del PNIEC, reglas estables para almacenamiento y simplificación administrativa, la transición energética avanzará por debajo del potencial que el propio sistema podría alcanzar.

“Al final esto va de diversificar el mix, de hacer las inversiones adecuadas para que podamos reindustrializar este país que tenemos una oportunidad, en mi opinión, muy buena”, concluyó.

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Future Energy Summit (FES) Argentina reunirá a los máximos ejecutivos de las compañías que hoy lideran la transformación del mercado eléctrico local, en un contexto de profunda reconfiguración regulatoria y para el desarrollo de nuevos proyectos.

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz; Bernardo Andrews, CEO de Genneia; Martín Brandi, CEO de PCR; Rubén Turienzo, director de Comercialización Eléctrica de Pampa Energía; Nahuel Vinzia, CEO de Coral Energía; y Nicolas Berson, director de Assets Renovables de TotalEnergies, participarán del panel “Conversación con las grandes energéticas: perfil de los proyectos, nuevos modelos de negocio y expectativas para el largo plazo”.

ENTRADAS DISPONIBLES

Durante el mismo se pondrá el foco en cómo los grandes jugadores están rediseñando sus estrategias de inversión, contratación y expansión, dado que se trata de empresas que concentran una porción sustancial de la capacidad renovable instalada y del pipeline en desarrollo, hoy marcado por el ritmo del Mercado a Término (MAT), el almacenamiento en baterías y las nuevas estructuras de financiamiento.

Asimismo, se analizará cómo la migración hacia contratos bilaterales, el nuevo rol del MAT como eje del abastecimiento y el avance de los sistemas BESS están redefiniendo la toma de decisiones de inversión en Argentina.

El panel reunirá a compañías que encabezan el ranking de capacidad operativa y pipeline. Por caso, Genneia alcanza alrededor 1,4 GW de capacidad renovable instalada y prevé cerrar el año 2026 con 1,7 GW, de los cuales cerca de 800 MW se ubicarán en Cuyo tras la puesta en marcha del parque solar Anchoris.

La compañía también reveló detalles del proyecto Mendoza Sur – Diamante por más de 360 MW, previsto para 2029 y que prevé ser el futuro mayor parque solar de Argentina. 

ENTRADAS DISPONIBLES

YPF Luz, por su parte, cuenta con 756 MW renovables operativos y apunta alcanzar 1 GW en el corto plazo, de modo que desarrolla 200 MW solares adicionales junto a 90 MW BESS; además de haber logrado el primer adherido al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) con el proyecto El Quemado (305 MW – hoy en día el proyecto fotovoltaico en construcción más grande del país).

Mientras que PCR, con 545 MW verdes instalados, impulsa proyectos eólicos y solares estratégicos y obtuvo aprobación RIGI para su parque eólico en Olavarría (180 MW), el cual también contempla,la una serie de obras de repotenciación de las estaciones transformadoras de Olavarría y Ezeiza, que permitirá aumentar la capacidad de evacuación en la línea de 500 kV que conecta Bahía Blanca con Abasto.

Pampa Energía posee 427 MW eólicos en marcha y el año pasado, también durante FES, anunció que tiene más de 200 MW listos para avanzar, por lo que mantiene cartera activa a la espera de condiciones contractuales competitivas. 

ENTRADAS DISPONIBLES

Coral Energía no se queda atrás Y consolida su expansión con 400 MW solares contratados y construcción, 100 MW BESS adjudicados y financiamiento por USD 60 millones para nuevos parques, con el objetivo puesto en alcanzar 1 GW contractualizado al 2030. 

A su vez, TotalEnergies, con presencia global y desarrollo de activos renovables en Argentina, prepara nuevos proyectos para el mercado a término y participa en iniciativas eólicas de gran escala, incluido el parque más austral del mundo en Tierra del Fuego junto a socios tecnológicos internacionales.

Toda esta información y más se detalla en el informe especial “Argentina redefine su mercado energético: empresas, proyectos y oportunidades bajo el Gobierno de Milei”, un documento elaborado por Energía Estratégica que releva las principales compañías que lideran el desarrollo renovable en el país, analiza un pipeline que supera los 10 GW entre proyectos operativos, adjudicados y en distintas etapas de evaluación, y expone cómo se redistribuye el protagonismo empresarial en el nuevo esquema orientado a contratos bilaterales.

ENTRADAS DISPONIBLES

El reporte también identifica a los grupos económicos con mayor capacidad de expansión y el desembarco de nuevos jugadores internacionales que evalúan inversiones en generación y almacenamiento bajo el rediseño del Mercado Eléctrico Mayorista. (Descargar aquí).

El contexto de mercado nacional

El mercado energético argentino atraviesa una transformación estructural tras la actualización del Mercado Eléctrico Mayorista mediante la Resolución SE N° 400/2025, que impulsa la transición hacia contratos bilaterales privados como mecanismo principal de abastecimiento. Este giro reduce el rol histórico del Estado como offtaker y traslada al mercado las decisiones de compra y venta de energía, consolidando al MAT como vehículo central para nuevos desarrollos.

Actualmente, Argentina alcanza 7843 MW de potencia renovable instalada en el MEM —sin contabilizar grandes hidroeléctricas— con fuerte presencia eólica y solar, mientras el almacenamiento comienza a ganar protagonismo. El MATER ya registra 85 solicitudes por 3646,5 MW con prioridad de despacho y otros 51 pedidos por más de 2300 MW adjudicados pendientes de operación comercial, lo que evidencia dinamismo privado en un entorno de mayor competencia.

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El almacenamiento energético también se consolidó como mercado emergente tras la licitación AlmaGBA, que adjudicó 713 MW de capacidad BESS, estableció referencias de precios para contratos a 15 años y se convirtió en el puntapié inicial para un futura convocatoria de storage a nivel nacional, denominada AlmaSADI, que subastaría entre 600 y 700 MW.

Como consecuencia, FES Argentina se consolida así como el espacio donde las empresas más relevantes del sector y funcionarios de primer nivel debaten tendencias, riesgos y oportunidades en un mercado que redefine su arquitectura institucional. 

Además de las sesiones técnicas, el evento se distingue por sus espacios de networking, donde cientos de representantes corporativos avanzan en negociaciones y alianzas que impulsan la transición energética en el país y la región.

¡No se pierda la oportunidad y sea parte de FES Argentina 2026!

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El mercado español de almacenamiento entra en una fase de mayor madurez. Tras varios años de descensos de precios acelerados impulsados por la sobreoferta de litio y economías de escala, 2026 marcaría un punto de estabilización estructural, en paralelo con una consolidación financiera del segmento comercial e industrial.

“Las baterías han bajado de precio espectacularmente, estamos en unos valores que hace 5 años eran impensables”, afirmó Jesús Heras, Technical Director SouthWest Europe de Wattkraft, durante Future Energy Summit (FES) Iberia 2026.

Sin embargo, el ejecutivo aclaró que el recorrido bajista estaría llegando a su límite: “los precios tenderán a aplanarse, se estancarán, no creo que bajen en el corto plazo». 

Según explicó, el costo total del sistema ya no depende únicamente del litio. El peso creciente de la electrónica de potencia, los sistemas de protección y el balance of system reduce el margen para nuevas caídas. El directivo sostuvo que no solo importa la materia prima, sino también la seguridad integrada y la infraestructura tecnológica que acompaña al almacenamiento, componentes que tienen un costo difícil de comprimir adicionalmente.

En paralelo, advirtió: “Ha llegado un momento en el que la demanda está subiendo y las empresas que han dejado de invertir en minería porque había mucha sobreoferta de litio, se tienen que poner ahora a trabajar para volver a equilibrar la oferta y la demanda”.

Mire la entrevista completa con Jesús Heras: https://www.youtube.com/watch?v=gDMkj5sm6CY

En este nuevo escenario de mayor estabilidad en costos, la rentabilidad del segmento C&I adquiere mayor protagonismo. Wattkraft mantiene desde sus inicios un enfoque estratégico en autoconsumo industrial, una decisión que hoy muestra resultados concretos en términos de retorno y previsibilidad.

El almacenamiento detrás del medidor cumple múltiples funciones. No se limita al arbitraje energético, sino que mejora la estructura eléctrica de la industria.

“Es rentable, al final es un producto que, aparte del ahorro de energía que te da por poder trasladar la generación de los momentos valle de precio a momentos más pico, ya tienes un ahorro en sí mismo”, sostuvo.

A ello se suma el peak shaving como herramienta clave en procesos de electrificación. Heras explicó que las industrias enfrentan límites de potencia en la acometida y que la batería permite ampliar el consumo sin necesidad de reforzar conexión a red.

La resiliencia energética también se convirtió en un factor determinante tras el blackout ocurrido en España el pasado 28 de abril del 2025. El almacenamiento permite asegurar continuidad operativa y proteger cargas críticas, o incluso la totalidad de la planta, según el dimensionamiento del sistema.

“Todo eso hace que las baterías en entornos C&I tengan una rentabilidad mayor que la que puede ser una batería utility scale en la que al final está sometido al mercado, lo que el mercado pueda retribuirte”, afirmó el referente de la compañía.

Cabe recordar que, según relevamientos sectoriales recientes, la instalación de baterías asociadas al autoconsumo creció un 119% en el último año, reflejando que los sistemas de almacenamiento dejaron de ser un complemento accesorio para convertirse en un componente central de las estrategias energéticas industriales.

España incorporó 339 MWh de baterías detrás del contador, frente a los 155 MWh instalados en 2024, lo que representa un incremento del 119% interanual. Puntualmente, el segmento residencial instaló 158 MWh de almacenamiento, mientras el comercial e industrial incorporó 181 MWh, el cual concentró proyectos de mayor escala y consolidó instalaciones individuales que superan los 5 MWh.

Desde el plano tecnológico, Wattkraft trabaja como partner monomarca de Huawei, priorizando estándares de seguridad y eficiencia. Las soluciones basadas en litio hierro fosfato incorporan sistemas industriales de protección y control térmico.

“Es una batería industrializada, diseñada para tener unos sistemas de antincendio, de control de la batería a nivel térmico, de que no la llevemos a un estrés térmico”, indicó Heras, subrayando la importancia de evitar degradaciones aceleradas que comprometan la vida útil del activo.

«Damos unas garantías extendidas de degradación y sobre todo operan las baterías con una eficiencia, unos consumos de servicios auxiliares muy reducidos para no introducir un coste adicional”, agregó.

A nivel regulatorio, 2026 contará con impulso coyuntural a través de fondos FEDER, aunque el verdadero cambio estructural podría consolidarse hacia 2027-2028 mediante pagos por capacidad y mecanismos de regulación de demanda activa. En ese contexto, Heras afirmó que se prevé «un buen año».

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YPF Luz inauguró el Parque Eólico CASA, un desarrollo de autogeneración de energía renovable ubicado en Olavarría, en la planta de Cementos Avellaneda, que cuenta 63 MW de potencia instalada y demandó una inversión de 80 millones  de dólares. 

Está compuesto por 9 aerogeneradores Nordex Delta 4000, con una potencia individual de 7 MW y  una altura total cercana a los 200 metros.

Del total de la capacidad instalada, 4 aerogeneradores (28  MW) están destinados al autoabastecimiento de la planta de Cementos Avellaneda, mientras que los  5 restantes (35 MW) aportan energía renovable a clientes industriales de YPF Luz a través del Mercado  a Término. 

El acto de inauguración contó con la presencia de Laura Delgado, subsecretaria de minería de la  Provincia de Buenos Aires, Maximiliano Wesner, intendente de Olavarría, Martín Mandarano, CEO de  YPF Luz, y José Luis Maestri, CEO de Cementos Avellaneda. 

“La inauguración del Parque Eólico CASA refleja nuestro compromiso con el crecimiento de la matriz  energética del país. Este desarrollo, que se realizó en estrecha colaboración con Cementos Avellaneda, demuestra cómo YPF Luz puede adaptar las necesidades concretas de nuestros clientes con soluciones  de abastecimiento eficientes”, expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz. 

“La puesta en marcha de este proyecto nos llena de orgullo. Significa para nosotros un paso más en la  realización de nuestro propósito: Impulsar el progreso responsable de la sociedad, desarrollando  soluciones constructivas innovadoras, con cercanía y sostenibilidad», José Luis Maestri, CEO de Cementos Avellaneda. 

. Este desarrollo refuerza el  compromiso de continuar reduciendo nuestra huella ambiental, en línea con nuestra hoja de ruta  definida para alcanzar las metas de descarbonización al 2030”, agregó. 

Con esta inauguración, la compañía alcanza una capacidad instalada total de 3.5 GW, de los cuales 819 MW corresponden a energía renovable. Durante 2026, continuará con la construcción de importantes  proyectos como el Parque Solar El Quemado en Mendoza y un proyecto de almacenamiento de  baterías en Gran Buenos Aires. 

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