Energía Estratégica accedió al borrador del Contrato de Inversión Mixta que regirá la convocatoria mixta de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), un documento que revela un esquema basado en fideicomiso, garantías reforzadas, rentabilidad limitada y control mayoritario estatal, el cual empieza a dar señales sobre las condiciones reales bajo las cuales participará el capital privado.

El primer rasgo distintivo del modelo es que no replica una subasta convencional ni un esquema IPP tradicional, sino que se estructura la participación privada a través de un Fideicomiso de Inversión Mixta, donde CFE y el inversionista participan mediante unidades diferenciadas, con derechos económicos y políticos específicos.

Entre los elementos más sensibles aparece la participación mayoritaria de la estatal —al menos 54% del capital social— junto con derechos de veto sobre decisiones clave y una lógica de gobernanza compartida.

Ese diseño es precisamente el que reabre interrogantes sobre el atractivo financiero del esquema, ya que desde el sector advierten que el interés masivo despertado por la convocatoria no necesariamente supone una mejora estructural del entorno para invertir

“Más bien refleja un cambio en cómo los inversionistas perciben y aprenden a gestionar el riesgo en México”, sostuvo Jaime Delgado, gerente jurídico y de riesgos de Abeinsa Juárez N-III, en diálogo con Energía Estratégica.

Más que una reapertura plena del mercado, Delgado interpreta la convocatoria como “un ajuste intermedio” para incorporar inversión privada sin que la Comisión pierda control. Y ese control no es sólo societario: el privado aporta capital para desarrollo, financiamiento, operación y mantenimiento, mientras CFE preserva palancas estratégicas del proyecto.

A eso se suma otro elemento central del contrato: la rentabilidad no queda librada enteramente al mercado. El documento establece que la Tasa Interna de Retorno estará limitada al Retorno Objetivo ofertado por el desarrollador, una cláusula que introduce un techo explícito al upside financiero.

“El reto será la bancabilidad de los proyectos lo cual en gran medida dependerá de la definición del precio por kw/h que pagará CFE por esta energía, a que al tratarse de un proyecto donde esta última se queda con la propiedad del 54% del proyecto, también se ven disminuidas las utilidades que genera un proyecto 100% privado», apuntó Delgado.

Pero la ecuación económica del esquema no se agota en la limitación de retornos. El contrato refuerza las exigencias sobre ejecución mediante una estructura robusta de garantías y una ruta altamente condicionada para alcanzar la operación comercial.

Para declarar la Fecha de Operación Comercial, el inversionista debe acreditar una batería de hitos técnicos, regulatorios y operativos: culminación de construcción conforme a ley, pruebas de desempeño satisfactorias, obtención de autorizaciones gubernamentales, firma del contrato de interconexión y del contrato como generador participante del mercado, Declaración de Entrada en Operación Comercial del CENACE, entrega de las obras de interconexión a CFE, constitución de la Garantía Operativa y firma del Certificado de Fecha de Operación Comercial por ambas partes.

Con una sobreoferta cercana al 580% —37.749 MW presentados para una necesidad inicial de 7,5 GW—, CFE deberá discriminar entre más de 200 propuestas, por lo que las garantías parecen operar no sólo como cobertura frente a incumplimientos, sino como un mecanismo adicional de depuración para proyectos con mayor madurez técnica y financiera.

El contrato prevé tres garantías:

• La Garantía de Desarrollo, exigida desde la firma del contrato, equivale a 15.000 dólares por MW instalado y cubre obligaciones hasta el inicio de inversión.
• Luego se suma la Garantía de Inversión, por un monto equivalente al 3% del CAPEX, diseñada para cubrir penalidades y desvíos hasta alcanzar la operación comercial.
• Y finalmente emerge la Garantía Operativa, exigida diez días antes del inicio de vigencia comercial y calculada como 50.000 dólares multiplicados por el 70% de la capacidad instalada de la central, una obligación particularmente observada por financiadores por su impacto sobre la estructuración del proyecto.

Más allá de su función de cobertura, el esquema refuerza la lectura de que CFE busca privilegiar ofertas no sólo competitivas en precio, sino capaces de sostener obligaciones financieras y operativas más exigentes bajo este nuevo modelo.

En este contexto, Delgado advierte que esa combinación de competencia extrema y mayores exigencias puede incluso derivar en un “pipeline inflado”, donde algunos proyectos compiten por posicionarse en la convocatoria sin necesariamente contar con la solidez requerida para superar ese filtro.

Pero quizás el punto más disruptivo del borrador aparece en la lógica de salida del inversionista. La cláusula 4.03(e) establece que, a más tardar tres meses después de la fecha en que el inversionista haya alcanzado el Retorno Objetivo correspondiente a cada sociedad de proyecto, el desarrollador deberá ceder sin contraprestación adicional la totalidad de sus Unidades de Participación a la Comisión, que pasa a ser titular exclusiva del proyecto.

Sin embargo, el esquema ofrece contrapesos diseñados para viabilizar el negocio. Para equilibrar esta cesión gratuita, el contrato establece una prelación absoluta de flujos: todo el efectivo distribuible generado por la central se entregará de manera preferente al desarrollador hasta que alcance su Retorno Objetivo, dejando a la CFE sin cobro de utilidades hasta que el privado recupere su capital y ganancia pactada.

Adicionalmente, el documento prevé un salvavidas clave para blindar la bancabilidad frente al riesgo de despacho. Si al llegar al año 24 del contrato el inversionista no ha logrado su rentabilidad debido a paros forzados instruidos por el CENACE, el acuerdo podrá prorrogarse hasta por cinco años adicionales para asegurar su recuperación financiera.

El contrato también incorpora una red detallada de remedios ante incumplimientos, otro aspecto central para evaluar bancabilidad. Si el inversionista incurre en default, CFE deberá notificar a los acreedores financieros y otorgarles 120 días para remediar la situación, antes de poder adquirir la participación privada mediante un Precio de Adquisición o ejecutar garantías y penas convencionales. Si el incumplimiento fuera atribuible a la Comisión, el privado puede exigir la compra de su participación bajo un mecanismo indemnizatorio previsto en el propio contrato.

La gran incógnita ahora no es sólo qué proyectos ganarán, sino si este diseño contractual —con retornos, garantías reforzadas y cesión futura de activos— atraerá capital de largo plazo o terminará limitando el universo de jugadores capaces de participar.

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Red Eléctrica ha puesto sobre la mesa 74 nudos susceptibles de convocatoria de concurso de capacidad de acceso para demanda, una señal esperada por el mercado tras las adjudicaciones por 928 MW y que vuelve a abrir interrogantes sobre la siguiente etapa para grandes consumos, electrificación industrial y almacenamiento.

Se trata, según precisa el Operador del Sistema, de nudos de la red de transporte en los que concurren las circunstancias para celebrar un concurso de acceso de demanda, en aplicación de los artículos 20 bis y 20 quater del Real Decreto 1183/2020, norma que regula los procedimientos de acceso y conexión en las redes de transporte y distribución.

La publicación configura además un mapa territorial amplio. Andalucía concentra 18 puntos, con nudos como Algeciras, Archidona, Caparacena, Cartama, Cristóbal Colón, Palos, Pinar del Rey, Santiponce o Villanueva del Rey. Castilla y León suma 12 nudos con Barcina, Buniel, Cerrato, Herrera, La Lora, Luengos, Tierra de Campos y Vilecha, mientras Aragón también gana peso con 9 puntos como Ave Zaragoza, Biescas, Cartujos, Fuendetodos, Montetorrero o Villanueva de Gállego.

Castilla-La Mancha, Extremadura, Galicia, Cataluña, Comunidad Valenciana y Madrid completan una cartera que combina nudos de 220 kV y 400 kV, una mezcla que no es menor porque refleja potencial para perfiles de demanda muy distintos, desde cargas industriales medianas hasta proyectos de gran escala.

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La composición también combina nudos de 220 kV y 400 kV, una mezcla relevante porque habilita potencialmente perfiles de demanda distintos, desde cargas industriales medianas hasta proyectos electrointensivos de gran escala.

Más que un anuncio de concursos inmediatos, el listado actúa como una hoja de ruta sobre dónde podrían surgir futuras convocatorias si se cumplen las condiciones previstas en el marco regulatorio.

Pero la segunda publicación de Red Eléctrica agrega una capa que cambia la lectura. El registro de solicitudes de acceso de demanda recibidas muestra que la mayoría de los promotores sigue orientándose a nudos donde no hay concurso activado, es decir, buscando acceso por canales ordinarios más que compitiendo en puntos congestionados.

Allí aparecen decenas de solicitudes repartidas en múltiples nodos y tipologías: almacenamiento conectado a red, actualizaciones de consumo existente, autoconsumo y solicitudes de demanda pura en posiciones dedicadas a consumo.

Algunos expedientes evidencian además el tamaño de las necesidades de acceso que comienzan a emerger, con solicitudes como los 395 MW en Aragón 400, 200 MW en Brazatortas 400 o más de 600 MW agregados en distintas posiciones de Soto de Ribera. Pero el dato que empieza a cambiar la lectura del mercado aparece al cruzar ambos listados.

De los 74 nudos susceptibles, sólo ocho presentan hoy solicitudes que activan la señal de potencial concurso: Caparacena, Tajo Encantada y Villanueva del Rey en Andalucía; Arenas de San Juan y Brazatortas en Castilla-La Mancha; La Lora en Castilla y León; Nuevo Vigo en Galicia; y Morata en Madrid. Es apenas algo más del 10% de los nudos identificados por el operador, una proporción baja que relativiza cualquier lectura de una ola inmediata de concursos masivos.

Pero esos ocho casos dejan una tendencia más interesante: el almacenamiento aparece como principal impulsor de presión. Cinco de esos nudos están empujados exclusiva o parcialmente por baterías conectadas a red:

• Caparacena suma tres solicitudes por 20, 20 y 25 MW.
• La Lora registra dos por 50 y 49 MW.
• Arenas de San Juan incorpora 52 MW.
• Tajo Encantada, 11 MW.
• Y Villanueva del Rey otros 100 MW.

Ese patrón introduce una novedad frente a los primeros concursos: el debate sobre acceso para demanda deja de estar dominado exclusivamente por grandes consumidores electrointensivos y empieza a incorporar con fuerza al almacenamiento.

Las solicitudes de consumo puro en nudos con señal de concurso son menos, aunque voluminosas: 200 MW en Brazatortas, 111 MW en Morata y 100 MW en Nuevo Vigo. Y Villanueva del Rey sobresale como caso singular, con una solicitud adicional de 250 MW en autoconsumo conectado en posición de evacuación de generación, la mayor capacidad pedida dentro de los nudos bajo señal de concurso.

Por un lado, los concursos todavía no están en marcha, sino sujetos a posibles convocatorias futuras. Mientras las primeras señales muestran que, cuando esa discusión empiece a tomar forma, el almacenamiento podría tener un rol mucho más central del previsto.

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En conversación con Energía Estratégica, Rafael Díaz Maciel, CEO de OPSLAG Green Power, empresa especializada en la distribución de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) en América Latina, con foco en la integración de sistemas bajo modalidad EPC, ofreciendo soluciones llave en mano y opciones de financiación para clientes industriales y gubernamentales, explica por qué su propuesta tecnológica busca cambiar la lógica del sector desde la raíz. 

Cabe destacar que OPSLAG Green Power es distribuidor de XYZ Storage Technology Corp. Ltd.,  filial del gigante estatal chino State Power Investment Corporation (SPIC), uno de los mayores grupos energéticos del mundo y parte del Fortune Global 500. 

Entrevista con Rafael Díaz Maciel, CEO de OPSLAG Green Power

Mencionas que tienen una tecnología distinta en almacenamiento… pero si tuvieras que explicarlo simple, ¿qué dirías?

Mira, lo más simple es esto: nuestras celdas están completamente sumergidas en un fluido dieléctrico. Y eso hace que no haya posibilidad de ignición.

¿Literalmente cero?

Literalmente cero..A diferencia de otras tecnologías donde tienes que gestionar el riesgo —con sistemas contra incendios, monitoreo térmico, etc.— nosotros eliminamos directamente la posibilidad de que ocurra. No es que lo controlas mejor. Es que no puede pasar.

¿Y eso cómo cambia la conversación con un cliente?

Cambia completamente. Porque hoy, cuando hablas con cualquier empresa, especialmente industriales o data centers, siempre aparece la misma preocupación: “¿qué pasa si falla?”.

Todos tienen protocolos, sistemas de seguridad… pero nadie puede garantizar el 100%. Nosotros sí podemos.

¿Es es una mejora o es otra cosa?

Es otra cosa. El almacenamiento históricamente se diseñó asumiendo que el riesgo era parte del sistema. Nosotros rompemos con esa lógica.

No estamos optimizando una tecnología existente. Estamos replanteando cómo debería funcionar desde el diseño.

¿Y eso es lo que permite, por ejemplo, instalar baterías dentro de edificios?

Exacto. Ahí está uno de los grandes cambios. Hoy muchas tecnologías no pueden instalarse dentro de instalaciones críticas justamente por el riesgo. En nuestro caso, al eliminar la ignición, puedes llevar el almacenamiento adentro de plantas, edificios o data centers.

Te llevo a ese punto… ¿Por qué tanto foco en data centers?

Porque hoy probablemente es donde más sentido hace. Un data center no puede asumir riesgos. Y al mismo tiempo necesita energía constante, confiable y cada vez más eficiente.

Entonces, cuando aparece una tecnología que elimina ese riesgo, automáticamente se vuelve muy relevante.

Es su diferencial para este segmento, ¿cierto?

Te diría que hoy es prácticamente la única opción viable para instalar almacenamiento dentro de las instalaciones sin comprometer seguridad.

¿Y qué pasa a nivel rendimiento? Porque uno podría pensar: “vale, es más seguro… pero ¿funciona igual?”

Funciona mejor. Al estar las celdas en un entorno térmicamente estable, reduces degradación, mantienes eficiencia y alargas la vida útil. Entonces no solo ganas en seguridad, también en performance y en negocio.

¿En negocio en qué sentido?

En todo. Mayor vida útil, menos fallas, más estabilidad… eso mejora la rentabilidad del proyecto y también la confianza para financiarlo. Termina impactando en la bancabilidad.

Me interesa entender el contexto… ¿Por qué crees que esta tecnología aparece ahora?

Porque el problema ya es evidente. La energía dejó de ser un tema secundario. Hoy define si una industria se instala o no, si puede crecer o no.

En México, por ejemplo, no falta demanda industrial. Falta capacidad energética para sostenerla.

Coincidís en que el almacenamiento pasa a ser algo más estructural…

Totalmente. Deja de ser un complemento y pasa a ser parte de la infraestructura clave. Nosotros siempre decimos: la energía no es un gasto, es un activo.

¿En qué punto están hoy? ¿Esto ya es realidad o todavía es promesa?

Ya es realidad. La tecnología acaba de llegar a México, ya instalamos un sistema en Puebla para validación y ahora estamos empezando a hablar con los principales actores.

¿Qué viene después?

Ahora viene la escala. Vamos a traer alrededor de 100 unidades en el primer año y empezar a trabajar con distribuidores para expandirnos.

¿México como base y después región?

Exacto. México es la punta de lanza. Luego vamos a Centroamérica y más adelante Sudamérica.

Si tuvieras que priorizar mercados, ¿dónde ves más oportunidad?

Guatemala es uno de los principales. También Panamá y República Dominicana. Pero en general toda la región tiene potencial porque el problema energético es estructural.

Cuando hablas con clientes hoy, ¿qué es lo primero que te piden?

Dos cosas: ahorro y seguridad. Siempre esas dos. Y en seguridad es donde más dudas hay, porque todos saben que es un punto crítico.

Para cerrar, ¿nos cuentas más de la historia de OPSLAG?

Nosotros empezamos en 2020. En 2023 comenzamos nuestra relación con el gobierno chino y hoy somos los únicos representantes de esta tecnología en México.

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La electrificación se posicionó como uno de los ejes centrales del WindEurope Annual Event 2026, donde la industria eólica europea pidió a los gobiernos elevarla al rango de prioridad estratégica para reducir la dependencia de combustibles fósiles importados y fortalecer la seguridad energética del bloque.

Durante la segunda jornada del encuentro, el mensaje del sector fue que Europa necesita acelerar el reemplazo de petróleo, carbón y gas por electricidad de origen renovable, no sólo como respuesta climática, sino como una herramienta para proteger a consumidores e industrias frente a la volatilidad energética y recuperar atractivo para las inversiones.

El planteo cobra mayor relevancia en un escenario atravesado por nuevas tensiones geopolíticas. Desde WindEurope remarcaron que la Unión Europea todavía importa el 64% de la energía que consume, una dependencia que consideran una vulnerabilidad estructural para la región.

En ese marco, la eólica fue presentada como una tecnología clave para reducir exposición a importaciones, aportar estabilidad de precios y sostener la actividad industrial europea. Desde la invasión rusa a Ucrania en 2022, Europa logró incrementar generación renovable doméstica y reducir compras externas de energía, aunque el proceso de electrificación continúa avanzando lentamente y hoy representa menos de una cuarta parte del consumo energético total.

Tinne van der Straeten, CEO de WindEurope, señaló: “Cada gota de petróleo, cada tonelada de carbón, cada molécula de gas que reemplazamos con electricidad renovable es energía que ya no necesitamos importar. La electrificación es, por tanto, un imperativo estratégico para la independencia, resiliencia y prosperidad de Europa.”

Diez medidas para reactivar la electrificación

En este contexto, la asociación presentó el Madrid Call to Action, una propuesta con diez acciones orientadas a destrabar la electrificación en Europa.

La hoja de ruta propone actuar sobre tres frentes: ampliar la oferta de electricidad renovable, mejorar la conexión entre generación y demanda, y facilitar la adopción de tecnologías electrificadas mediante señales económicas y regulatorias.

Entre las prioridades, WindEurope puso el foco en sectores donde la electrificación puede avanzar rápidamente. Uno de ellos es la industria, especialmente en procesos térmicos de baja y media temperatura utilizados en papel, pulpa, alimentos y bebidas.

Según estimaciones del sector, hasta 930 TWh de demanda de calor industrial ya podrían electrificarse con tecnologías disponibles, equivalente a la demanda eléctrica combinada de Francia y Alemania.

La entidad también propuso reducir a cero el IVA para bombas de calor y vehículos eléctricos como mecanismo para acelerar demanda, además de revisar la carga impositiva sobre la electricidad, que hoy —según advirtió— desincentiva la sustitución de combustibles fósiles.

Otro punto destacado fue la necesidad de simplificar las reglas europeas de ayudas estatales para acelerar contratos de compraventa de energía renovable (PPAs), particularmente para consumidores industriales. Desde WindEurope sostuvieron que una aceleración de estos acuerdos podría sustituir el equivalente a 1.000 cargamentos anuales de GNL con electricidad renovable producida en Europa.

Expectativa por nuevas medidas de Bruselas

El debate coincidió con la presentación prevista del paquete Accelerate EU, mediante el cual la Comisión Europea anticipa medidas vinculadas a redes eléctricas, impuestos energéticos y cargos regulados, considerados claves para impulsar una mayor electrificación.

Durante el evento, Francia fue destacada como uno de los ejemplos más avanzados en esta agenda. El país prevé elevar su apoyo a la electrificación hasta 10.000 millones de euros anuales hacia 2030, prohibir calderas a gas en edificios nuevos desde 2026 y lograr que dos tercios de los vehículos nuevos vendidos sean eléctricos al final de la década.

A nivel regional, WindEurope destacó además que desde 2022 se autorizaron 43,5 GW de nueva capacidad eólica, volumen capaz de generar unos 115 TWh, superior a la demanda eléctrica anual de Países Bajos.

Para la industria, estos avances muestran que las tecnologías están disponibles y que el principal desafío pasa ahora por acelerar decisiones políticas y marcos regulatorios.

Con ese mensaje, el sector eólico buscó posicionar la electrificación no solo como un componente de la transición energética, sino como una condición para reforzar la seguridad energética europea y sostener su competitividad industrial.

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Nextpower, proveedor de sistemas inteligentes de generación de energía para plantas solares, anunció que sus seguidores solares NX Horizon de bajo carbono han sido seleccionados por Casa dos Ventos, en asociación con ArcelorMittal y voestalpine, para la primera implementación de esta tecnología a escala utilitaria en Brasil.

El Proyecto Paraíso, desarrollado y operado por Casa dos Ventos en el estado de Mato Grosso do Sul, contará con una capacidad instalada total de 817 MW, de los cuales 204 MW incorporarán seguidores NX Horizon® Low Carbon.

Los sistemas de Nextpower están diseñados para mantener un desempeño y confiabilidad de referencia en la industria, al tiempo que reducen las emisiones de carbono asociadas a los seguidores hasta en un 42 % en comparación con sistemas de seguimiento fabricados de manera convencional.

El proyecto también incorporará seguidores NX Horizon-XTR™, con tecnología de adaptación al terreno, que reducen la necesidad de movimientos de tierra y minimizan la perturbación del suelo durante la construcción.

Además, el sistema de control de gestión energética TrueCapture™ de Nextpower ajusta la posición de los seguidores en función de las condiciones del sitio para aumentar la generación de energía.

“Como desarrolladores y operadores del Proyecto Paraíso, hemos adoptado tecnologías que ofrecen eficiencia operativa y reducciones de emisiones verificables”, afirmó Erick Lima, Director de Estrategia y Gestión Corporativa de Casa dos Ventos.

“La adopción de los seguidores NX Horizon Low Carbon refuerza nuestra estrategia hacia una matriz energética más sostenible”, añadió.

“El Proyecto Paraíso demuestra que la descarbonización de la cadena de valor solar no es una ambición futura: ya está siendo implementada en proyectos de gran escala. Con los seguidores NX Horizon Low Carbon, los clientes pueden reducir emisiones de forma medible sin comprometer el rendimiento ni la confiabilidad”, señaló Alejo López, Vicepresidente de Ventas para América Latina de Nextpower.

Las reducciones de emisiones se logran mediante una combinación de ingeniería optimizada, el uso de acero de bajo carbono y una cadena de suministro trazable que permite la medición, auditoría y verificación de emisiones a nivel de proyecto. Los tubos de los seguidores utilizados en el proyecto incorporan acero de bajo carbono y una cadena de suministro trazable, respaldada por los certificados XCarb® de ArcelorMittal.

“En ArcelorMittal, estamos orgullosos de formar parte de este proyecto pionero en Brasil. XCarb® es el programa global de descarbonización de ArcelorMittal, que abarca iniciativas de producción de acero bajo en carbono y productos certificados diseñados para reducir la huella de carbono, manteniendo la alta calidad requerida por infraestructuras de gran escala”, afirmó Eduardo Raya, Director de Ventas para Industria y Exportación de ArcelorMittal.

Voestalpine Meincol suministra perfiles especiales de acero en diversas geometrías y normas, y es responsable del procesamiento del acero utilizado en los pilotes de los seguidores, reforzando la importancia de una cadena industrial integrada y de bajo carbono.

“Nuestra participación destaca el papel fundamental de las soluciones de acero de alto desempeño para habilitar la innovación y la descarbonización en el sector energético”, afirmó Ermir Panazzolo, Director Comercial y Financiero de voestalpine Meincol.

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República Dominicana prepara una nueva serie de licitaciones para parques fotovoltaicos en operación y nuevos desarrollos con almacenamiento, en un paquete de oportunidades que podría superar los 800 MWh adicionales en el corto plazo. 

Edward Veras, director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), y Andrés Astacio, superintendente de Electricidad, detallaron los pormenores de las próximas convocatorias y definiciones regulatorias durante un desayuno exclusivo de networking de Future Energy Summit (FES) Caribe.

“Tras el éxito de la licitación de 600 MW, el Consejo Unificado de las Empresas Distribuidoras (CUED) sacará una licitación para arbitraje de proyectos solares ya existentes como una forma de tener mayor competencia”, indicó Veras.

“¿Qué representa para el sector? Sólo desde la perspectiva del arbitraje para contratos existentes, superará la instalación de 800 MWh adicionales. Y si le ponemos número a lo que vemos desde transmisión para seguridad del sistema, estamos hablando de unos 1200 MWh”, complementó Astacio al revelar más detalles de la convocatoria.

La definición toma además una señal que ya había dejado el viceministro Ricardo Guerrero en la apertura de FES Caribe, cuando adelantó que el Gobierno trabajaba en un nuevo proceso para sumar BESS a proyectos existentes. 

Incluso, desde la propia Comisión Nacional de Energía y la Superintendencia de Electricidad coincidieron que los próximos proyectos renovables serán híbridos con storage o bien habrá BESS stand-alone, de modo que desde las entidades reguladoras seguirán «generando incentivos para movilizar el mercado”.

“Lo que viene es una política agresiva para crear incentivos para instalar infraestructura de almacenamiento que permita seguir desarrollando el sistema energético”, manifestó Andrés Astacio.

Reviva FES Caribe: https://www.youtube.com/watch?v=OfB3DaSHJSM

¿Qué esperar para los próximos meses?

Como referencia de escala, Veras añadió que ya hay 238 MW de almacenamiento de cuatro horas en camino y proyectó que en 2027 el país podría contar con 300 a 400 MW de BESS operativos, cifra que podría ampliarse si avanzan tanto la nueva licitación de arbitraje como inversiones en transmisión.

Mientras que a corto plazo, el principal hito regulatorio será la aprobación del reglamento para obras eléctricas e instalación de baterías (hoy en consulta pública), la cual está prevista “en los próximos 30 días”. 

Y cabe recordar que, dichos criterios técnicos son, en esencia, los mismos exigidos a los participantes de la reciente convocatoria de 600 MW.

Como antecedente, la Licitación Pública Internacional EDES-LP-NGR-01-2025 con BESS habría dejado ocho proyectos preliminarmente adjudicados por 605,1 MW, entre ofertas por más de 1500 MWp y casi 1300 MWh, con precios promedio en torno a USD 0,108/kWh. La eventual ampliación sobre el umbral inicial explica que el proceso aún no se haya formalizado.

Sobre ese proceso, el Superintendente aseguró que “la eficiencia conseguida por el apetito inversor ha sobrepasado las expectativas”, mientras Veras dejó abierta la posibilidad de anuncios vinculados tanto a contratos derivados de esa convocatoria como a inversiones privadas en almacenamiento para transmisión antes de fin de semestre.

Pero las autoridades dejaron en claro que la expansión no pasa sólo por nuevas licitaciones, sino también por resolver restricciones estructurales del sistema. En ese punto, Veras introdujo uno de los temas más sensibles del encuentro: los cuellos de botella.

“El sistema eléctrico es un embudo, somos un sistema pequeño”, advirtió Veras, al explicar que la expansión ya encuentra límites en ciertas zonas de la red. Como ejemplo, señaló que la línea noroeste está comprometida al 100%, razón por la que la CNE analiza una reconfiguración del plan de expansión, con prioridad para proyectos menores a 20 MW, que hoy tendrían mayores posibilidades de integración.

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El Gobierno de México avanza en una reconfiguración estructural del sector eléctrico con la publicación de tres instrumentos regulatorios que impactan directamente en el desarrollo de energías renovables y almacenamiento. Se trata de nuevas disposiciones para para sistemas de almacenamiento, cogeneración y lineamientos para la migración de permisos legados publicados el pasado 16 de abril en el Diario Oficial de la Federación.

El paquete normativo no solo redefine reglas técnicas, sino que establece las bases operativas y económicas bajo las cuales se integrarán nuevas tecnologías al sistema eléctrico nacional. En particular, los instrumentos fijan condiciones obligatorias para la participación de almacenamiento, delimitan la capacidad de generación en función de necesidades industriales y ordenan la transición de contratos heredados hacia el nuevo esquema eléctrico.

En paralelo, esta redefinición regulatoria se alinea con una nueva fase de expansión del sector. El Gobierno prepara una nueva convocatoria de generación renovable tras haber adjudicado 3,3 GW de capacidad limpia junto con 1,2 GW en almacenamiento, al tiempo que proyecta el desarrollo de 2.000 MW adicionales en sistemas de baterías, en lo que representa una escala inédita para el país.

Uno de los ejes centrales es la regulación de los Sistemas de Almacenamiento de Energía Eléctrica (SAEE), que por primera vez cuentan con un marco normativo específico que define su integración, operación y servicios dentro del sistema eléctrico. Las disposiciones establecen que estos sistemas podrán participar tanto asociados a centrales eléctricas como de forma independiente, e incluso integrarse a redes de transmisión y distribución, ampliando significativamente sus modelos de negocio.

Asimismo, se determinan los servicios que pueden prestar, incluyendo respaldo, regulación y soporte a la confiabilidad del sistema, bajo esquemas coordinados por el operador. El objetivo es que el almacenamiento contribuya directamente a la calidad, continuidad, seguridad y eficiencia del sistema eléctrico nacional, consolidándolo como un activo estratégico y no complementario.

Cabe recordar que el gobiernó anticipó una una convocatoria específica para almacenamiento stand-alone, separando por primera vez su desarrollo del de generación, lo que habilita nuevas oportunidades para inversionistas especializados en baterías.

el nuevo marco no solo define la integración del almacenamiento, sino que introduce condiciones técnicas y económicas que impactan directamente en la bancabilidad de los proyectos. Desde el sector, advierten que estas disposiciones obligan a revisar supuestos clave en los modelos financieros, particularmente en lo que respecta a ingresos, dimensionamiento y operación de los sistemas.

Uno de los puntos más relevantes es el umbral mínimo de tres horas de duración para que un sistema de almacenamiento pueda participar en determinados esquemas del mercado. Esto implica que proyectos diseñados por debajo de ese estándar podrían quedar excluidos de fuentes de ingresos previstas, modificando de forma directa su viabilidad económica.

A su vez, las nuevas reglas establecen que la capacidad destinada a compensar la variabilidad de las centrales debe mantenerse disponible durante toda la vigencia del permiso, quedando sujeta a instrucciones operativas del sistema. En la práctica, esto significa que una porción del almacenamiento deja de ser plenamente comercializable, ya que está comprometida prioritariamente con la confiabilidad del sistema eléctrico.

Otro aspecto crítico es el tratamiento de la degradación de las baterías, que pasa a ser un riesgo explícitamente asumido por el desarrollador. Si la capacidad del sistema cae por debajo de los niveles requeridos y el operador determina que afecta la confiabilidad, el permisionario deberá reponer o actualizar la infraestructura. Esto introduce una obligación contingente, pero con impacto directo en el diseño técnico y financiero de largo plazo.

Además, el nuevo marco incorpora un elemento de incertidumbre regulatoria de corto plazo. El operador del sistema cuenta con un plazo de 90 días para definir la metodología de análisis de variabilidad que establecerá el dimensionamiento mínimo de los sistemas de almacenamiento. Esto implica que proyectos actualmente en desarrollo podrían requerir ajustes una vez que se publique este criterio, afectando su configuración técnica.

En conjunto, estos elementos reflejan un cambio de paradigma: el almacenamiento deja de ser un complemento flexible y pasa a convertirse en un componente regulado, con obligaciones técnicas estrictas y un rol central en la operación del sistema. Para los desarrolladores, esto implica una mayor previsibilidad en términos operativos, pero también mayores exigencias en el diseño y estructuración de los proyectos.

En paralelo, el esquema de migración de permisos refuerza el rol de la Comisión Federal de Electricidad como eje articulador del mercado, al establecer modalidades donde la empresa estatal adquiere una parte relevante —o la totalidad— de la energía generada. Esto redefine las condiciones de comercialización para proyectos existentes que buscan continuidad bajo el nuevo marco.

Por último, aunque con menor protagonismo en el paquete, las disposiciones sobre cogeneración introducen ajustes orientados a mejorar la eficiencia del sistema, al vincular de forma más estricta la capacidad de generación eléctrica con la demanda térmica de los procesos industriales, limitando la sobreinstalación y optimizando el uso de combustibles.

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Argentina consolida su posicionamiento como mercado solar en la región a partir de su madurez técnica y una mejora en las condiciones financieras a comparación de años atrás tras superar los 7900 MW renovables, de los cuales más de 2500 MW son fotovoltaicos.

“Argentina ha madurado muy rápido desde el punto de vista técnico, de modo que hoy está top de línea técnicamente. Mientras que del lado financiero y macroeconómico, pasamos momentos complicados con el país en la forma de pago y una serie de complejidades, pero hoy día está bastante más estable”, reconoció Miguel Covarrubias, Sales Director LATAM de Jinko Solar.

“Entonces el mercado sí está maduro, hay conocimiento técnico de servicios, lo cual hace bastante viable técnica y económicamente los proyectos en el país”, aseguró durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Argentina.

Este escenario ya se refleja en la estrategia de la compañía, que suministró casi 30% de todos los paneles solares operativos en el MEM por 36% de la potencia fotovoltaica instalada, según información oficial de CAMMESA.

“Además, las condiciones están dadas en el país y es un mercado prioritario para nosotros en LATAM, representando alrededor del 25% de lo que suministramos el año pasado en la región”, señaló Covarrubias.

Mire la entrevista completa con Jinko Solar en FES Argentina: https://youtu.be/GHccKrwFUJ8

El peso del fabricante, la tecnología y los nuevos desafíos del mercado

En este contexto, la bancabilidad de los proyectos solares está cada vez más vinculada al perfil del proveedor tecnológico. “Es clave”, afirmó Covarrubias, al explicar que los bancos priorizan fabricantes con respaldo técnico y financiero. 

En paralelo, la evolución tecnológica continúa empujando los límites de la industria. “Nuestro core es pelear por tecnología y eficiencia”, señaló, en referencia a la nueva línea Tiger Neo 3.0, que permite alcanzar 660-670 Wp en módulos que antes rondaban los 620 Wp, sin modificar su superficie.

Sin embargo, una parte del mercado busca aún mayor potencia, lo que introduce nuevos desafíos. “Hay un 10-15% que todavía busca módulos más grandes”, explica, con paneles que alcanzan 730-735 Wp, aunque con mayores exigencias en logística e instalación.

A pesar de estas complejidades, el mercado local ha demostrado capacidad de adaptación. Un caso concreto es el parque solar El Quemado, desarrollado por YPF en Mendoza. El proyecto, que alcanzará 305 MW de capacidad instalada, ya tiene 200 MW en operación y contempla más de 550.000 paneles. 

“Esperábamos que hubiese más fallas y rupturas durante la instalación, cosa que no hubo”, apuntó Covarrubias, validando el desempeño de módulos de mayor tamaño.

Hacia adelante, el crecimiento del mercado estará impulsado por nuevas oportunidades en almacenamiento y regulación. Iniciativas como la licitación AlmaSADI, que prevé sumar 700 MW de sistemas BESS, y la continuidad del Mercado a Término, configuran un escenario de expansión.

No obstante, aún existen aspectos a mejorar. “Hay potenciales de mejora vinculados a transmisión y baterías”, señaló el ejecutivo, y concluye que estos avances permitirán “expandir un poco la penetración de la energía renovable, en particular de la energía

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Las principales energéticas que operan en República Dominicana aprovecharon el primer día del FES Caribe para fijar prioridades sobre la próxima etapa del sistema eléctrico, en un contexto donde la alta penetración renovable ya empieza a tensionar la operación. El consenso fue claro: el desafío ya no pasa solo por incorporar más capacidad limpia, sino por integrar flexibilidad, almacenamiento y reglas de mercado que acompañen esa expansión. Con crecientes restricciones operativas, pérdidas económicas asociadas al vertimiento y mayor presión sobre la regulación, la discusión puso el foco en cómo sostener nuevas inversiones y adaptar el sistema a una etapa de mayor complejidad.

Esa nueva etapa quedó reflejada en un dato que expuso EGE Haina: más de 120000 MWh de generación renovable se perdieron en el primer trimestre de 2026, equivalentes a 18.7 millones de dólares, una señal de que la discusión ya no es solo cuánto incorporar, sino cómo integrar esa nueva capacidad sin comprometer estabilidad ni rentabilidad. En paralelo, el país acelera licitaciones para sumar almacenamiento, con un pipeline que podría superar los 600 MW en BESS y una proyección cercana a 2 GW solares hacia 2027.

En ese marco, Rosina Hernández, directora de Mercado Eléctrico de EGE Haina, apuntó: “Necesitamos claridad en cómo se van a compensar todos los servicios que pueden proveer las baterías”, advirtiendo que la falta de definición regulatoria limita nuevas inversiones.

“Se han perdido más de 220000 megavatios hora de energía renovable”, agregó y remarcó el impacto directo en la viabilidad de los proyectos. Además, destacó como señal positiva la conformación de una mesa de seguimiento impulsada por el Gobierno para abordar específicamente el curtailment.

Reviva el primer día de FES Caribe: https://www.youtube.com/watch?v=OfB3DaSHJSM

El contexto regulatorio comienza a evolucionar, pero los ejecutivos remarcan que aún no acompaña la velocidad del crecimiento del sistema. El país avanza con la planificación de licitaciones que combinan renovables y almacenamiento, tras los resultados positivos de la  EDES-LP-NGR-01-2025, teniendo que ampliar la capacidad adjudicada a 605,1 MW para incluir a los 8 proyectos más prometedores ante la ávida competencia. Sin embargo, la señal económica todavía no refleja el valor completo de estos sistemas.

Desde el lado estructural, Karla Martínez, gerente de Asuntos Corporativos y Sostenibilidad de CMI, puso el foco en el principal riesgo sistémico: “La salud financiera de las distribuidoras sigue siendo un riesgo latente”, en un contexto de pérdidas cercanas al 38% y atrasos que superan los 10 meses.

“Nunca ha salido un pago por energía perdida por curtailment”, agregó Martínez y señaló que esto obliga a replantear los modelos de negocio.

En ese sentido, planteó una posible solución de mercado: “Hay que encontrar mecanismos que protejan las inversiones existentes, por ejemplo, a través de su participación en servicios como la regulación de frecuencia”, introduciendo el concepto de vincular flexibilidad con protección frente al vertimiento.

En paralelo, el foco se trasladó a la operación del sistema, donde la complejidad técnica crece exponencialmente.

Desde esa perspectiva, Oscar San Martín, vicepresidente de Nuevos Negocios y gerente país de República Dominicana en InterEnergy, afirmó: “No podemos dejarle a un ser humano que esté apretando botones”, reflejando el cambio estructural en la gestión del sistema. La compañía ya incorporó especialistas en datos e inteligencia artificial para operar en tiempos de milisegundos.

Además, explicó que la flexibilidad también está evolucionando del lado térmico: “Los fabricantes están desarrollando motores más pequeños y flexibles que permiten adaptarse mejor a la variabilidad renovable”, reduciendo mínimos técnicos y mejorando la respuesta del sistema.

«Si promovemos la movilidad eléctrica, podemos absorber esa energía que hoy se está perdiendo en horas diurnas”, agregó el ejeutivo de InterEnergy.

Por otro lado, la planificación del sistema apareció como otro eje crítico, especialmente en infraestructura y señales de inversión. Así lo remarcó Edy Jiménez, Chief Commercial Officer de AES Dominicana, quien advirtió: “No es posible que la transmisión esté atada al desarrollo de proyectos privados”.

“Estamos compitiendo por equipos y tiempos con industrias como los data centers”, agregó y enfatizó en la necesidad de definir cronogramas más claros de licitaciones.

Desde Marsh, Vivian Acra, CEO y Presidente de Marsh Risk, explicó: “El costo de asegurar proyectos en República Dominicana puede ser dos o tres veces mayor que en otros países”, debido al riesgo catastrófico.

Pero el mayor desafío está en las nuevas tecnologías: “El almacenamiento tiene un riesgo completamente diferente, de incendios degradación de celdas y operación. Mientras más temprano se gestione el riesgo, mejor será el perfil del proyecto», aseguró.

Desde el lado tecnológico, el mercado enfrenta una paradoja: caída de precios global y mayores exigencias de calidad.

En ese contexto, Ignacio Mesalles, Head of Sales North LATAM, Central America & The Caribbean de JA Solar, advirtió: “Es fácil caer en la tentación de escoger el panel más barato”, en un escenario de sobreoferta en los últimos 12 a 24 meses.

Sin embargo, puso el foco en el largo plazo: “Estos son proyectos de 30 años o más”, por lo que las decisiones de CAPEX pueden impactar en rendimiento, seguros y operación. Además, destacó avances técnicos clave: mejoras en coeficientes de temperatura que permiten sostener la eficiencia en climas exigentes como el dominicano.

En síntesis, el FES Caribe dejó en evidencia que la transición energética dominicana entra en una fase más exigente, donde el desafío ya no es solo sumar capacidad renovable, sino integrar flexibilidad, regulación y financiamiento. Con un pipeline que apunta a casi 2 GW solares hacia 2027 y una expansión acelerada del almacenamiento, el sistema deberá evolucionar rápidamente para evitar que las pérdidas y los riesgos estructurales se profundicen.

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La apertura del mercado eléctrico en Argentina redefine la dinámica competitiva y obliga a los tecnólogos a ampliar su propuesta de valor más allá del suministro de equipos; de modo que Goldwind avanza con una estrategia que rompe el esquema tradicional de los tecnólogos y amplía su alcance más allá de sus propias turbinas.

“Debemos tener un enfoque global e integral dado que, en un marco de competitividad entre diferentes tecnologías, es un desafío que estamos listos para afrontar”, afirma el regional sales executive de Goldwind Argentina, Fernando Errea, durante una entrevista destacada de Future Energy Summit (FES).

La compañía ya dio un paso concreto en esa dirección al ingresar al negocio de servicios para equipos de otros fabricantes, ya que el punto de inflexión se dio en 2025. 

“Firmamos el primer acuerdo de multibrand para prestar servicios a turbinas de otras tecnologías con Genneia. Y estamos haciendo foco ahí”, destacó el ejecutivo.

Mire la entrevista completa: https://youtu.be/Ex8mYUZT-fU

Este enfoque responde a un contexto donde los proyectos enfrentan mayores restricciones económicas y demandan eficiencia en toda la cadena de valor, incluyendo la optimización de costos de operación y mantenimiento, dado que los proyectos están “cada vez más apretados financieramente”.

Asimismo, el avance hacia el multibrand se sostiene sobre una propuesta integral que combina tecnología, financiamiento y operación, con el objetivo de garantizar la viabilidad de los proyectos. En este marco, la compañía también acompaña a los desarrolladores en la estructuración económica.

“Ayudamos a nuestros clientes con estructuras financieras, con agencias de desarrollo, para proveer soluciones de financiamiento y que los proyectos sean viables económicamente”, explicó Errea.

En paralelo, la evolución tecnológica refuerza esta estrategia con equipos de mayor potencia y eficiencia, con aerogeneradores de 7 a 8 MW de capacidad y rotores de 182 metros de diámetro, en línea con la tendencia hacia tecnología de más escala.

De este modo, con más de una década en el país, Goldwind acumula más de 700 MW en contratos y 350 MW propios en operación, consolidando su posicionamiento en el mercado. Además, avanza en proyectos clave como el parque eólico La Flecha junto a Aluar, el mayor en desarrollo en Argentina.

“Estamos terminando el proyecto más grande de Argentina junto a Aluar”, afirma Errea, destacando la magnitud de la iniciativa.

El pipeline reciente incluye desarrollos con actores como Genneia y TotalEnergies, incluyendo el parque eólico más austral del mundo fuera de la Antártida, en Tierra del Fuego. Allí se instalarán aerogeneradores de 4,2 MW con rotores de 136 metros, ampliando la presencia tecnológica de la firma.

Mientras que en términos de desempeño, la compañía alcanzó el tercer puesto en market share eólico en Argentina, apoyada en altos factores de capacidad. 

“Incluso logramos buenos factores de capacidad para lugares donde no eran tradicionalmente sitios de excelencia eólica”, atribuyendo estos resultados a mejoras en diseño y materiales”, apuntó el entrevistado.

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¿Cómo se está posicionando Ventus a nivel regional? ¿Cómo han empezado este año 2026?

Ventus se está consolidando como un actor regional cada vez más relevante en el sector renovable, con una propuesta de valor que combina desarrollo, ingeniería, construcción, operación y mantenimiento, y una capacidad cada vez más sólida para ejecutar contratos EPC de gran escala.

¿Qué hitos han logrado?

En estos 16 años, nos estamos acercando a los 3 GW en construcción y hemos gestionado más de USD 3.000 millones en activos en la región. Ese recorrido nos permitió construir una base muy fuerte en mercados clave y, al mismo tiempo, desarrollar una visión regional cada vez más clara.

Y para este año, ¿qué se avecina?

El 2026 marca además una nueva etapa para Ventus. Venimos de años de consolidación en países donde hoy tenemos una presencia relevante, y estamos entrando en una fase de crecimiento más activa, con un pipeline robusto, nuevas geografías en desarrollo y una vocación clara de expansión internacional. Más que un crecimiento basado en relato, lo que vemos es una evolución concreta en actividad, cierre de contratos, diversificación de clientes y presencia regional.

¿En qué países están presentes en la actualidad y hacia cuáles apunta?
Tenemos presencia en Uruguay, Argentina, Chile, Colombia, Ecuador, Guatemala y Costa Rica. Esa base regional es la que nos permite proyectar una expansión con más fuerza hacia Centroamérica, el Caribe y Norteamérica.

También vemos oportunidades interesantes en Perú, República Dominicana y México, países con dinámicas distintas pero con una necesidad común: avanzar en nueva infraestructura energética renovable y hacerlo con socios que tengan experiencia real en proyectos de gran escala.

¿Qué diferencias ven entre los distintos países?

En mercados más maduros, como Colombia o Chile, el foco está puesto en competitividad, eficiencia, velocidad de ejecución y adopción de nuevas tecnologías.

Mientras que en mercados que todavía están consolidando su desarrollo, como varios de Centroamérica o el Caribe, el mayor valor está en estructurar bien el proyecto desde etapas tempranas, acompañar al cliente en la ingeniería inicial, ordenar riesgos y ayudar a convertir una oportunidad en un proyecto ejecutable y financiable.

Y a partir de las oportunidades y procesos vigentes, ¿cómo se preparan para participar?

La preparación para participar en un proyecto empieza mucho antes de presentar una oferta. Requiere entender a fondo el proyecto, al cliente, el mercado y los riesgos asociados a cada contexto.

¿Cómo cuáles?

Exige contar con capacidades técnicas propias, especialmente en ingeniería y estructuración, que permitan analizar rápidamente necesidades, restricciones y oportunidades. Por otro lado, exige construir presencia local y equipos que puedan interpretar el contexto, generar relaciones de confianza y aterrizar cada proyecto de forma realista.

Hoy competir en este sector no es solamente una cuestión de precio. También pesa, y cada vez más, la capacidad de ejecución, el cumplimiento de plazos, la gestión de riesgos, el manejo de interfaces, la relación con comunidades y stakeholders, y la adaptabilidad frente a escenarios cambiantes. En ese sentido, la experiencia en contratos EPC es fundamental.

¿Y en qué proyectos están trabajando actualmente?

Colombia sigue siendo uno de los mercados más importantes para la compañía, donde llevamos 800 MW construidos y en construcción, con una participación destacada en el desarrollo del sector solar. Al mismo tiempo, estamos avanzando en proyectos y oportunidades concretas en Ecuador, Guatemala y Costa Rica, entre otros mercados.

¿Y si miramos a futuro? ¿Qué podemos esperar de la compañía?

Hacia adelante, vemos una oportunidad muy clara para seguir creciendo en Centroamérica, el Caribe y México, regiones donde esperamos una mayor actividad en los próximos años. A eso se suma el avance del primer proyecto de hidrógeno verde para transporte carretero de América Latina, que entrará en operación en 2026 y que refleja también nuestra apuesta por nuevas tecnologías con potencial de transformación en la región.

En definitiva, el objetivo es seguir creciendo de forma sostenida, pero con criterio: manteniendo el foco en la calidad de ejecución, en la rentabilidad de los proyectos y en la capacidad de transformar desafíos complejos en soluciones concretas y viables para los clientes.

¿Les repercute los últimos acontecimientos geopolíticos / económicos?

Sí, el contexto geopolítico y económico global impacta de manera directa en variables muy sensibles para nuestro sector, como la cadena de suministro, la disponibilidad de equipos, los costos logísticos, los tiempos de fabricación y la volatilidad de precios.

Ese escenario exige hoy mucho más foco en planificación, abastecimiento y gestión de riesgos que hace algunos años. Pero también genera mayor valoración por parte de los clientes hacia empresas que tengan experiencia, solidez y capacidad de adaptación.

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Atlas Renewable Energy anunció la consolidación de la estructura de financiamiento del proyecto El Campano Solar con una capacidad de 128,8 MWdc (99,9 MWac) un hito que asegura el avance de su construcción en el departamento de Córdoba.

Atlas alcanzó el cierre financiero de su proyecto bajo una estructura de project finance, con un préstamo por COP $292100 millones y una facilidad de cartas de crédito por COP $58380 millones, que respaldan su desarrollo y ejecución.

La operación contó con la participación de la Financiera de Desarrollo Nacional (FDN) y BBVA CIB como prestamistas y emisores de las cartas de crédito, siendo este último además proveedor de coberturas financieras, en una estructura en pesos colombianos que respalda la ejecución del proyecto.

El proyecto, adjudicado a Atlas en la Subasta de Cargo por Confiabilidad de 2024, se desarrolla en el marco de la alianza entre Atlas Renewable Energy e ISAGEN, y cuenta con un contrato de compraventa de energía a largo plazo, lo que viabiliza su entrada en operación, prevista para el tercer trimestre de 2027.

“La consolidación financiera de El Campano Solar refleja nuestro enfoque en la ejecución efectiva de proyectos de generación estratégicos para Colombia y en desarrollar soluciones energéticas confiables y de calidad para nuestros clientes”, señaló Rubén Borja, Country Manager de Atlas Renewable Energy en Colombia.

“Contar con el respaldo de estas instituciones financieras nos permite avanzar con solidez en la construcción del proyecto y seguir materializando iniciativas que contribuyen al desarrollo del sector energético nacional”, agregó.

Actualmente, el proyecto cuenta con 228 personas empleadas, de las cuales más de 130 corresponden a mano de obra local. Este proceso incluye un enfoque en la participación de mujeres, que representan el 18% del total de empleos, así como en la inclusión de comunidades étnicas, que alcanzan el 21%, en línea con las metas de empleabilidad local. En total, se prevé la creación de cerca de 500 empleos durante la etapa de construcción.

Con este avance, se mantiene como un IPP de relevancia en la región, con una base de activos renovables de más de 10,8 GW.

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Uruguay presentó el proyecto de obras de construcción del Parque Fotovoltaico Melo, en el departamento de Cerro Largo, que será el más grande de este tipo en el país, con más de 75 MW y una inversión de UTE de 75 millones de dólares.

La empresa pública trabaja desde 2023 en la concreción de esta planta solar fotovoltaica. Ese año se seleccionó el lugar y se reservó la capacidad en la red. Luego continuaron los procedimientos, hasta que a fines de 2025 la empresa pública firmó el contrato con el consorcio Teyma-Prodiel, adjudicatario del proyecto.

Esto incluye el diseño y la construcción, pero también su operación y mantenimiento por dos años. Está previsto que la obra finalice en 2028; empleará a más de 100 personas. Una vez en funcionamiento, abastecerá a unos 65000 usuarios y usuarias.

La futura planta, que supone una inversión superior a los 75 millones de dólares, contará con 140000 paneles con sistema de seguimiento, instalados sobre estructuras que permitirán optimizar su inclinación de acuerdo a la posición del sol y mejorar el rendimiento de la generación. La energía generada por los módulos será transportada a través de circuitos de corriente continua y luego convertida en corriente alterna para su elevación a media tensión y su conexión a la red.

La energía se inyectará al Sistema Interconectado Nacional a través de una nueva conexión en 150 kv ubicada en la Subestación Melo B. Desde allí se monitoreará la energía evacuada, para controlar el comportamiento de la planta y responder a las necesidades de la red.

Soberanía e independencia

La ministra de Industria, Energía y Minería, Fernanda Cardona, aseguró que, de no contar con energías renovables, todo debería abastecerse con petróleo, lo que implicaría costos que hipotecarían al país, teniendo en cuenta los vaivenes de los precios del crudo a nivel mundial.

“Cada fuente renovable en la que crecemos es soberanía para nuestro pueblo, es independencia de Uruguay frente a los shocks externos […] y eso no se puede abandonar”, insistió.

“El Gobierno tiene la responsabilidad de seguir planificando los sueños de Uruguay, la esperanza. Las cosas están pasando, estamos trabajando, estamos cumpliendo. No está quedando nadie atrás con esto”, dijo Cardona, citando al presidente Yamandú Orsi.

La jerarca, quien destacó la importancia de la incorporación de energía solar fotovoltaica a nuestra matriz energética, confirmó además que antes de fin de año anunciarán dos plantas solares más, que se sumarán a las de Melo y Baygorria.

El presidente Orsi, en tanto, ratificó la senda de las energías renovables para depender lo menos posible de combustibles fósiles —cuyo precio es muy volátil— y celebró que se concrete este proyecto en Cerro Largo.

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República Dominicana avanzará con una nueva licitación para incorporar sistemas BESS en proyectos renovables existentes. Ricardo Guerrero, viceministro de Energía Eléctrica, lo notificó en exclusiva durante la apertura del Future Energy Summit (FES) Caribe, que reunió a más de 400 referentes del sector en el país.

“Seguiremos con licitaciones. Ya estamos hablando de una licitación para existentes que agreguen almacenamiento también”, confirmó el viceministro de Energía Eléctrica, Ricardo Guerrero.

El anuncio se realizó durante el primer panel del día uno del encuentro y marca la continuidad del esquema competitivo EDES-LP-NGR-01-2025, que combinó 600 MW de renovables con baterías y que concentró más de 1500 MWp y cerca de 1300 MWh en disputa.

Dicho proceso dejó señales claras al mercado: fuerte competencia, interés masivo de desarrolladores y condiciones económicas que validaron el modelo. Incluso se analiza una posible ampliación de la capacidad adjudicada a 605,1 MW para poder incluir a los 8 proyectos más prometedores, lo que refuerza la visión de largo plazo. Se espera el anuncio oficial de los proyectos concesionados en los próximos días.

Asimismo, Guerrero detalló durante su discurso de apertura del FES Caribe que la nueva convocatoria se alinea con la planificación energética del país, cuya actualización será publicada próximamente.

En ese contexto, el viceministro destacó que la capacidad instalada creció de cerca de 5 GW a más de 7,5 GW en los últimos años, lo que representa un incremento superior al 50%, mientras que en 2025 se incorporaron 1200 MW adicionales, de los cuales el 58% correspondió a energías renovables.

Además, remarcó que la participación de las energías renovables ya alcanza el 25% del abastecimiento eléctrico, consolidando el avance hacia una matriz más diversificada.

En ese escenario, el almacenamiento se posiciona como un elemento clave para la operación del sistema. “Para este 2026 proyectamos la incorporación de al menos 138 MW, junto con procesos en curso que añadirán no menos de 500 MW adicionales en el corto plazo”, había anticipado durante la apertura del evento.

En paralelo, el viceministro dimensionó el mercado en construcción. A los proyectos adjudicados se suman 600 MW que evalúa incorporar la empresa de transmisión (ETED), otros 200 MW en análisis y desarrollos privados en curso, configurando una expansión acelerada.

“No menos de 1200 MW antes de 2028”, afirmó Guerrero, estableciendo un piso claro para el crecimiento del BESS en el país.

Apetito inversor, tecnología y despliegue local

El avance del almacenamiento encuentra respaldo en un entorno regulatorio activo y en un fuerte interés del sector privado, que ya se posiciona para capturar oportunidades en distintos segmentos.

Durante el evento, también se destacó que la Superintendencia de Electricidad avanzó con múltiples ajustes regulatorios para habilitar dicho progreso, mientras que desarrolladores y financistas ya exploran oportunidades concretas en el país.

En paralelo, el crecimiento del sistema eléctrico se sostiene sobre una base de inversión creciente. Según detalló Guerrero en la apertura, la inversión extranjera directa en el sector eléctrico alcanzó aproximadamente 1200 millones de dólares el último año, consolidando la confianza en el mercado local.

A esto se suma el fortalecimiento de la infraestructura de transmisión y la incorporación de generación firme, elementos que permiten integrar mayor volumen de renovables junto con soluciones de almacenamiento, en línea con la transformación estructural del sistema.

“El gobierno está consciente de que necesitamos baterías ya… y lo vamos a hacer con transparencia y garantizando seguridad para todos”, concluyó el viceministro.

El evento continuará este martes con una segunda jornada de media sesión, donde se profundizarán los debates técnicos y regulatorios que marcarán el desarrollo del almacenamiento y las energías renovables en la región.

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La Licitación Abierta 1-2025 en Guatemala dejó como resultado la adjudicación de 283,43 MW de potencia media, con una fuerte presencia de energías renovables dentro del total contratado, en un proceso que también registró 291,64 MW de potencia máxima y 140,23 MW mínima.

Dentro de este volumen, los proyectos renovables —principalmente solares e hidráulicos— sumaron 30 iniciativas adjudicadas,representando un 32% del total y  consolidando su peso en el abastecimiento de corto plazo del sistema eléctrico.

En detalle, la energía solar participó con 22 proyectos, que en conjunto alcanzaron aproximadamente 83,50 MW de potencia máxima, 30,36 MW mínimos y 66,23 MW de potencia media adjudicada.

Por su parte, la generación hidráulica estuvo representada por 8 proyectos, que acumularon cerca de 35,35 MW de potencia máxima, 12,35 MW mínimos y 25,24 MW de potencia media.

De esta manera, ambas tecnologías renovables superaron los 118 MW de potencia máxima y los 91 MW de potencia media adjudicada, evidenciando su rol estructural dentro del proceso.

El proceso respondió a una necesidad técnica del sistema eléctrico. Fuentes cercanas al sector explicaron a Energía Estratégica que estas licitaciones permiten cubrir faltantes de energía que no son absorbidos por los contratos de largo plazo, lo que impulsó la implementación de esquemas de cuatro años.

En ese sentido, indicaron que estas subastas garantizan el suministro hasta la entrada en operación de nuevos proyectos estructurales hacia 2030, asegurando continuidad en el abastecimiento.

Asimismo, remarcaron que la exigencia de contar con plantas en operación comercial favoreció la participación de activos renovables ya instalados, especialmente en el segmento solar distribuido, como se observa en el detalle de adjudicación .

Este proceso se enmarca en una estrategia más amplia del sistema eléctrico guatemalteco, donde las distribuidoras vienen impulsando licitaciones de corto plazo para cubrir requerimientos adicionales de potencia, incrementando la competencia entre generadores.

En cuanto a la dinámica del proceso, la subasta por rondas sucesivas volvió a consolidarse como una herramienta clave para promover señales de precio eficientes en el sector eléctrico, aunque en esta ocasión presentó particularidades.

Fuentes cercanas al sector señalaron a Energía Estratégica que la participación de la Oferta Virtual desde etapas tempranas introdujo una presión adicional sobre los precios, alterando el comportamiento habitual de las rondas.

En esa línea, indicaron que esta intervención, si bien está permitida, tendió a distorsionar parcialmente la lógica de mercado, al empujar los valores a la baja de forma abrupta.

Además, advirtieron que la Oferta Virtual funcionó como un “techo implícito” en la subasta, condicionando las estrategias de los oferentes y provocando la salida de algunos participantes.

No obstante, destacaron que el desafío del mercado sigue siendo alcanzar un equilibrio entre precios competitivos para la demanda y condiciones sostenibles para la inversión, en un entorno cada vez más exigente.

Esta licitación y los anuncios recientes del sector serán eje de debate en el Future Energy Summit (FES) Guatemala el próximo 14 de mayo. La primera edición en el país se llevará a cabo en el hotel Real InterContinental Guatemala, en la Ciudad de Guatemala.

Participarán referentes del sector público y privado, quienes analizarán las perspectivas de inversión, el desarrollo de nuevos proyectos y la evolución del mercado energético en la región. Quienes deseen participar pueden solicitar información y entradas a través del correo info@energiaestrategica.com.

La lista de proyectos adjudicados:

Resultados Licitación Abierta 1-2025 – Energía Estratégica

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El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) finalmente publicó el Reglamento de Servicios Complementarios, una de las normas más esperadas por el sector eléctrico peruano. La medida llega tras más de un año de retraso  y marca un punto de inflexión para la modernización del sistema y la incorporación de tecnologías como el almacenamiento.

El nuevo marco se desprende de la Ley N.º 32249 publicada en enero del 2025, orientada a garantizar un suministro seguro, confiable y eficiente, además de promover la diversificación de la matriz. En esa línea, el reglamento define a estos servicios como “aquellos necesarios para asegurar el transporte y suministro de electricidad desde la generación hasta la demanda” , estableciendo por primera vez reglas específicas para su implementación, operación y administración.

Desde el sector energético se venía señalando la necesidad de contar con un marco regulatorio claro para este tipo de servicios, dado que hasta ahora operaban sin definiciones específicas dentro del sistema eléctrico. Esta falta de normativa había generado incertidumbre en la toma de decisiones de inversión, particularmente en tecnologías vinculadas a la flexibilidad del sistema.

En concreto, el decreto aprueba un reglamento compuesto por siete títulos y 44 artículos que establece el marco normativo para la implementación, operación y administración de los servicios complementarios . La norma reconoce a estos servicios como parte integral del sistema eléctrico e incorpora a sus proveedores como participantes formales dentro de la operación, permitiendo su integración en la planificación y funcionamiento del sistema.

Asimismo, se introducen modificaciones relevantes al funcionamiento del mercado eléctrico, al establecer reglas para la inyección, retiro y liquidación de energía en el corto plazo, así como criterios para la asignación y remuneración de estos servicios. También se ajustan disposiciones vinculadas al Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, el Reglamento del Mercado Mayorista de Electricidad y el Reglamento del COES, con el objetivo de integrar a estos nuevos agentes dentro del sistema .

Uno de los principales impactos del reglamento es que crea las condiciones regulatorias necesarias para el desarrollo de proyectos de almacenamiento, una tecnología clave para acompañar la penetración de energías renovables variables. La normativa incorpora definiciones sobre desempeño, disponibilidad, medición y esquemas de verificación, aspectos fundamentales para estructurar modelos de negocio viables desde el punto de vista financiero.

En paralelo, el reglamento amplía el universo de actores habilitados, ya que los servicios complementarios podrán ser prestados por generadores, transmisores, distribuidores, usuarios libres u otros agentes autorizados por el MINEM. Esta apertura permite la participación de nuevos perfiles dentro del sistema eléctrico y favorece la competencia en la provisión de estos servicios.

La normativa también introduce cambios estructurales en el Mercado Mayorista de Electricidad, habilitando la participación de los servicios complementarios en el mercado de corto plazo. En este marco, los proveedores podrán realizar operaciones de compra y venta de energía durante la prestación de los mismos.

Adicionalmente, se establecen incentivos económicos relevantes, ya que los retiros de energía destinados a la prestación de servicios complementarios estarán exentos del pago por el uso de los sistemas de transmisión, distribución y otros cargos asociados. Asimismo, dichos retiros no estarán sujetos al pago por capacidad, incluso si coinciden con la máxima demanda del sistema, lo que mejora las condiciones económicas para el desarrollo de estas tecnologías.

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LONGi exhibió sus últimas innovaciones de sistemas fotovoltaicos, tanto para generación distribuida como para utility scale, con el foco puesto en resolver uno de los mayores desafíos de la industria: sostener la eficiencia en escenarios complejos. Desde condiciones de granizo hasta ambientes áridos o climas tropicales como los de Panamá, Centroamérica y el Caribe, el módulo HI-Mo X10 emerge como una solución diseñada para adaptarse a múltiples exigencias operativas sin comprometer el rendimiento.

En diálogo con este medio, Carlo Francisco Melillo, Sales Manager para Panamá, Centroamérica y el Caribe de LONGi, detalló cómo esta tecnología no solo optimiza el rendimiento, sino que incluso permitió recuperar proyectos que estaban a punto de cancelarse.

• Para empezar, ¿qué están presentando y cuál es el foco de la tecnología?

La tecnología X10 incorpora un sistema antisombra basado en HPBC 2.0 que permite gestionar puntos de sombra sin generar puntos calientes. A diferencia de soluciones convencionales, donde una sombra impacta sobre una cadena completa de celdas, en este caso solo se ven afectadas las celdas bloqueadas, evitando que el rendimiento de todo el módulo se vea comprometido, como ocurría anteriormente cuando una sombra podía afectar hasta un tercio del panel.

• En concreto, ¿qué cambia con esta tecnología antisombra y cómo se traduce eso en un caso real?

Este diferencial ya se refleja en casos concretos. En Ciudad de Panamá, un proyecto había sido diseñado con otro tipo de módulo sin contemplar el impacto de las sombras y, al momento de su ejecución, las pérdidas detectadas llevaron a su cancelación.

Sin embargo, al incorporar el Hi-MO X10, se redefinió la solución técnica y el proyecto logró concretarse. Las pérdidas esperadas eran del 20%, pero en la práctica se redujeron a un rango de entre el 8% y el 12%, superando las previsiones iniciales y validando el desempeño de la tecnología en condiciones reales.

• A partir de ese caso, ¿dónde está la diferencia técnica que permite revertir un escenario así?

La tecnología X10 incorpora un sistema antisombra con HPBC 2.0 que permite gestionar puntos de sombra sin generar puntos calientes.

A diferencia de soluciones convencionales, donde una sombra impacta sobre una cadena completa de celdas, en este caso solo se ven afectadas las celdas bloqueadas. Esto evita que una sombra reduzca el rendimiento de todo el módulo, como ocurría en tecnologías anteriores donde podía afectar hasta un tercio del mismo.

• ¿Y qué impacto tiene esto en la generación del proyecto?

Frente a un módulo TopCon convencional, la generación energética es aproximadamente un 8% superior.

En condiciones de sombra, el rendimiento mejora entre un 20% y un 40%, lo que representa una diferencia significativa en escenarios reales donde este tipo de variables suelen definir la viabilidad del proyecto.

• Con esa mejora, ¿cómo se termina traduciendo en la rentabilidad?

El costo es entre un 3% y un 5% más alto, pero el incremento en generación, que puede ubicarse entre el 8% y el 12%, permite recuperar rápidamente la inversión adicional.

Esto impacta directamente en la rentabilidad, especialmente en proyectos donde las sombras representan un factor crítico.

• ¿En qué tipo de proyectos empieza a ser más decisiva esta solución?

Es un producto que inicialmente se pensó para el mercado comercial e industrial, pero tuvo una rápida adopción en el segmento residencial.

La demanda de módulos de mayor potencia, en el rango de 600 a 650 W, impulsó su posicionamiento como una solución transversal dentro de la generación distribuida. 

• Más allá de las sombras, ¿cómo responde el módulo en condiciones exigentes de operación?

El módulo puede configurarse según el entorno.

En zonas con granizo, se ajusta el tipo de vidrio para soportar impactos. En ambientes áridos, se incorpora tecnología antipolvo para evitar acumulaciones. En plantas sobre suelo, puede utilizarse en configuración bifacial.

Esto permite su implementación en condiciones tropicales, áridas o frías sin limitaciones relevantes, algo clave para mercados como Panamá, Centroamérica y el Caribe.

• Dentro de la estrategia y el portafolio de Longi, ¿Cómo se posiciona este producto?

El Hi-MO X10 está diseñado específicamente para el mercado de generación distribuida, priorizando la maniobrabilidad, la logística y la facilidad de instalación.

Para proyectos utility-scale, la compañía cuenta con el Hi-MO 9, orientado a plantas de gran escala.

•  Mirando hacia adelante, ¿qué evolución se espera en esta tecnología?

El desarrollo continúa enfocado en seguir evolucionando la tecnología HPBC 2.0, con el objetivo de incrementar la potencia del módulo sin modificar su formato.

Actualmente, los módulos ya alcanzan entre 655 y 660 W, y se proyecta que hacia fin de año puedan escalar hasta 670 W manteniendo las mismas dimensiones.

Además, se posicionan entre 20 y 25 watts por encima de las soluciones estándar del mercado, lo que permite mejorar la generación sin afectar la instalación ni la logística.

• Y a nivel regional, ¿qué señales está dando el mercado?

El crecimiento en Panamá y la región se ubicó entre el 20% y el 30% en los últimos años, impulsado por la expansión de la generación distribuida.

El principal desafío está en los procesos regulatorios, ya que los tiempos de instalación pueden extenderse hasta nueve meses, cuando anteriormente se resolvían en dos o tres. En este contexto, la logística, la disponibilidad de producto y la apertura de nuevos distribuidores serán claves para sostener el crecimiento del mercado.

En este contexto, el mercado de energías renovables y almacenamiento en América Latina continúa consolidando su crecimiento, impulsado por nuevas convocatorias, marcos regulatorios en evolución y una mayor demanda por soluciones más eficientes, donde tecnologías como el Hi-MO X10 de LONGi comienzan a ganar protagonismo al resolver limitaciones concretas en campo.

A la par, iniciativas como la gira de encuentros Future Energy Summit (FES) refuerzan su posicionamiento en la región, promoviendo el vínculo entre actores del sector público y privado. Con próximas paradas el 20 y 21 de abril en República Dominicana, el 14 de mayo en Guatemala y el 19 de mayo en México, estos encuentros acompañan el dinamismo del sector y generan espacios clave para el desarrollo de nuevos proyectos.

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La industria eólica mundial instaló un récord de 165 gigavatios (GW) de nueva capacidad en 2025, lo que representa un crecimiento del 40% respecto al año anterior, según datos del último informe del Global Wind Energy Council (GWEC).

El Reporte Global de Energía Eólica 2026 muestra que, en un contexto de shocks de suministro y fuerte suba en los precios internacionales del petróleo y el gas, el sector eólico continúa expandiéndose de forma sostenida como un pilar clave de la transición energética.

La capacidad eólica global alcanzó los 1.299 GW a fines de 2025, con 138 países utilizando esta fuente para abastecer sus economías. Asia lideró ampliamente el crecimiento —con China e India a la cabeza— al instalar 131 GW, equivalentes al 80% del total global. En paralelo, Europa, América del Norte, África y Medio Oriente también sumaron volúmenes relevantes de nuevos proyectos.

“El fuerte aumento en las instalaciones eólicas globales marca un nuevo estándar para una industria que está acelerando rápidamente para responder a la creciente demanda de energías renovables locales, asequibles y resilientes”, afirmó Ben Backwell, CEO de GWEC.

El informe destaca que China e India incorporaron en conjunto más de 126 GW en 2025. Solo China sumó más de 120 GW, mientras que India casi duplicó sus instalaciones anuales, alcanzando un récord de 6,3 GW.

En Europa, la capacidad instalada superó los 300 GW, con 19,1 GW añadidos en el año (un aumento del 16%). Este crecimiento estuvo impulsado principalmente por Alemania y Turquía. Sin embargo, el ritmo aún es insuficiente para cumplir con los objetivos climáticos y energéticos de la Unión Europea hacia 2030.

En Estados Unidos, las instalaciones de energía eólica terrestre crecieron cerca de 7 GW, reflejando la solidez estructural del mercado.

Datos clave del informe 2026

• Capacidad global instalada: 1.299 GW
• Nueva capacidad en 2025: 165 GW (+40%)
• Aerogeneradores instalados: 28.395 en 57 países
• Países con energía eólica: 138

A pesar del crecimiento, Backwell advirtió que la expansión sigue siendo desigual y que el mundo aún no está en camino de triplicar la capacidad renovable para 2030. Factores como la burocracia y la lenta expansión de redes eléctricas están frenando nuevos desarrollos.

El informe también subraya que los cinco principales mercados —China, Estados Unidos, India, Alemania y Brasil— concentraron el 86% de las nuevas instalaciones en 2025, y representan cerca del 75% de la capacidad total global.

Liderazgo global en energía eólica

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El consejo de administración de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil abrió la Consulta Pública N° 007/2026 por la cual propone un mecanismo regulatorio excepcional para los Contratos de Uso del Sistema de Transmisión (CUST) suscritos por las centrales generadoras.

La adhesión será voluntaria y tendrá como objetivo revocar las concesiones de generación y rescindir amistosamente los CUST, con una menor carga regulatoria para liberar el acceso al sistema de transmisión ocupado por proyectos sin viabilidad de implementación concreta.

La normativa prevé la revocación de las concesiones de generación con la devolución de las fianzas de cumplimiento correspondientes, cuando proceda; la exención de cualquier multa derivada de los procesos de inspección en curso; y la autorización para que el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) rescinda los acuerdos CUST suscritos con las centrales generadoras, sin aplicar cargos por rescisión.

El área técnica de ANEEL ha detectado un importante exceso de oferta de proyectos de generación con licencia, lo que está generando repercusiones relevantes para terceros, especialmente en lo que respecta al acceso al sistema de transmisión.

Las sugerencias pueden enviarse a ANEEL por correo electrónico a la dirección cp007_2026@aneel.gov.br desde el 16 hasta el 30 de abril. Además, se podrá encontrar más información en la página de Consultas Públicas del sitio web de ANEEL.

Nueva edición del Plan de Licencias de Transmisión de Electricidad 2025

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Nace “FES Government & Investment” una actividad que Future Energy Summit (FES) impulsa en colaboración con la Organización Latinoamericana y Caribeña de la Energía (OLACDE), en el marco de la “XI Semana de la Energía”, un evento de alto nivel reconocido como la instancia clave de diálogo político y estratégico en materia energética a nivel regional.

Este año la XI Semana de la Energía se llevará a cabo del 6 al 9 de octubre de 2026 en Santo Domingo, República Dominicana.

Este encuentro anual, que congrega a 27 países de América Latina y el Caribe, se ha consolidado como la plataforma definitiva para el intercambio de políticas públicas, reuniendo a ministros, CEOs y expertos globales en un contexto decisivo para la seguridad energética continental. Se destaca por su compromiso con la innovación, la equidad y la sostenibilidad en el sector energético.

“FES Government & Investment”, el debut

En esta décima primera edición, la agenda de la XI Semana de la Energía integrará la propuesta “FES Government & Investment ”, una iniciativa conjunta entre la OLACDE y Future Energy Summit, la gira de conferencias y posicionamiento de marca líder en la región.

Un espacio único para conectar inversión, regulación y estrategia

El FES Government & Investment se desarrollará los días 7 y 8 de octubre, dentro de una agenda que contempla la participación de ministros de energía, organismos reguladores y representantes del sector eléctrico de los 27 países miembro de OLACDE, generando un entorno de diálogo directo con el sector privado.

Cabe destacar que OLACDE representa el mayor espacio de articulación energética institucional de América Latina y el Caribe, integrando a gobiernos cuyos sistemas energéticos alcanzan a más de 600 millones de personas.

Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLACDE, expresó: “Valoramos enormemente crear este foro que permitirá el debate público-privado sobre el futuro energético de Latinoamérica y el Caribe junto a las principales compañías que operan en la región”.

La agenda del foro refleja el momento que atraviesa el sector energético en la región, combinando visión política, estrategia empresarial y análisis técnico.

A lo largo del encuentro se abordarán ejes clave como:

• El mapa actual de inversión privada y licitaciones públicas en energías renovables en América Latina y el Caribe
• La competitividad de la energía solar, eólica y almacenamiento, y su impacto en la innovación tecnológica
• El desarrollo del almacenamiento energético (BESS) y su rol en los sistemas eléctricos
• La transformación de las compañías energéticas hacia modelos sostenibles
• La bancabilidad de proyectos y el rol del capital en la transición energética

También se prevé una instancia de diálogo entre ministros, reguladores y ejecutivos, orientada a discutir hojas de ruta para la transición energética regional, consolidando un espacio de conversación directa poco habitual en la industria.

El foro incluirá:

• Paneles de alto nivel con líderes del sector público y privado
• Mesas de diálogo entre CEOs y ministros
• Encuentros estratégicos entre empresas, gobiernos y entidades financieras
• Espacios de networking institucional y técnico
• Sesiones especializadas en tecnología, mercados y financiamiento

Alcance regional y proyección internacional

El foro será de acceso público, con registro previo sujeto al aforo, y contará con una convocatoria estimada de más de 1.000 participantes presenciales, incluyendo delegaciones oficiales, ejecutivos del sector privado y representantes de organismos internacionales.

Se prevé además la participación de más de 100 CEOs, máximos ejecutivos y referentes de gobierno en mesas de debate, junto a la presencia de las principales instituciones energéticas de la región.

El evento será transmitido en vivo por YouTube para todo el mundo, ampliando su alcance global y posicionando los debates en la agenda internacional.

Como parte de la experiencia, se desarrollará también una red social exclusiva para el seguimiento del foro, invitando a los participantes y a la audiencia global a interactuar y continuar el diálogo más allá del evento.

FES Government & Investment, el documental 

OLACDE y FES realizarán la producción de un documental audiovisual oficial que registrará los puntos clave de los debates durante la Semana de la Energía, incluyendo entrevistas a funcionarios de gobierno y a las principales compañías energéticas de la región.

Un entorno de diálogo estratégico para el sector

El foro permitirá fortalecer el vínculo entre el sector público y privado en un contexto donde la coordinación entre regulación, inversión y desarrollo tecnológico resulta clave para la transición energética.

En este marco, se generarán instancias de intercambio que facilitarán el entendimiento de prioridades regulatorias, desafíos de implementación y oportunidades de inversión en los distintos mercados de la región.

Parte de una gira regional

Este encuentro se enmarca dentro de la gira internacional de Future Energy Summit, que recorre los principales mercados energéticos de América Latina y Europa, consolidando espacios de diálogo entre el sector público y privado en cada país.

Con presencia en más de 10 mercados al año y una comunidad de más de 75.000 profesionales del sector energético, FES se ha consolidado como una de las principales plataformas de encuentro e intercambio para la industria a nivel regional.

Un foro que define el rumbo energético de la región

El Foro FES–OLACDE se posiciona como un espacio donde confluyen gobiernos, empresas e instituciones financieras para analizar tendencias, compartir experiencias y proyectar el futuro del sector energético en América Latina.

Un ámbito en el que se conectan las decisiones públicas con las dinámicas de inversión privada, en un momento clave para el desarrollo energético de la región.

Sobre OLACDE

La OLACDE es un organismo de cooperación, coordinación y asesoría técnica de carácter público intergubernamental, constituido el 2 de noviembre de 1973 mediante la suscripción del Convenio de Lima, ratificado por 27 países de América Latina y el Caribe.

Su objetivo fundamental es fomentar la integración, conservación, aprovechamiento racional, comercialización y defensa de los recursos energéticos de la región.

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Hoy comienza una nueva edición de uno de los encuentros más relevantes para la industria energética de la región. El Future Energy Summit Caribe – Renewables & Storage abre sus puertas este 20 y 21 de abril en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo, República Dominicana, congregando a los principales actores del sector en un momento decisivo para el desarrollo de las energías renovables y el almacenamiento.

El evento contará con la participación de cientos de representantes de empresas líderes y funcionarios de primer nivel, en un espacio donde se debatirán tendencias clave del mercado y se generarán oportunidades concretas de negocio. 

Además, quienes no puedan asistir de manera presencial podrán seguir la transmisión en vivo a través del canal oficial de Future Energy Summit, ampliando el alcance de las discusiones estratégicas que allí se desarrollen. La agenda completa del encuentro y los detalles de acceso están disponibles para los interesados en participar o seguir las sesiones en tiempo real.

Durante FES Caribe se espera la presencia de la viceministra de Energía y Transición Energética, Betty Soto, el director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Edward Veras, y Charly de la Rosa desde la misma entidad, entre otros referentes que siguen de cerca la evolución regulatoria y técnica del mercado dominicano.

Uno de los ejes que atraviesa este contexto es la licitación EDES-LP-NGR-01-2025, que superó ampliamente las previsiones iniciales al recibir propuestas por más de 1500 MWp en generación y cerca de 1300 MWh en almacenamiento, triplicando los 600 MW originalmente contemplados. Este nivel de participación refleja no solo el atractivo del mercado, sino también la madurez de una cartera privada dispuesta a competir en un sistema que requiere nueva capacidad y mayores herramientas para gestionar su estabilidad operativa.

Con la adjudicación prevista entre el 27 de abril y el 5 de mayo, y la firma de contratos proyectada para el 22 de mayo, el calendario ubica a FES Caribe en una ventana especialmente oportuna para interpretar el estado del mercado.

A su vez, la ETED avanzó en la apertura a la inversión privada mediante una manifestación de interés por 1200 MWh en sistemas de baterías, consolidando el posicionamiento del almacenamiento como tecnología clave en el país.

A lo largo de las jornadas, el evento abordará paneles estratégicos como las claves para desarrollar inversiones en energías renovables y almacenamiento en República Dominicana, contratos, innovación constructiva, el regreso de la eólica al Caribe, bancabilidad y la red que exige la transición, entre otros espacios diseñados para analizar los desafíos y oportunidades del sector.

El encuentro cuenta con el respaldo de un amplio ecosistema de empresas líderes como Sungrow, Huawei, JA Solar, CATL, EGE Haina, SL Rack, AXIAL, Schletter, GOtion, FMO, Solar Steel, Enovar, SolaX Power, Milwaukee Tool, CFS, Pylontech, Alurack, AES RD, TCL, Marsh McLennan, Jimenez Peña Advisors, FlexGen, CIFI, Antai, Agrekko, Servinca, BLC Power Generation, TLS, Banco Popular Dominicano, Asturmadi Reneergy, ACCIONA Energía y Elecnor, que acompañan el desarrollo de esta edición.

Como en cada edición, el Future Energy Summit Caribe se distinguirá por sus espacios de networking, donde cientos de representantes de empresas se congregan para avanzar en acuerdos y contratos que impulsan la transición energética en la región, en un entorno que combina visión estratégica, intercambio técnico y oportunidades concretas de inversión.

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La licitación AlmaSADI genera expectativas de participación sin precedentes en Argentina, con proyecciones de ofertas que podrían multiplicar varias veces el volumen a adjudicar. Por lo que tanto desde el ámbito público como privado coinciden en que el proceso superaría ampliamente el nivel observado en AlmaGBA.

“Mi expectativa es que haya, al menos, cuatro veces la cantidad de ofertas del objetivo a adjudicar (700 MW) en la licitación de baterías AlmaSADI”. señaló  Marcelo Álvarez, presidente de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER). 

“Eso seguramente empuje el precio para abajo respecto a lo que fue la licitación AlmaGBA, aunque al mismo tiempo tenemos subiendo el precio en origen del CAPEX”, agregó durante un encuentro organizado por la propia CADER en el estudio Lisicki Litvin & Asociados. 

Desde el Gobierno también destacaron el fuerte interés inicial del mercado, con consultas crecientes y un nivel de participación que superaría el proceso anterior que adjudicó 713 MW de proyectos BESS a instalarse en el Área Metropolitana de Buenos Aires.

“La licitación AlmaSADI está trayendo muchas consultas, hay mucho interés. Es una licitación que será más importante que AlmaGBA”, complementó Maximiliano Bruno, director nacional de Generación Eléctrica, durante el encuentro al que asistió Energía Estratégica.

Y cabe recordar que la licitación AlmaSADI busca adjudicar 700 MW de almacenamiento (BESS), con posibilidad de ampliarse hasta 770 MW. Además, recientemente se extendió sus plazos a pedido de los oferentes para mejorar la calidad y competitividad de las propuestas.

Cömo consecuencia, la presentación de ofertas y apertura de sobres A (propuestas administrativas y técnicas) se realizará el 27 de mayo (en lugar del 8/5 inicialmente previsto) y la apertura y evaluación de ofertas económicas (Sobres B) pasó al 24 de junio. Mientras que la adjudicación se trasladó al 8 de julio.

Y si bien ya se amplió el plazo original por dos semanas, desde CAMMESA y el gobierno prevén que no extienda más el cronograma vigente, es decir que no habría otras nuevas postergaciones, salvo que existe algún acontecimiento extraordinario que lo amerite.

Asimismo, momentáneamente se mantiene la fecha objetivo de entrada en operación comercial (enero 2027), a pesar que empresas del sector privado plantearon la necesidad de extender el plazo dado que, desde la adjudicación, habría pocos meses para la puesta en marcha de los proyectos.

Detalles técnicos de la licitación

La estructura técnica de la licitación establece parámetros que buscan equilibrar la integración de las centrales BESS con la operación del sistema eléctrico, de modo que el diseño técnico fija proyectos entre 10 y 150 MW y exige cuatro horas de descarga,

¿A qué se debe el tamaño de los proyectos a presentarse? “No es un objetivo técnico, sino más operativo y administrativo. Todos quieren proyectos más pequeños porque se adaptan mejor a las redes de 33 o 13 kV, pero cuanto más proyectos de esa índole tengamos, más complicado para despachar y administrar, entonces lo ideal es un mix de algunos proyectos grandes con algunos proyectos chicos”; explicó Juan Luchilo, gerente general de CAMMESA.

En paralelo, la revisión de nodos (a través de las circulares N°1 y 2 de la convocatoria) y la incorporación de puntos en el Noreste Argentino (NEA) o zonas con límites de 120 MW o 150 MW en Buenos Aires, entre otros ejemplos, busca potenciar la competencia y permitir una mayor diversidad de proyectos. 

“Se amplió casi un 50% la capacidad total de ubicaciones regionales donde presentar proyectos, lo que aumenta la competencia interregional”, subrayó Luchilo.

Con este conjunto de variables —alta participación esperada, mayor apertura técnica y presión sobre los precios— AlmaSADI se perfila como un punto de inflexión para el desarrollo del almacenamiento en Argentina. La clave estará en cómo se equilibren los costos crecientes con la agresividad competitiva del mercado.

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La Licitación Pública Internacional EDES-LP-NGR-01-2025 en República Dominicana destinada a 600 MW dejó señales claras sobre la madurez del mercado, con una participación que superó ampliamente el volumen licitado, donde compitieron más de 1500 MWp y cerca de 1300 MWh. Este nivel de competencia confirma el interés inversor y consolida al país como un destino atractivo dentro del sector.

En este escenario, el proceso no solo permitió incorporar nueva capacidad, sino también avanzar en la integración de storage como herramienta para gestionar la variabilidad renovable. “Se están dando los pasos para tratar de integrar ER gestionable, y eso es un cambio importante en el modelo”, afirmó el consultor senior Rafael Velazco en conversación con Energía Estratégica. Para el ejecutivo, este punto es clave porque empieza a corregir una de las principales debilidades del sistema: la falta de gestionabilidad en la expansión renovable.

Los resultados preliminares contemplan la adjudicación de 8 proyectos que suman 605,1 MW, con un claro predominio de tecnología solar y una única iniciativa eólica. En este contexto, el proceso dejó señales claras sobre la madurez del mercado y su capacidad de respuesta ante mecanismos competitivos.

A nivel estructural, el proceso también reflejó un cambio en la forma de concebir el desarrollo del sector. La incorporación de soluciones gestionables marca un punto de inflexión respecto al esquema previo basado únicamente en generación intermitente. Este avance se alinea con prácticas adoptadas en mercados más desarrollados y con mayor penetración renovable.

En términos económicos, los precios en torno a USD 0,108/kWh consolidaron un escenario competitivo, aunque exigente para los desarrolladores. Se trata de valores que responden a estructuras financieras ajustadas y a una fuerte presión del mercado, lo que reduce márgenes de maniobra en la ejecución de los proyectos.

En esa línea, Velazco advierte que la sostenibilidad de estos precios no es homogénea. Los proyectos mejor estructurados podrán sostenerlos, pero el margen de error es mínimo, lo que eleva el riesgo en la ejecución. Esto refuerza una idea central: la licitación no la ganan los precios más bajos, sino los proyectos más sólidos.

En ese sentido, la competitividad no estuvo definida únicamente por el valor ofertado. Factores como la calidad del recurso, la ubicación de los proyectos y la facilidad de interconexión resultaron determinantes, así como el diseño de los sistemas BESS y la madurez de las iniciativas presentadas.

El alto nivel de sobreoferta evidenció tanto el dinamismo del mercado como las limitaciones estructurales del sistema eléctrico, especialmente en materia de transmisión. Si bien el volumen inicial de 600 MW resultó adecuado como primera convocatoria para validar el esquema licitatorio, el interés demostrado expone la necesidad de ampliar la capacidad de la red.

“Se debe invertir en la red de transmisión para permitir la integración de más ER. Sin transmisión no hay transición energética””, advirtió Velazco, quien remarcó que este es el principal cuello de botella para el crecimiento del sector.

Este condicionante también explica por qué una convocatoria de mayor escala podría haber generado tensiones operativas. La capacidad actual del sistema no permitiría absorber un volumen significativamente superior sin comprometer su estabilidad, lo que obliga a pensar el desarrollo en etapas progresivas.

FES vuelve a República Dominicana

Durante los días de hoy y mañana, Future Energy Summit (FES) Caribe 2026 se consolidará nuevamente como uno de los principales espacios de discusión energética en América Latina, en un momento donde República Dominicana atraviesa definiciones estructurales que impactarán directamente en su sistema eléctrico.

La quinta edición del evento, a realizarse el 20 y 21 de abril en Santo Domingo, reunirá a desarrolladores, utilities, financiadores, proveedores tecnológicos y autoridades en un contexto de alta actividad.

El peso de FES Caribe se refleja en la calidad de los perfiles confirmados, con una fuerte presencia del sector público dominicano, entre los que se incluye la participación de la viceministra de Energía y Transición Energética, Betty Soto, junto al Director Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Edward Veras, además de diversos speakers del sector privado y cientos de asistentes esperados.

Vea la transmisión en vivo:

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Argentina se consolida como un eje estratégico dentro de la operación regional de Vestas, respaldado por una base instalada cercana a los 3000 MW en funcionamiento y un pipeline de aproximadamente 350 MW en fase de construcción que entrará en operación durante 2026. E

“Argentina es uno de los core markets de Vestas. Al principio de los años 2000 fue una apuesta y ahora es un mercado extremadamente consolidado, donde la empresa enfoca su esfuerzo en el desarrollo de soluciones específicas”, afirmó Alessio Pedicone, director de Ventas para el Cono Sur de Vestas, durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Argentina.

La calidad del recurso eólico permite niveles de eficiencia superiores a otros mercados, lo que convierte al territorio en un espacio clave para la validación tecnológica.

“Comparado con Europa, donde se necesitan dos turbinas, en Argentina alcanza con una sola”, explicó Pedicone, subrayando el alto rendimiento que se obtiene en distintos puntos del país.

Este contexto impulsa el desarrollo de soluciones adaptadas a las condiciones locales, tanto desde el punto de vista tecnológico como operativo. Las turbinas actualmente instaladas cuentan con rotores de 162 metros y potencias de entre 6 MW y 6,5 MW, lo que permite maximizar la captura de viento y optimizar la producción eléctrica.

Mire la entrevista completa: https://www.youtube.com/watch?v=Pjrya9iJ34k&t=2s

La estrategia de la compañía también se apoya en contratos de operación y mantenimiento de largo plazo, que garantizan estabilidad y previsibilidad en el negocio, incluso con contratos de hasta 30 años de vida útil del proyecto.

“La apuesta que está haciendo Vestas es tener una capacidad local en Argentina. Tenemos centro de almacenamiento, centro de reparaciones, centro de entrenamiento de técnicos en el país, que sirve en Argentina, pero que también exportan conocimiento y herramientas fuera”, indicó el director de Ventas para el Cono Sur.

“Ese es nuestro plan a corto, medio y largo plazo. Seguir con las turbinas ya instaladas y operando, y seguir acompañando el mercado en su crecimiento”, agregó durante la entrevista destacada de FES Argentina. 

El crecimiento también se refleja en proyectos concretos en ejecución, como el Parque Eólico Olavarría, que aportará 186 MW de capacidad instalada mediante 29 aerogeneradores EnVentus V162 de 6,4 MW. Este desarrollo, impulsado junto a PCR y ArcelorMittal Acindar, es el primero aprobado bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones.

A su vez, la ampliación del parque Mataco sumará 31 MW adicionales, alcanzando un total de 270,4 MW, con tecnología de última generación que refuerza la eficiencia operativa del complejo.

Estabilidad regulatoria: clave tras la evolución de la Ley N° 27191

El contexto normativo aparece como un factor determinante para sostener el crecimiento del sector, especialmente en un escenario marcado por transformaciones recientes en el mercado eléctrico. La implementación de nuevos marcos regulatorios redefine las condiciones de inversión y operación.

Tras el vencimiento de la Ley N° 27191 – régimen de fomento a las renovables que movilizó más de USD 8.000 millones en inversiones en la última década—, el sector impulsa una nueva etapa de definiciones legislativas para extender el marco de estabilidad fiscal.

De modo que hay un proyecto de ley en el Congreso que se buscará tratarlo en las sesiones ordinarias, a fin de lograr un esquema de estabilidad y certidumbre para poder seguir inyectando proyectos. 

“Vestas y todo el mercado renovable precisa estabilidad fiscal que justamente hemos tenido los últimos años a través de la Ley N° 27191, queremos que eso siga para seguir apostando por el país”, subrayó Pedicone. 

“Sabemos que el mercado es diferente comparado a dos o tres años atrás, pero estamos aquí para acompañar con soluciones en precio, confiabilidad y plazos de entrega”, sostuvo en referencia a los cambios introducidos en el sector.

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En un contexto donde México reafirma su compromiso con la transición energética —apuntando a que el 38% de su generación eléctrica provenga de fuentes renovables para 2030 y fomentando una mayor apertura en la infraestructura energética—, Growatt ha demostrado ser un pilar fundamental para alcanzar estas metas. La participación de la compañía en RE+ México 2026 representó un paso relevante en la consolidación de su presencia en el mercado nacional, exhibiendo un portafolio completo de soluciones orientadas a los segmentos residencial, comercial e industrial (C&I).

Este liderazgo fue avalado internacionalmente durante el evento, donde Growatt recibió el prestigioso galardón Top Brand PV 2026 de EUPD Research para el mercado de México. Este reconocimiento no solo premia la excelencia tecnológica de la marca, sino también la alta satisfacción y confianza que los instaladores y clientes mexicanos depositan en sus soluciones año tras año.

En el ámbito residencial, la compañía presentó los inversores MIN 2.5-6KTL-X2, los microinversores NEO 2500M-X2 y los inversores trifásicos MID 15-25KTL3-XL2, destacando por su enfoque en eficiencia y adaptabilidad. Para aplicaciones comerciales e industriales (C&I), Growatt mostró los modelos MAX 50-75KTL3-XL2 y MAX 124-150KTL3-X MV, además del lanzamiento del MAX 320-350K-X, diseñado para proyectos de gran escala con altos requerimientos operativos.

El portafolio incluyó también soluciones fuera de la red como los sistemas SPF DMV G2, SPF LVM ES y SPE 6000–12000US, orientados a escenarios con acceso limitado o nulo a la red eléctrica. En paralelo, la compañía reforzó su propuesta en sistemas híbridos con los inversores SPH 10000HU-US y WIT 10–15K HU, así como la solución WIT 28-55K-HU-US L2 en combinación con la batería comercial AXE.

En almacenamiento, Growatt presentó las baterías HOPE 5.0 B1, HOPE 16M y ALP LV US, configurando una oferta capaz de cubrir desde aplicaciones residenciales hasta proyectos comerciales de alta demanda.

«Nuestra presencia en RE+ México no se limita a mostrar hardware; se trata de reafirmar nuestro compromiso a largo plazo con el desarrollo energético del país,» afirmó Lisa Zhang, Vicepresidenta de Growatt. «El reconocimiento de EUPD Research como Top Brand PV refleja nuestra capacidad para escuchar y responder a las necesidades específicas de los instaladores mexicanos. Con el respaldo de nuestro equipo local de expertos y un portafolio cada vez más inteligente, estamos listos para liderar la próxima fase de crecimiento sustentable en México».

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A poco más de un mes de conocerse las adjudicaciones de la nueva convocatoria renovable con privados de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), el mercado comienza a delinear las expectativas de precios que podrían marcar el proceso, en un contexto de fuerte competencia y cambio estructural respecto a esquemas anteriores.

Las primeras estimaciones ubican los precios esperados en un rango de entre 35 y 70 USD/MWh, alejándose de los mínimos históricos registrados en las subastas de 2017 y reflejando un entorno más exigente en términos financieros, tecnológicos y regulatorios.

En esa línea, el Director de Moctezuma Recursos Sustentables (MRS), Alejandro Robles Hue, apostó por esa brecha de entre 35 y 70 USD/MWh y aseguró que “la gran mayoría tiene una expectativa de que esté arriba de 35 dólares”, en línea con los nuevos condicionantes del mercado.

El 29 de mayo será la fecha clave en la que se definan los proyectos seleccionados, luego de una etapa inicial que ya dejó en evidencia el alto interés del sector: la sobreoferta ronda el 580% de la capacidad requerida, con cientos de iniciativas compitiendo por asegurar contratos bajo el nuevo modelo mixto.

A modo de referencia, la propia CFE proyecta un Precio Marginal Local (PML) promedio para 2026 de MXN$842 —unos 45 USD/MWh—, una señal clave para entender el nivel de precios que el sistema considera consistente.

El PML representa el valor de la energía en un nodo específico del sistema eléctrico, determinado por costos de generación, pérdidas y congestión, y funciona como referencia para las transacciones en el mercado eléctrico mayorista.

Sobre esta base, la competitividad de los proyectos estará fuertemente condicionada por su ubicación, ya que las expectativas sobre los PML varían según la zona.

En ese sentido, Robles Hue explica que “va a ser una conjugación entre dónde va a estar tu proyecto, si hay una buena expectativa respecto a la curva de los PMLs, y eso te va a poder permitir ser más agresivo de cara a la oferta”, al tiempo que aclara que no es lo mismo desarrollar en una zona con precios deprimidos que en una con perspectivas de precios elevados. 

Este escenario contrasta con el registrado en las subastas de largo plazo de 2017, cuando México alcanzó algunos de los precios más bajos a nivel global.

En la tercera Subasta Eléctrica de Largo Plazo, adjudicada el 22 de noviembre de 2017 por la Secretaría de Energía (SENER), el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) y la Comisión Reguladora de Energía (CRE), se registró un precio récord de USD 17.77/MWh en proyectos eólicos, liderados por Enel Green Power.

En particular, la empresa obtuvo contratos para los proyectos “Energía Limpia de Amistad 2” (167 MW) y “Amistad 3” (122 MW) a USD 17.77/MWh, además de otros desarrollos en el rango de USD 18 a 19.4/MWh. El precio promedio de energía limpia en esa subasta se ubicó en USD 20.57/MWh, uno de los más bajos a nivel internacional.

Sin embargo, las condiciones actuales difieren sustancialmente de aquel contexto, principalmente por el encarecimiento del financiamiento.

“No podemos esperar los precios que alguna vez tuvimos en esas subastas. Las tasas de interés en aquel entonces eran sustancialmente más bajas, hoy son bastante más altas y es uno de los principales costos que tiene el proyecto”, apuntó Robles.

A este cambio en el costo del capital se suman nuevas exigencias técnicas que también presionan al alza los precios, particularmente la incorporación obligatoria de almacenamiento en los proyectos. Cabe recordar que, la convocatoria establece que las centrales deberán contar con un 30% de almacenamiento con una duración de tres horas, un requisito inexistente en las subastas anteriores y que modifica sustancialmente la estructura de costos.

En ese sentido, Robles Hue advierte que “eso es CAPEX, eso lo tienes que recuperar”, dejando en claro que este componente tendrá un impacto directo en las ofertas económicas.

A esto se agregan factores internacionales que también inciden en la formación de precios, como el encarecimiento de equipos y los cambios impositivos provenientes de China, lo que configura un escenario más complejo para el desarrollo de proyectos.

Un esquema que redefine la competencia y prioriza escala

El modelo establece que el 70% de la energía será contratado por la CFE, mientras que el 30% restante quedará abierto a su comercialización en el mercado eléctrico o mediante contratos bilaterales, lo que obliga a los desarrolladores a optimizar su estrategia financiera y comercial.

“El 70% ya lo tienes contratado por CFE, el 30% puedes tomar el riesgo.Habrá zonas donde le precio será alto y eso hará que le puedan ofertar más bajo a CFE y sacar su competencia. Y zonas donde el precio del mercado será bajo porque hay mucha oferta o poca demanda, ahí es donde pueden jugar a tomar cierto riesgo de mercado y ver hasta dónde le suben el precio a la Comisión”, analizó Robles.

Bajo esta lógica, el ejecutivo sostiene que no es lo mismo desarrollar en una zona con precios deprimidos que en una con mayor tensión o mejores perspectivas de demanda, lo que impacta directamente en la agresividad de las ofertas.

“La solar la veo más barata”, afirmó Robles Hue, mientras que destaca que la eólica permite capturar valor en horas pico, donde los precios son más elevados.

En este contexto, los proyectos híbridos comienzan a ganar terreno como una de las configuraciones más eficientes del esquema, al combinar tecnologías y almacenamiento para optimizar la infraestructura existente.

Por último, la escala de los proyectos aparece como un factor clave en las probabilidades de adjudicación, en un proceso donde la CFE buscará maximizar la ejecución efectiva de las inversiones.

Según el análisis del ejecutivo, es más probable que avancen proyectos de gran capacidad —en el orden de 200 a 500 MW— por sobre desarrollos más pequeños o incluso más avanzados en tramitación, debido a su impacto en la planificación de la red.

De esta manera, el criterio de selección no estará determinado únicamente por el grado de maduración de los proyectos, sino también por su escala, respaldo financiero y capacidad de ejecución, en un proceso altamente competitivo.

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Las recientes licitaciones eléctricas en Panamá concentraron un alto nivel de participación privada, en un contexto donde no se registraban convocatorias abiertas de este tipo desde hace varios años. En paralelo, los resultados evidencian avances en diversificación tecnológica, aunque el foco comienza a trasladarse hacia la ejecución efectiva de los proyectos y la capacidad de respuesta del sistema.

El presidente de World Energy Council (WEC) Panamá, Héctor M. Cotes, valoró el impacto de ambas convocatoria, dado que el proceso permitió ampliar la base de participantes y reactivar la competencia en distintos segmentos del mercado eléctrico, tanto en nueva generación como en plantas existentes.

“Existe y se mantiene un fuerte interés del sector privado en seguir invirtiendo en energía”, señaló Cotes, en línea con el volumen de ofertas registrado.

Por un lado, la licitación LPI ETESA 01-25, orientada a la nueva generación renovable, recibió siete ofertas presentadas por seis empresas, con una capacidad máxima combinada de hasta 260,57 MW. Su adjudicación está prevista para el 24 de abril, tras la evaluación técnica y económica.

Dentro de este proceso, conviven tecnologías con perfiles distintos, desde generación constante como UEP Penonomé III (69 MW) o Los Naranjos (10 MW), hasta parques eólicos con fuerte estacionalidad. Esta dinámica obliga a considerar la disponibilidad real del recurso a lo largo del año y no solo los picos de generación.

Por el otro, la LPI 01-26, destinada a plantas existentes, registró 71 ofertas, con 67 propuestas renovables, principalmente hidroeléctricas y solares. Este predominio confirma una tendencia estructural del sistema hacia fuentes limpias, incluso en esquemas de contratación sobre capacidad ya instalada.

En términos de volumen, el máximo teórico alcanza aproximadamente 1441 MW, aunque no es simultáneo debido a la estacionalidad y a la superposición de ofertas. El diseño contempla distintos renglones con bloques que escalan desde 150 MW hasta 500 MW hacia el final del período contractual, acompañando el crecimiento esperado de la demanda. La adjudicación está prevista para el 5 de mayo de 2026.

Sin embargo, Cotes sostuvo que “es importante mantener desde la Secretaría Nacional de Energía un cronograma de las siguientes licitaciones para fomentar y mantener la participación futura de la inversión privada”, advirtió, apuntando a la necesidad de previsibilidad.

La entrada Panamá avanza con licitaciones renovables y apetito inversor: ¿podrá ejecutar los proyectos? se publicó primero en Energía Estratégica.

Volvieron las convocatorias para el sector renovable y almacenamiento en México. Tras años desde las últimas subastas de largo plazo (canceladas por el gobierno anterior) y que el sector se mantuviera con un ritmo desacelerado, ahora el mercado atraviesa un punto de inflexión con mejores condiciones para proyectos privados y mixtos con la CFE.

Las cifras reflejan la magnitud del fenómeno: la convocatoria de generación con inversión mixta reunió 222 proyectos por 37749 MW, superando en 581% la meta inicial de 7500 MW. Y se espera el lanzamiento de una nueva licitación. 

En este contexto, el country manager México de JA Solar, Alexander Foeth Persson, conversó con Energía Estratégica y analizó los factores que explican este fenómeno, el rol que jugarán las nuevas energéticas y qué puede esperar la industria renovable en el corto y mediano plazo.

• ¿Son los mismos los clientes, energéticas y EPCistas que participarán en las nuevas convocatorias?

En comparación con la primera ola de 2014 a 2019, donde se trataba mayoritariamente de empresas extranjeras, ahora vemos surgir muchos utilities mexicanas, nuevas, o alianzas que se han hecho. Y eso lo hemos previsto.

• ¿Por qué? 

El gobierno está enfocado más en crear valor en México para el propio país. Ha sido un mensaje muy claro desde el principio, entonces sabíamos que muy probablemente haya más empresas nacionales.

• ¿Empresas de qué escala estás viendo nacer? ¿Y cuántas?

100 MW para arriba, muchas compañías. Actualmente hay cerca de 20 empresas nuevas o alianzas que están surgiendo, que ya se les otorgaron permisos con capital mexicano e ingeniería local. 

• ¿Hay algún ejemplo o caso de éxito concreto al respecto?

El proyecto solar de Puerto Peñasco (1000 MW repartido en distintas etapas) es el mejor ejemplo. Las ganadoras de las fases I y II del fueron empresas chinas, pero contrataron mano de obra mexicana. Ya para la fase III y IV, firmas nacionales se unieron para entrar a la licitación como EPCista. 

• ¿Qué necesidades tiene hoy una empresa de esas características?

De aprendizaje y de capacitaciones. Es lo que hemos estado haciendo básicamente el último año, preparando estas licitaciones. Los ayudamos a preparar el diseño técnico y con capacitaciones sobre energía solar.

Hay un hueco de talento porque, como pasaron varios años desde las últimas convocatorias, mucho talento solar buscó  trabajo en otros rumbos, en otros países. Y ahora vemos que, en esta nueva ola, hay una gran necesidad de técnicos e ingenieros con experiencia. 

• ¿Y qué papel tendrá JA Solar dentro de estos nuevos procesos para renovables y BESS?

En utility scale, con la ola pasada que hubo entre 2014 y 2018, la compañía logró más de 1 GW de instalación. Ese legado lo llevamos, con la mira y la expectativa de nuevamente ser N°1 en utility con los nuevos proyectos que ya se dan y se armarán. 

• ¿Sólo en utility tienen objetivos así? 

No, en generación distribuida también estamos confiados en repetir como N°1 del negocio, tal como sucedió en 2025 con números récord. Ya van tres años consecutivos, incrementando nuestras ventas de GD en el país, lo que nos ha posicionado en el N°1, tanto en importación como en instalación – ventas.

Es gracias al equipo local y alianza con el distribuidor Exel Solar, único y autorizado distribuidor en México para JA Solar desde hace 10 años.

• ¿Por qué un solo distribuidor?

Somos diferentes, tanto nuestra estrategia, producto y equipo; de modo que hace 9-10 años decidimos que sólo trabajaríamos con un distribuidor en el país. En aquel entonces, apostamos a un distribuidor recién establecido, en crecimiento. Y esa alianza ahora representa que, tanto nosotros como nuestro distribuidor, somos los que tenemos más market share en México. 

Esa evolución demuestra la dedicación, el trabajo, la constancia entre los dos equipos, y nos permite enfocar toda nuestra energía y atención a un solo cliente. Lo cual demuestra resultados en la atención al cliente final, resolución de problemas, disposición de stock al 100%.

• ¿Es más el beneficio de tener una gestión unificada y mantener el cuidado del cliente que el riesgo a lo mejor de contar con un solo distribuidor?

Exacto. El año pasado, vimos salir muchos distribuidores de México, lo que representa obviamente un gran problema para los clientes. Pero desde JA Solar apostamos por un distribuidor local, que tiene compromiso por el país y estará en las buenas y en las malas. Exel Solar no se retirará a ningún país porque son de México.

El compromiso es con el país, con el mercado a largo plazo. Nuestros productos tienen una garantía de 30 años, entonces debemos garantizar que durante 30 años el cliente tenga respuesta.

• ¿Qué es importante para vos en tu desarrollo profesional como líder de equipo aquí en la región? ¿Qué valores tratás de transmitir?

Lo que más me importa es crear profesionales capaces, honestos, dedicados, con altos estándares. Para que luego ellos, en su camino lleven esa dedicación y ética de trabajo para que hagan bien las cosas.

No nada más es instalar paneles, estamos hablando de energía y es algo crucial. De hecho, sin energía cualquier país tiene grandes problemas y las instalaciones tienen que estar bien hechas. Es lo que buscamos aquí en JA Solar con nuestras personas y también lo transferimos.

FES como epicentro del debate

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El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) de España, a través del Instituto para la Transición Justa (ITJ), ha puesto en marcha una Manifestación de Interés (MdI) sobre nudos de transición justa, que se ubican en las zonas de transición justa de las provincias de A Coruña, Almería, Asturias, Burgos, Cádiz, Ciudad Real, León y Palencia.

El plazo para para presentar documentación hasta el lunes, 15 de junio de 2026 y ka  manifestación de interés tiene por objeto realizar una prospección de la disposición de los promotores a desarrollar proyectos de instalación de generación renovable y almacenamiento en los nudos de transición justa, en concreto, en aquellos nudos cuya concesión de capacidad de acceso esté pendiente de regulación, así como recabar las aportaciones del conjunto de agentes, ciudadanía y sociedad civil sobre la oportunidad y elementos que puedan condicionar dichos concursos.

El MITECO usará esta información a la hora de diseñar los mecanismos para la concesión de la capacidad de acceso a la red eléctrica en estos nudos, ligados al cierre de centrales térmicas y nucleares, en coherencia con los objetivos de transición justa y la continuación de los mismos a través de la nueva Estrategia de Transición Justa 2026-2030, cuya elaboración también cuenta con un proceso participativo público.

De este modo, se busca que los agentes interesados dispongan de un canal de comunicación sobre la existencia de proyectos viables técnica y ambientalmente que pudieran contribuir al desarrollo socioeconómico de las zonas de transición justa y aporten información analítica al MITECO para ser eficaz en la determinación de los próximos mecanismos para la concesión de la capacidad de acceso disponible en estos nudos.

Asimismo, la presente manifestación de interés tiene por objeto recabar información a efectos de determinar la eventual existencia de nudos de la red de transporte o distribución que, en virtud de lo previsto en el artículo 42 del Real Decreto-ley 8/2023, de 27 de diciembre, puedan ser susceptibles de declaración como nudos de transición justa y cumplan con los criterios para ello.

TECNOLOGÍA, SENSIBILIDAD AMBIENTAL, BENEFICIOS SOCIOECONÓMICOS

La MdI invita a los agentes interesados a aportar información sobre proyectos técnica y ambientalmente viables que puedan contribuir al desarrollo socioeconómico de las zonas de transición justa, indicando, entre otros aspectos, información sobre la tecnología propuesta, el grado de madurez del proyecto, cómo han tenido en cuenta la sensibilidad ambiental en su planteamiento y los beneficios sociales y económicos locales del proyecto.

Los interesados en hacer aportaciones a la MdI tienen de plazo hasta el próximo 15 de junio, mediante el formulario disponible aquí.

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En el marco del lanzamiento de los procesos de licitación de obras nuevas de transmisión para el año 2026, el Coordinador Eléctrico Nacional presentó un conjunto de mejoras a las bases de licitación, orientadas a facilitar la participación de empresas, reducir barreras de entrada y fortalecer la competencia en el sector.

Este año se licitarán 19 proyectos de obras nuevas, con una inversión referencial superior a 500 millones de dólares, incluyendo obras urgentes en la Región de Ñuble y proyectos de carácter estructural a nivel nacional.

Uno de los focos centrales de estas mejoras es la reducción de la carga administrativa y financiera para los oferentes, manteniendo adecuados mecanismos de control de riesgos. En esta línea, se modifica el esquema de garantías, pasando desde boletas por hito, cobradas íntegramente ante atrasos, a un modelo que considera la acumulación de días de atraso al término de la obra.

De este modo, si la obra cumple con el plazo decretado para su entrada en operación, no se aplican multas por atrasos intermedios; en caso contrario, se contabilizan los días de atraso totales, de hitos y del plazo final, y se instruye su pago, haciendo efectiva la boleta de garantía solo en caso de incumplimiento, lo que simplifica el proceso y entrega mayor certeza en la evaluación de riesgos para la elaboración de ofertas.

Asimismo, con foco en fomentar la competencia, se optimizaron requisitos administrativos, particularmente en la acreditación legal de las empresas, mediante el uso de informes jurídicos estandarizados, disminuyendo riesgos de exclusión por aspectos formales en instancias de aclaración.

“El desarrollo oportuno de la transmisión es un desafío central para el sistema eléctrico y para el país. Avanzar en tiempo y forma en estos proyectos es clave para acompañar el crecimiento de la demanda, habilitar nueva generación y resguardar la seguridad y calidad del suministro. Como Coordinador, estamos comprometidos con este proceso y con impulsar mejoras que faciliten su desarrollo”, señaló el director ejecutivo, Ramón Castañeda.

Principales características de las bases de licitación

Las bases de licitación del Coordinador Eléctrico Nacional consideran, entre otros aspectos:

• Acceso público a la información, promoviendo transparencia y preparación temprana de los oferentes.
• Proceso de adquisición de bases como señal de interés, facilitando una mejor planificación de ofertas.
• Visitas a terreno con flexibilidad, incorporando instancias para reducir barreras logísticas.
• Canales formales de consulta, que aseguran igualdad de acceso a la información.

Este año se implementó la nueva nómina de proponentes de Obras Nuevas, que en esta primera etapa opera como un registro, pero que en sus próximas versiones evolucionará hacia un mecanismo de precalificación, permitiendo reducir tiempos y cargas documentales en procesos sucesivos.

Las bases también incorporan mejoras orientadas a facilitar la preparación de ofertas, tales como la simplificación del cronograma en la etapa de postulación, centrado en hitos clave, y la exigencia de mayor nivel de detalle en etapas posteriores a la adjudicación.

En el ámbito técnico, se incorporan requerimientos tempranos que permiten identificar riesgos desde etapas iniciales del proyecto, junto con la definición de límites de responsabilidad asociados al valor de inversión adjudicado, favoreciendo una asignación de riesgos más clara y eficiente.

Estas mejoras forman parte de una estrategia integral del Coordinador orientada a consolidar procesos de licitación más ágiles y competitivos, contribuyendo al desarrollo oportuno de la infraestructura de transmisión que requiere el Sistema Eléctrico Nacional.

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El gobernador de La Pampa, Sergio Ziliotto anunció la Licitación Pública N° 1/26 para la segunda etapa del Parque Solar Fotovoltaico de General Pico, una iniciativa que ampliará la capacidad de generación eléctrica renovable en el norte provincial y consolidará la estrategia energética del Gobierno de La Pampa basada en planificación, inversión y articulación público-privada.

La convocatoria da continuidad a un desarrollo ya en marcha. La Etapa I, actualmente en ejecución, contempla una potencia de 15 megavatios (MW), mientras que la nueva instancia incorpora otros 15 MW, dentro de un esquema de expansión que proyecta alcanzar los 50 MW de potencia instalada.

La iniciativa se estructurará a través de una Unión Transitoria entre Pampetrol y el adjudicatario privado. Por lo que la empresa provincial tendrá una participación del 20%, mientras que el socio privado contará con el 80% restante.

Pampetrol aportará activos estratégicos como el predio, el contrato de abastecimiento, la factibilidad de conexión, los estudios ambientales y el desarrollo previo del proyecto.

Además, el esquema contempla un contrato de abastecimiento de energía a 20 años con la Administración Provincial de Energía, con un precio fijo durante los primeros siete años y un mecanismo de actualización regulado para el período restante, lo que brinda previsibilidad de ingresos y un horizonte de inversión de largo plazo.

Mientras que la energía generada estará destinada a abastecer la creciente demanda del entramado productivo del norte provincial, acompañando la expansión industrial y garantizando disponibilidad energética para nuevos proyectos.

El proyecto se desarrollará dentro del Polo de Abastecimiento Energético y Desarrollo Productivo de General Pico e incluirá diseño, provisión y construcción, montaje y puesta en marcha, conexión al sistema eléctrico, operación y mantenimiento y la comercialización de la energía generada.

“Manejar el precio de la energía es tener bajo nuestra decisión una de las principales variables del agregado de valor de nuestra producción primaria”, sostuvo Ziliotto, y remarcó que el objetivo es asegurar “energía en calidad y cantidad y al mejor precio para satisfacer la demanda del sector productivo”.

La ampliación del Parque Solar se integra a una estrategia más amplia de desarrollo productivo y anunció el envío de un proyecto de ley para crear un parque de actividades económicas en General Pico, articulado entre el Estado provincial, el municipio y el sector privado.

“Estamos creando las condiciones para que haya infraestructura, acceso a los insumos y reglas de juego claras. Hablamos también de seguridad jurídica, de estabilidad fiscal, y así como este proyecto tiene una carga tributaria cero, además tiene todo el andamiaje de articular con el Estado provincial”, afirmó.

Ziliotto precisó que el nuevo esquema prevé una administración conjunta entre el Gobierno provincial y el municipio, con participación privada: “Vamos a crear todas las condiciones para propiciar la inversión privada, así como hacemos inversión pública, porque aquí también hay mucha inversión pública. La única forma de desarrollar la provincia de La Pampa es a partir de la producción y del trabajo”, remarcó.

Cómo participar

Las empresas interesadas podrán acceder al pliego y presentar sus ofertas conforme a lo establecido en la Licitación Pública N° 1/26. La apertura de ofertas se realizará el 8 de septiembre de 2026.

• Consultas y venta de pliegos: psfvpico@pampetrol.com
• Teléfono: 2954-836600
• Más información: www.pampetrol.com

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¡Quedan muy pocos días para un nuevo encuentro de Future Energy Summit! El próximo lunes 20 y martes 21 de abril se celebrará FES Caribe en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo, que reunirá a los principales players del sector renovable y storage de la región, incluyendo ejecutivos las principales compañías, inversores y autoridades gubernamentales.

La apertura estará a cargo del ministro de Energía y Minas de República Dominicana, Joel Santos, cuya participación adquiere especial relevancia en un escenario marcado por decisiones estructurales para el futuro del sistema eléctrico.

Su intervención permitirá conocer de primera mano la visión oficial en torno al desarrollo de nuevas capacidades de generación, almacenamiento y fortalecimiento de la red.

ÚLTIMAS ENTRADAS DISPONIBLES

Para acceder a la agenda completa del evento, gestionar acreditaciones o seguir la transmisión en vivo, se encuentran disponibles los canales oficiales del encuentro, incluyendo su plataforma digital, mientras que la transmisión en vivo será a través del canal oficial de YouTube de Future Energy Summit.

Uno de los ejes que atraviesa este contexto es la licitación EDES-LP-NGR-01-2025, que superó ampliamente las previsiones iniciales al recibir propuestas por más de 1500 MWp en generación y cerca de 1300 MWh en almacenamiento, triplicando los 600 MW originalmente contemplados.

El dato no solo revela el atractivo del mercado, sino también la madurez de una cartera privada dispuesta a competir por posicionarse en un sistema que necesita nueva capacidad y más herramientas para gestionar su estabilidad operativa.

Y con la adjudicación prevista entre el 27 de abril y el 5 de mayo, y la firma de contratos proyectada para el 22 de mayo, el calendario ubica a FES Caribe en una ventana especialmente oportuna para interpretar el estado del mercado y anticipar cómo podrían reconfigurarse las prioridades de inversión.

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Este proceso se da en paralelo a una coyuntura que evidenció la necesidad de reforzar la confiabilidad del sistema, tras eventos como el colapso del SENI vinculado a fallas en Punta Catalina y el mayor apagón registrado desde 2015. A partir de estos antecedentes, el almacenamiento energético ha ganado protagonismo como herramienta clave para mejorar la estabilidad operativa.

En esa línea, la ETED avanzó en la apertura a la inversión privada mediante una manifestación de interés por 1200 MWh en sistemas de baterías, consolidando el posicionamiento de esta tecnología en el país. Este tipo de iniciativas será parte del análisis que nutrirá las discusiones durante el encuentro.

La relevancia de FES Caribe no se explica únicamente por la presencia del ministro de Energía y Minas, sino también por la densidad del mapa institucional que se dará cita en Santo Domingo.

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¿Por qué? Está prevista la participación de la viceministra de Energía y Transición Energética, Betty Soto, del director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Edward Veras, y de Charly de la Rosa, también desde la CNE, entre otros referentes que vienen siguiendo de cerca la evolución regulatoria y técnica del mercado.

La concurrencia de estos perfiles refuerza el valor del encuento organizado por Future Energy Summit como un espacio donde la discusión no se limita a diagnósticos generales, sino que entra de lleno en las variables que condicionan el desarrollo de proyectos y la toma de decisiones corporativas.

FES Caribe se destaca además por sus espacios de networking, donde cientos de representantes de empresas líderes y organismos públicos generan oportunidades concretas de negocio y avanzan en acuerdos que impulsan la transición energética en la región.

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Para acceder a la agenda completa del evento, gestionar acreditaciones o seguir la transmisión en vivo, se encuentran disponibles los canales oficiales del encuentro, incluyendo su plataforma digital, mientras que la transmisión en vivo será a través del canal oficial de YouTube de Future Energy Summit.

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El Gobierno de México prepara una nueva convocatoria de permisos para proyectos de generación renovable, que marcará la segunda parte del esquema lanzado en diciembre, en la cual se adjudicaron 3,3 GW de capacidad limpia junto con 1,2 GW en almacenamiento en baterías.

“Estaremos a una convocatoria nada más para cubrir los casi 16500 MW renovables que necesitamos para este sexenio”, reconoció el subsecretario de Planeación y Transición Energética de México, Jorge Marcial Islas Samperio. 

«La última convocatoria va a ser tal que los proyectos van a arrancar a final de año, y con eso habremos cubierto los requerimientos de renovables que nos planeamos en la planeación energética», agregó.

Además, uno de los anuncios más relevantes fue la próxima convocatoria específica para almacenamiento energético stand-alone, que por primera vez tendrá un desarrollo separado de las centrales de generación.

Por su parte, Alicia Bárcena, secretaria de Medio Ambiente y Recursos Naturales de México, reforzó esta prioridad: “El gran desafío de las energías renovables es el almacenamiento y es donde debemos poner gran énfasis”.

CFE enfrenta sobreoferta por 580% en su esquema mixto: ¿Qué criterios marcan proyectos mejor posicionados para adjudicarse?

Además, desde el gobierno aseguraron que están desarrollando 2000 MW de sistemas de almacenamiento y que «nunca antes en el país se había previsto integrar esta tecnología a esa gran escala».

Este avance se da mientras el país acelera la ejecución y construcción de los proyectos adjudicados en la convocatoria de diciembre, consolidando una cartera que combina nueva generación, almacenamiento y modernización del sistema eléctrico. Iniciativas que comienzarán a construirse durante este año e ingresarán a operación comercial entre 2027 y 2028.

A su vez, el modelo se apoya en una redefinición estructural del mercado, donde el esquema mixto —que articula inversión pública y privada— mostró una demanda del 580% superior a la capacidad disponible, reflejando el interés por ingresar al sistema bajo las nuevas reglas.

“La inversión privada es y será aliada de este proyecto, pero con la firme e inequívoca rectoría del Estado. siguiendo la pauta de una planeación estratégica para el largo plazo. El México de hoy y de mañana se construye sobre la base de estos propósitos, es decir, sobre la base primordial del interés público, del interés general y no en su contra”, afirmó la secretaria de Energía, Luzelena González Escobar.

La estrategia energética también incorpora innovación como eje central, con tecnologías emergentes que comienzan a escalar en el país.

“Estamos proyectando que posiblemente tengamos nuestras primeras plantas de hidrógeno verde de 13 MW, pero estas nunca se han hecho en México”, aseguró el subsecretario.

“Nos pusimos una meta mínima de producción de electricidad de al menos 38% con fuentes renovables. Ese ha sido y es el objetivo principal de la política energética en esta administración: recuperar y consolidar la soberanía energética de México”, indicó González Escobar, en línea con una estrategia orientada a reducir la dependencia de combustibles fósiles.

Y agregó: “Estamos innovando en la simplificación y digitalización de trámite para hacer más fácil, certera y transparente la colaboración del sector público y el privado”.

Con nuevas convocatorias en puerta, proyectos en ejecución y un mercado altamente competitivo, México se encamina a cerrar su meta renovable del sexenio, en un sistema que combina planificación estatal, inversión privada e innovación tecnológica.

El desafío, hacia adelante, será sostener ese ritmo e integrar de forma eficiente la nueva capacidad al sistema eléctrico.

La entrada México prepara nuevas convocatorias renovables y storage para quedar “a un paso de los 16 GW del sexenio” se publicó primero en Energía Estratégica.

España aprobó recientemente el Real Decreto-ley 7/2026 , una normativa que busca agilizar el desarrollo de proyectos renovables y ordenar el acceso a red, en un contexto de creciente presión sobre la infraestructura eléctrica y necesidad de acelerar la transición energética.

En este escenario, el sector comienza a analizar su impacto real, especialmente en almacenamiento, donde persisten dudas sobre su efecto en la viabilidad económica de los proyectos.

Andrés Pinilla Antón, BESS Sales Director EU&LATAM de Risen Energy, señaló: “No mejora la bancabilidad porque no hay como tal una fuente adicional de ingresos, pero sí da más certidumbre, mayor previsibilidad en el acceso y conexión y un marco más favorable para el autoconsumo y la electrificación”.

En este marco, el ejecutivo identifica tres ejes principales en los que avanza la normativa: la agilización del permitting a través de las Zonas de Aceleración Renovable (ZAR), una mayor transparencia en la capacidad de red y un endurecimiento frente al uso especulativo de los puntos de acceso.

Sin embargo, Pinilla Antón apuntó: “Es cierto que baja el riesgo administrativo, pero no se ha quitado el riesgo de mercado. Todavía nos tenemos que fiar de un mercado que se va construyendo día a día, y eso implica incertidumbre”.

En este punto, el mercado de capacidad aparece como el elemento clave que aún falta para completar la ecuación económica del almacenamiento. A pesar de haber sido anunciado y esperado por el sector, su implementación sigue pendiente, lo que limita la generación de ingresos estables para este tipo de activos.

“Para que un proyecto sea bancable tiene que haber certidumbre en los ingresos. A día de hoy, las únicas dos vías son que haya una contraparte que tenga un tolling o un esquema de pagos recurrentes”, sostuvo el ejecutivo.

La ausencia de este mercado estructurado obliga a los desarrolladores a apoyarse en ingresos variables, provenientes de servicios de ajuste o arbitraje energético, lo que incrementa la exposición al riesgo y dificulta el cierre financiero. En este contexto, el avance regulatorio en acceso y tramitación queda desacoplado de la realidad económica de los proyectos.

En el ámbito comercial e industrial, persisten ciertas limitaciones regulatorias que condicionan el despliegue. En particular, el esquema actual de compensación de excedentes introduce rigideces al no contemplar adecuadamente el rol de las baterías. Según explica el ejecutivo, el límite de potencia para inyección a red puede restringir la optimización de sistemas híbridos, aun cuando la capacidad de exportación efectiva no se vea incrementada.

Esto impide, por ejemplo, sobredimensionar instalaciones renovables junto con almacenamiento manteniendo un mismo punto de conexión, lo que limita la eficiencia técnica y económica de los proyectos.

Pinilla Antón planteó que el real decreto “no mueve la aguja” sobre los modelos de negocio del almacenamiento. No obstante, apuntó que el verdadero cambio proviene de una actualización regulatoria previa.

“Con el cambio del procedimiento de operación 9.2, la demanda puede participar en servicios de ajuste, secundaria, terciaria e intradiarios, y ahí sí cambia el modelo de negocio de las baterías. No solo se centra en arbitrajes o peak shaving, sino que puede participar en servicios hacia la red que las hace realmente rentables”, explicó.

Acceso, ZAR y red: avances con límites

Uno de los instrumentos centrales del nuevo decreto son las Zonas de Aceleración Renovable (ZAR), diseñadas para simplificar procesos en áreas con menor sensibilidad ambiental y, en teoría, reducir los plazos administrativos de los proyectos.

En este sentido, el marco habilita esquemas más ágiles de tramitación, permitiendo, por ejemplo, evitar ciertos procedimientos ambientales o unificar autorizaciones, lo que representa un avance en términos de desarrollo.

“Para mí no tiene mucho sentido. En muchos casos sí se acortan los tiempos de permitting, pero no de forma automática. Puedes quitar la Declaración de Impacto Ambiental o hacer la Autorización Administrativa Previa y de Construcción juntas, pero nada dice del acceso a la red o la disponibilidad de las conexiones”, advirtió el ejecutivo, quien remarcó que estos avances dependen en gran medida de su implementación a nivel autonómico.

Incluso dentro de estos esquemas, el control ambiental no desaparece completamente, ya que los organismos competentes pueden mantener revisiones previas y condicionar el avance de los proyectos.

En este contexto, el foco vuelve a trasladarse hacia el verdadero cuello de botella del sistema: la red eléctrica. A pesar de los avances en permitting, la disponibilidad de capacidad y la saturación en determinados nodos continúan siendo el principal condicionante para el desarrollo de nuevos proyectos. Cabe recordar que los mapas de capacidad de la red de distribución tienen un 83,4% de los nodos saturados.

“Se deberían hacer las gestiones para que en estas zonas de aceleración renovable se permita medir demanda, pero sobre todo almacenamiento mediante conexiones de acceso flexible para aliviar esa congestión del nudo, aunque tengas que aceptar limitaciones operativas en cuanto al número de horas, similar a lo que la CNMC dijo en su día de los accesos flexibles.Creo que están allanando el campo para que se pueda participar en este sentido”, analizó el referente de Risen Energy.

“El almacenamiento ya no es considerado un punto de conexión firme de demanda, sino que se ve desde un acceso flexible. Y esto es relevante porque reconoce regulatoriamente que las baterías son flexibles y permiten valorar su conexión, no como demanda rígida y firme sino como algo modulable”, concluyó.

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Sigenergy Technology Co., Ltd. ha cotizado con éxito en la Bolsa de Valores de Hong Kong (HKEX), lo que supone un hito importante en el desarrollo de la compañía.

De este modo, la empresa se posiciona como la primera compañía de «IA+all-in one FV storage» en cotizar en la HKEX.

El Sr. Tony Xu, fundador y director ejecutivo de Sigenergy, declaró: “Agradecemos sinceramente a nuestros inversores, socios, asesores, distribuidores e instaladores globales, así como a todos los empleados de Sigenergy, su confianza y apoyo. Esta salida a bolsa marca un nuevo punto de partida.

«Mantendremos nuestro compromiso con nuestra estrategia de «Inteligencia Artificial en Todos los Sectores», seguiremos fortaleciendo nuestras capacidades en almacenamiento de energía e invertiremos en innovación para ofrecer soluciones más competitivas. Nuestro objetivo es crear valor a largo plazo para nuestros clientes, accionistas y socios, al tiempo que contribuimos a la industria y a la sociedad”, agregó.

La salida a bolsa de Sigenergy recibió el pleno respaldo del capital global, incluyendo al fondo soberano de inversión líder mundial Temasek, e instituciones internacionales de gestión de activos de primer nivel como Goldman Sachs Asset Management, UBS Asset Management y BNP Paribas Asset Management.

También atrajo a firmas de inversión destacadas como Hillhouse, CPE, Boyu Capital, Gaoyi Asset Management y Greenwoods Asset Management, así como a grandes fondos de seguros como CPIC y Fullgoal Fund.

Desde sus inicios, Sigenergy ha impulsado su entrada en el mercado mediante la innovación de productos, aprovechando el diseño modular y las tecnologías basadas en IA para expandirse a aplicaciones residenciales, comerciales, industriales y a gran escala.

La compañía cuenta actualmente con más de 1000 profesionales en todo el mundo y opera en más de 80 países y regiones, respaldada por una sólida red global de distribución y servicio. Gracias a su base principal de fabricación e I+D en China, Sigenergy continúa fortaleciendo sus capacidades en innovación, producción y distribución, consolidando así su posición competitiva en el mercado global.

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Victoria Sandoval se incorpora a Sungrow como nueva Key Account Manager para México, en un contexto de fuerte reactivación del mercado renovable, marcado por un renovado interés inversor y decisiones orientadas a la transición energética. 

“Tengo bastante expectativas, sobre todo en el mercado mexicano, porque la generación de gran escala en México pinta para despertarse o tener el boom del que llevamos hablando desde hace un año y medio o dos años”, reconoció la flamante incorporación de Sungrow, durante una entrevista exclusiva con Energía Estratégica en RE+ México.

Bajo ese escenario, la compañía busca consolidar su presencia y mejorar su capacidad de respuesta ante la demanda creciente tras lograr fuerte presencia en más de 10 países. 

“Sungrow está tratando de expandir la planilla y dar un mejor servicio a todos los clientes de gran escala”, señaló Sandoval, quien agregó que “gracias a eso, tuve la oportunidad de caer con ellos y sumarme al equipo”, destacando el momento estratégico de su incorporación.

¿Qué le puede aportar a Sungrow? A nivel individual, la ejecutiva destacó el valor estratégico de su experiencia y red de contactos en el sector, construida a lo largo de años en la industria. 

“Aparte de alegría y carisma (entre risas), toda la red de contactos que hemos ido estableciendo a lo largo de los últimos años. Toda la gente que nos dedicamos al sector,porque lo amamos y somos apasionados del tema, seguimos aquí y hemos estado cultivando relaciones, en las que eventualmente, pensábamos que volveríamos a trabajar juntos”, afirmó.

Este movimiento se da en paralelo a señales concretas del mercado y el cambio de clima de negocios, que responde a modificaciones en el enfoque regulatorio, donde la participación privada vuelve a ganar protagonismo; de modo que la reciente convocatoria de generación con inversión mixta reunió 222 proyectos por casi 38 GW, superando ampliamente el objetivo inicial de 7500 MW.

Asimismo, a finales del año pasado se adjudicaron más de 3 GW renovables (+2 GW son fotovoltaicos) y 1257,4 MW en sistemas de almacenamiento en la Convocatoria de Proyectos Privados de Generación, diseñada para acelerar los procesos de evaluación y aprobación de permisos. 

“¿Qué cambió? La apertura del gobierno para ya no estar totalmente cerrados a la inversión privada de gran escala ha sido el catalizador para todo lo que vemos actualmente”, explicó la nueva Key Account Manager de Sungrow.

En esa línea, la articulación entre actores públicos y privados aparece como un factor clave para materializar los proyectos y las inversiones que se requieren. 

“El mercado está diferente, se siente mucho más vivo, con más interés. Estamos como estábamos en el 2014, agarrando nuevamente muchísima fuerza e interés de organismos internacionales”, aseguró Sandoval, rememorando ciclos de expansión previos por los cuales en su momento México se posicionó como país referente y atractivo para las renovables. 

Sungrow refuerza su posicionamiento regional

La incorporación se enmarca en una estrategia de expansión más amplia de Sungrow en América Latina, donde la compañía ya opera en más de 10 países y continúa fortaleciendo su infraestructura.

Su despliegue logístico incluye oficinas en cuatro mercados clave y ocho almacenes en la región andina y el Caribe, además de cuatro en Brasil, lo que le permite optimizar tiempos de entrega y soporte técnico en distintos mercados.

En paralelo, la firma avanza con fuerza en almacenamiento energético, acumulando 10 GWh asegurados en la región, de los cuales 3,1 GWh ya están en operación comercial, 3 GWh en fase de comisionamiento y 4 GWh previstos para el primer trimestre de 2026.

Este posicionamiento se complementa con el desarrollo tecnológico de soluciones como PowerTitan 3, con las que la compañía busca escalar su participación en el segmento BESS y trasladar su experiencia a nuevos mercados de la región.

En este escenario, México se consolida como un eje estratégico para el crecimiento de Sungrow, donde la combinación de volumen de proyectos, apertura regulatoria y oportunidades en almacenamiento configuran un entorno clave para los próximos años.

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En diálogo con Energía Estratégica, Alba Min Ye, CEO de Solis LATAM, aborda su trayectoria, el desafío de integrar culturas y la estrategia de la compañía en la región.

—¿Cómo fue tu recorrido profesional y cuáles fueron aquellos hitos que marcaron tu llegada a Solis?

Tengo muchos años trabajando para la empresa china, combinando la cultura entre los chinos y las personas locales, no solamente en México. Si una empresa china quiere hacer algo diferente, lo más importante es que tenemos que tener un grupo muy fuerte, pero sin malentendidos. Mi tarea más importante es fortalecer un equipo muy fuerte en este mercado; no solo en ventas, también en producto, para ofrecer el mejor servicio a los clientes.

—¿En qué se diferencian la cultura china y la latinoamericana en los negocios?

Este tema es muy interesante. En China tenemos una palabra que se llama competencia interna. No es solo entre personas, es con nosotros mismos. Ejecutamos las metas de forma muy tensa; si a las 9:00 tengo una tarea, a las 10:00 tengo otra, tenemos que terminarlo a tiempo Las personas locales son más relajadas. También trabajan bien y con mucho afán, pero más relajados. Los chinos incluso en fin de semana necesitan trabajar o escribir reportes.

Aquí se separa mucho la vida y el trabajo. En China no tanto. Mi trabajo es dejar que los jefes en China sepan cómo trabajamos y también aquí podemos lograr el éxito. El intercambio cultural es muy importante.

—¿Cómo llevás esto a la práctica en tu rol como CEO para Latinoamérica?

Lo más importante es construir confianza con los empleados locales y explicar muy claramente la meta de la compañía. No es posible que solo los chinos ejecuten la meta. Siempre trabajamos en equipo. Ambas partes tienen que entender muy bien qué estamos haciendo y cómo lo haremos en el futuro. Estoy intentando construir un sistema de KPI más claro y justo para todos. Definimos una meta a cada uno según su trabajo y al siguiente año hacemos una evaluación. Quien llega a la meta recibe un aumento de salario o premios según la regla.

—¿Por qué elegiste Latinoamérica para desarrollarte profesionalmente?

Me gusta mucho América Latina. Toda mi carrera de trabajo se basó aquí. Después de graduarme viajé para acá por negocios y ya llevo más de 13 años. Estoy en el centro, en el intermedio: puedo combinar la cultura china y aceptar la cultura latinoamericana. Eso me ayuda bastante en la vida y en el trabajo. Me siento muy cómoda aquí.

—¿Qué soluciones vienen a responder al mercado y qué diferencial tiene Solis? 

Tenemos una base muy buena porque tenemos inversores on-grid desde hace varios años. En la parte residencial tenemos mucha ventaja. En lo comercial e industrial, este año trajimos nuestro inversor híbrido que es muy competitivo. He visto los datos de ventas y hay un gran avance comparado con el año pasado. 

Si fortalecemos el servicio de preventa y posventa, tengo mucha confianza en un gran crecimiento porque México está desarrollando mucho el mercado de industria por las políticas recientes.

—¿Qué ventajas técnicas ofrece la arquitectura de AC/DC separada?

Nuestros inversores híbridos se aplican tanto a estaciones solares como de almacenamiento. El cliente no necesita preparar dos sistemas de inversores. Nuestro inversor híbrido puede cumplir ambos roles. Esto permite un gran ahorro en costos de construcción, porque podemos ahorrar costos de inversores y de accesorios como cables o conectores.

—Si nos encontráramos en abril de 2027, ¿qué tendría que haber pasado en 2026 para que estés feliz? 

Voy a revisar las metas que estamos construyendo ahora para ver cuánto porcentaje terminamos. Tengo confianza en que para entonces la solución de almacenamiento de Solis será muy madura y aceptada por los clientes.

La solución de Solis es muy compatible. Ofrecemos inversores híbridos separados que pueden ser compatibles con cualquier marca de batería y al mismo tiempo podemos ofrecer la solución completa. Creo que vamos a obtener un gran crecimiento en el mercado.

En el marco de RE+ México, Solis LATAM presentó sus soluciones de almacenamiento tanto para el segmento residencial como para el comercial e industrial.

EverCore, desarrollado sobre un inversor híbrido C&I cuatro en uno de 125 kW como plataforma central, se basa en una arquitectura AC/DC separada e incluye configuraciones de 100 kWh, 120 kWh y 261 kWh. Estas soluciones permiten una integración fluida con sistemas solares fotovoltaicos, la red eléctrica y generadores de respaldo.

En paralelo, la compañía exhibió su portafolio de almacenamiento residencial, con baterías IntelliHome, disponibles en versiones montadas en pared o suelo (5 a 16 kWh), y baterías apilables FlexHome (5 a 40 kWh). Estas tecnologías están orientadas a garantizar independencia energética, respaldo confiable y optimización del ahorro a largo plazo para los usuarios.

Las soluciones generaron un alto interés y una respuesta positiva por parte de los asistentes, en línea con la estrategia de la compañía de fortalecer su posicionamiento en almacenamiento y soluciones híbridas en la región.

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Argentina ya conoce las tres empresas que buscan quedarse con las acciones que el Estado Nacional posee en CITELEC, sociedad controlante de Transener, la mayor transportista eléctrica en alta tensión del país y una valuación estimada de USD 206 millones.

Los oferentes que presentaron sus propuestas ayer jueves 14 de abril son Genneia junto al Grupo Edison (mediante Edison Transmisión), Central Puerto SA y la distribuidora Edenor, con el objetivo de hacerse con los activos de la compañía que administra más de 12600 kilómetros de líneas en 500 kV y más de 160 estaciones transformadoras en todo el territorio argentino.

La red involucrada incluye a la subsidiaria Transba y constituye el eje fundamental del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), con una extensión de 3700 kilómetros entre el norte y el sur. 

La operación se inscribe dentro del proceso de privatización de activos y actividades de Energía Argentina S.A. (ENARSA), en línea con la estrategia oficial de reducir la participación pública en el sector. En tanto que las ofertas económicas se revelarán en menos de tres semanas y la adjudicación está prevista para junio. 

¿Quiénes son las empresas que compiten?

Genneia, la mayor generadora renovable del país (1580 MW instalados + 170 MW solares y 40 MW BESS en construcción) y cuyo presidente es el empresario y ex-presidente de River Plate, Jorge Brito, se alió con el Grupo Edison para competir en esta instancia, bajo la nómina de Edison Transmisión.

El Grupo Edison es el holding energético creado el año pasado por los hermanos Juan y Patricio Neuss, en asociación con Rubén Cherñajovsky y Luis Galli, referentes del grupo Newsan, uno de los mayores fabricantes de electrónica en Tierra del Fuego.

El holding mencionado ya ha dado a conocer una estrategia de rápido crecimiento por la prevé realizar inversiones en infraestructura energética por USD 300 millones en los próximos años. Incluso, durante el 2025 se quedó con la concesión de las grandes centrales hidroeléctricas Alicurá y Cerros Colorados, que entre sí suman más de 1500 MW de capacidad. 

Además, el Grupo Edison ya compró a la Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán (EDET), la Empresa Jujeña de Energía (EJESA), Líneas de Transmisión del Litoral (LITSA) y la generadora hidroeléctrica CEMPSA en Mendoza, por lo que su participación por Transener no sorprende en el sector.

La segunda oferta llegó de la mano de Central Puerto, otra de las grandes energéticas del país que se encuentra en plena expansión y que, en materia de transición energética posee +570 MW renovables operativos y 126 MW ERNC en construcción.

En 2025, la compañía también fue una de las ganadoras de la licitación de baterías AlmaGBA con 205 MW BESS en dos proyectos y resultó adjudicataria de la concesión para continuar operando la hidroeléctrica Piedra del Águila, de 1440 MW de capacidad. 

Asimismo, lleva adelante estudios técnicos, económicos y ambientales para un proyecto de transmisión de 140 km (posibilidad de ampliarse hasta 350 km), que prevé abastecer entre 400 y 450 MW de potencia para varios proyectos mineros ubicados entre el norte de Salta y Catamarca con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Mientras que días atrás anunció la compra de la petrolera Patagonia Energy para desembarcar en Vaca Muerta. 

Edenor completa la lista de oferentes, aunque su participación requiere de una autorización expresa del Poder Ejecutivo, a pesar de tratarse de la mayor distribuidora de energía eléctrica de la Argentina en términos de cantidad de clientes y electricidad vendida (abarca 4.637 km2).

¿Por qué? Debido a las limitaciones de la Ley 24065 (Régimen de la Energía Eléctrica), el grupo liderado por los empresarios Vila, Manzano y Filiberti deberá esperar el aval oficial para poder operar activos de transmisión eléctrica.

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Colombia publicó el Decreto N° 0393/2026, que por primera vez define los lineamientos para integrar los sistemas de almacenamiento de energía (SAE), tanto en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) como en las Zonas No Interconectadas (ZNI).

El nuevo marco no solo habilitó la incorporación de estas tecnologías, sino que además definió su rol dentro de la planificación y abrió la puerta a su remuneración en el mercado eléctrico, un aspecto clave para destrabar inversiones en este segmento.

“Hoy Colombia da un paso estructural hacia la confiabilidad energética. No es un decreto más, es el habilitador que faltaba”, afirmó el director de Energía del Ministerio de Minas y Energía, Diego Fernando Román.

En términos regulatorios, el decreto estableció las condiciones para la incorporación y remuneración de los SAE, consolidando su reconocimiento como infraestructura estratégica dentro del sistema energético

La medida marcó un cambio de etapa para el sector eléctrico colombiano, que pasó de una discusión conceptual a una fase de implementación concreta, en un contexto de creciente penetración renovable que exige mayor flexibilidad operativa.

La normativa, por ende, ingresa en un momento clave para el país, ya que actualmente Colombia supera los 3000 MW de capacidad solar instalada, con proyectos utility scale cada vez más relevantes dentro de la matriz, lo que incrementa la necesidad de flexibilidad operativa para gestionar la variabilidad de estas fuentes.

En paralelo, el pipeline renovable ya alcanza 4200 MW en desarrollo, aunque el propio sistema reconoce que aún serán necesarios al menos 6000 MW adicionales para cubrir la demanda futura y garantizar confiabilidad, lo que profundiza la necesidad de soluciones como el almacenamiento.

Además, la normativa reconoce servicios clave como regulación de frecuencia, control de tensión, respuesta rápida y arranque autónomo, fundamentales para la estabilidad operativa del sistema

A esto se suma la posibilidad de realizar arbitraje energético, permitiendo optimizar costos mediante la gestión de precios en distintos momentos del día.

El impacto del decreto cobró especial relevancia en las Zonas No Interconectadas, donde el almacenamiento puede modificar la lógica de prestación del servicio eléctrico, mejorando la continuidad y ampliando soluciones tecnológicas disponibles.

A su vez, el marco regulatorio estableció una hoja de ruta concreta para su implementación, con señales claras para el mercado.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) deberá definir los esquemas de remuneración en un plazo máximo de 12 meses, mientras que la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) y el Ministerio integrarán estas tecnologías en los planes de expansión

El decreto también contempló un mecanismo de respaldo que habilita al Ministerio a avanzar en caso de demoras regulatorias, asegurando la implementación efectiva.

En paralelo, Colombia avanzó con la Resolución 40178 de 2026, que define las reglas generales para la implementación de mecanismos de contratación a largo plazo de energía limpia, introduciendo un cambio estructural en el mercado eléctrico.

A diferencia del decreto —que establece lineamientos de política pública para la integración de los SAE—, esta resolución actúa sobre el diseño de mercado, habilitando la participación del almacenamiento dentro de esquemas competitivos como las subastas.

El nuevo marco permite contratos de largo plazo —de hasta 15 años— y amplía el alcance de las subastas al integrar no solo generación, sino también almacenamiento como parte de soluciones energéticas, lo que modifica la lógica tradicional del mercado eléctrico colombiano.

De hecho, las últimas señales regulatorias muestran que los sistemas BESS comienzan a ser un requisito o un diferencial competitivo dentro de las subastas, en línea con la necesidad del sistema de contar con capacidad firme y gestionable.

Ambos instrumentos, aunque diferentes en su naturaleza, resultan complementarios: mientras el decreto habilita, ordena y define el rol del almacenamiento en el sistema eléctrico, la resolución crea condiciones de mercado para su desarrollo y financiamiento.

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El sistema eléctrico peruano registró en marzo de 2026 un incremento extraordinario en los pagos por transferencias de energía activa, que superaron los 510 millones de soles, cuadruplicando el promedio de los últimos tres años (101 millones de soles).

El dato, publicado en el informe preliminar del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), refleja el impacto directo de la interrupción del suministro de gas natural sobre la operación del mercado eléctrico.

Este aumento en los pagos entre generadores ocurre en paralelo a un fuerte incremento en los costos de generación, que llevó los precios spot por encima de los 250 dólares por MWh, superando los valores habituales del sistema, por lo que la reducción en la disponibilidad de gas obligó a reemplazar generación eficiente por tecnologías más costosas, trasladando ese impacto directamente a las liquidaciones del mercado.

Se trata de los pagos que se realizan entre los participantes del Mercado Mayorista Eléctrico como resultado de la valorización de las inyecciones y retiros de energía. En este esquema, cualquier desviación respecto del despacho económico óptimo —como ocurrió en marzo— incrementa las diferencias entre agentes y, por ende, los montos a compensar.

Brendan Oviedo Doyle, socio de DLA Piper, advirtió que “el monto total de transferencias asciende a más de 510 millones de soles, como resultado directo de la interrupción del suministro de gas natural”, vinculando de forma directa el evento operativo con el resultado económico del sistema.

El informe del COES detalla que durante marzo el sistema operó bajo condiciones de estrés, registrando congestiones en la red de transmisión y restricciones en equipos críticos como los transformadores de las subestaciones Independencia y San Nicolás. Estas limitaciones generaron rentas por congestión y obligaron a modificar el despacho, incrementando los costos marginales de corto plazo.

A esto se sumó la necesidad de redistribuir el gas natural disponible entre generadores térmicos, mediante mecanismos excepcionales basados en contratos y criterios de eficiencia. Este proceso alteró las inyecciones reconocidas a cada agente, impactando directamente en la valorización de las transferencias y en los pagos finales entre empresas.

El impacto económico se distribuye entre los principales actores del sistema, incluyendo empresas como Kallpa Generación, Engie Energía Perú, Fenix Power, Electroperú, Celepsa y Enel Generación Piura. Estas compañías participan en un esquema que combina generación, contratos de suministro y respaldos entre participantes, lo que amplifica las compensaciones económicas en escenarios de operación restringida.

El informe también identifica contratos cruzados y esquemas de respaldo entre generadores, donde múltiples empresas cubren una misma demanda, incrementando la magnitud de los pagos cuando el sistema se aparta de su operación habitual.

Asimismo, se registraron inconsistencias en la información declarada por algunos participantes, lo que obligó al COES a utilizar criterios técnicos provisionales para asignar consumos y retiros. Se detectaron discrepancias entre generadores como Electroperú y Eghuallaga, así como consumos no declarados que debieron ser incorporados al cálculo de las transferencias.

Estos ajustes reflejan un nivel elevado de incertidumbre operativa y contribuyen a la volatilidad de los pagos dentro del mercado.

En paralelo, la crisis volvió a poner en evidencia la necesidad de diversificar la matriz eléctrica y fortalecer su resiliencia. El episodio reactivó el debate sobre la incorporación de energías renovables y sistemas de almacenamiento, especialmente en un sistema altamente dependiente del gas natural.

De hecho, el informe ya muestra la participación de almacenamiento energético, con sistemas BESS en Chilca y Kallpa integrados a la operación mediante esquemas de vinculación con centrales hidroeléctricas. Estos activos incorporan nuevas dinámicas en el mercado al registrar tanto inyecciones como consumos en la valorización de transferencias.

«La interrupción del suministro de gas natural vuelve a evidenciar un sistema eléctrico abandonado. Incluso hay reglamentos pendientes de la Ley N° 32249 hace más de un año», manifestó Oviedo Doyle.

“Existe una falta total de siquiera considerar cambios regulatorios para el reconocimiento de potencia y el arbitraje de energía de sistemas de almacenamiento (BESS). La inacción regulatoria está trasladando el riesgo sistémico directamente a las empresas, generando sobrecostos y afectando la predictibilidad que exige cualquier decisión de inversión. Desafortunadamente, esto no es sostenible en el tiempo”, agregó.

Finalmente, el diagnóstico apunta a una debilidad en la conducción del sector energético, ya que bajo la mirada del especialista, la demora normativa responde a un problema de «priorización, conducción y ejecución», más que de complejidad técnica.

«Nuestra política energética tiene más de 15 años sin actualización y la falta total de un plan energético implementable”, concluyó.

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TDDL inicia su ingreso al mercado argentino con una estrategia orientada a consolidarse en proyectos vinculados a la transición energética, la ampliación del sistema eléctrico y la modernización de infraestructura, aprovechando un contexto favorable impulsado por el crecimiento de las energías limpias y la necesidad de robustecer las redes.

“Contamos con más de 15 años de experiencia en América Latina y Argentina representa un mercado altamente estratégico para TDDL dentro de la región. Vemos a Argentina no solo como un mercado doméstico con alto potencial, sino también como una plataforma clave para la expansión regional a largo plazo”, aseguraron desde TDDL en diálogo con Energía Estratégica.

Uno de los ejes centrales de esta estrategia es la alianza con LH Energy, empresa internacional de desarrollo de negocios con más de 15 años de experiencia en distintos mercados, que se especializa en soluciones de cadena de suministro internacional y desarrollo de proyectos EPC en energía e infraestructura.

LH Energy conecta fabricantes globales, inversores y socios estratégicos para optimizar tecnología, costos y tiempos de ejecución. Por lo que la alianza con TDDL permitirá acelerar la inserción en el mercado y mejorar la ejecución de proyectos.

“La alianza con LH Energy representa un paso estratégico para fortalecer nuestra presencia local y capacidades de ejecución en Argentina. Al combinar la experiencia tecnológica y capacidad global de suministro de TDDL con el profundo conocimiento del mercado local y la experiencia en ejecución de proyectos de LH Energy, podemos ofrecer soluciones más ágiles, localizadas y de alto valor”, indicaron desde TDDL.

El desembarco se apoya en un modelo de largo plazo basado en alianzas, adaptación con normas técnicas y marcos regulatorios, desarrollo de capacidades locales, provisión de soluciones de ingeniería personalizadas y soporte técnico dedicado.

Su portafolio integral incluye sistemas de cables de Baja Tensión (BT), Media Tensión (MT) y Alta Tensión (AT), así como soluciones de cableado subterráneo, en pos de apoyar la creciente demanda de energías renovables mediante soluciones integradas para proyectos eólicos, solares y de almacenamiento de energía. 

“Nuestros servicios también incluyen ingeniería, provisión y soporte técnico, adaptados a los requerimientos específicos de desarrollos de infraestructura complejos. Vemos un fuerte potencial en este mercado y estamos comprometidos a convertirnos en un socio confiable de largo plazo para utilities, contratistas EPC y desarrolladores de energías renovables”, complementaron desde la compañía.

En ese sentido, identifican crecimiento en renovables, desarrollo de sistemas de almacenamiento BESS, refuerzo de la infraestructura de transmisión y electrificación de sectores industriales y urbanos.

La participación en licitaciones energéticas también forma parte del plan de expansión en el país y la región, dado que la continuidad del Mercado a Término (MATER) y la convocatoria AlmaSADI para 700 MW BESS aparecen como oportunidades para insertarse en proyectos de gran escala.

En ese contexto, sostienen que “TDDL puede desempeñar un rol crítico como proveedor confiable y socio técnico en estas licitaciones”, aportando “sistemas de cables de alto rendimiento adaptados a proyectos renovables y de transmisión”.

Estrategia regional y objetivos hacia 2026

Asimismo, la compañía proyecta un crecimiento sostenido en América Latina, con Argentina como uno de los mercados prioritarios dentro de su hoja de ruta, con la mirada puesta en consolidarse como proveedor clave en infraestructura energética.

“En Argentina específicamente, buscamos establecer una fuerte presencia local, participar en grandes proyectos de infraestructura y energías renovables, y construir relaciones de largo plazo con los principales actores del sector”, subrayaron desde TDDL.

“El ingreso y consolidación en Argentina es una prioridad clave para TDDL. Actualmente estamos trabajando en el desarrollo de una estructura comercial y operativa sólida, incluyendo alianzas locales y participación en proyectos, para asegurar un crecimiento sostenible y de largo plazo en el mercado”, concluyeron.

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AES Chile anunció el inicio de operaciones de Andes Solar III, ubicado en la Región de Antofagasta, continuando con el desarrollo de su Hub Andes Solar, uno de los más grande de Latinoamérica en su tipo, y que considera a la fecha una inversión total que supera los USD 1300 millones.

Andes Solar III corresponde a una planta solar de 171 MW de capacidad instalada y un sistema de almacenamiento en baterías (BESS) de 171 MW por 3 horas, lo que permite aportar energía renovable y flexible al Sistema Eléctrico Nacional.

Y con la suma de esta nueva fase, el complejo alcanza un total de 692 MW fotovoltaicos y 510 MW de storage.

El CEO de AES Andes, Javier Dib, destacó que «el ingreso a operación comercial de Andes Solar III nos llena de orgullo y marca un hito clave en nuestra trayectoria, consolidando nuestro Hub Andes Solar como el más grande de Latinoamérica, lo que nos permite consolidar un ciclo estratégico en nuestra transformación».

«Seguimos avanzando con nuestro equipo en la construcción de más de 2000 MW que iniciarán operación comercial entre 2026 y 2027, lo que constituye una señal clara de la confianza de AES en Chile como una plataforma sólida y competitiva para continuar invirtiendo en energías renovables. Seguiremos aportando con eficiencia y responsabilidad al sistema eléctrico, reafirmando nuestro compromiso de largo plazo con el desarrollo energético sostenible de Chile», agregó.

La energía renovable proveniente de las operaciones del Hub Andes son equivalentes al consumo de cerca de 800000 hogares, constituyéndose como un elemento clave para facilitar la descarbonización del Sistema Eléctrico Nacional.

Este aporte se ve reforzado por una infraestructura de transmisión, donde la Subestación Andes se posiciona como un punto clave en el norte y como conexión de la única línea de transmisión eléctrica internacional entre Chile y Argentina (InterAndes).

Con este hito, AES Andes reafirma su compromiso con la transición energética del país, impulsando soluciones que combinan energías renovables y almacenamiento para avanzar hacia un sistema eléctrico más seguro y eficiente.

La entrada AES Chile suma un nuevo proyecto en operación en uno de los mayores hub solares y de almacenamiento de LATAM se publicó primero en Energía Estratégica.

La obsolescencia del marco regulatorio de la distribución derivó el año pasado en la creación de dos instancias de trabajo que bajo objetivos distintos estudiaron cómo debería incorporarse la comercialización de energía. 

En la mesa del Instituto Sistemas Complejos de Ingeniería (ISCI), de acuerdo con Rodrigo Moreno, profesor de la Universidad de Chile y director del Centro de Energía ENLACE, recomendaron avanzar gradualmente hacia la apertura de clientes regulados, incorporar la figura del comercializador puro y fomentar mayor transparencia y comparabilidad entre distintas opciones de suministro que puede tener un cliente, así como el empoderamiento del usuario final.

Mientras, el panel de expertos, del cual también él formó parte, no consideró prioritario en el corto plazo avanzar en reformas legales para la comercialización, sino que más bien en medidas administrativas para favorecer la libre elección del suministrador, básicamente evaluar la pertinencia de una nueva reducción del umbral de potencia.

En este contexto, el webinario sobre suministro y comercialización que organizó la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) discutió sobre la necesidad de llevar a cabo algunas de estas reformas sugeridas por los expertos.

La visión de la CEO de CopecEmoac, Vannia Toro, es que existe una coincidencia en el diagnóstico inicial, pero que está limitado solamente a un segmento de clientes que son los clientes libres que pueden ser atendidos por empresas comercializadoras, “pero todavía no es masivo y para eso se requiere avanzar en la regulación”. 

Según, Miguel Iglesias, CEO de Energyasset, faltaron varios temas que poner en discusión y que el mercado eléctrico se debe mirar de una manera más estratégica. “El desafío es avanzar en independencia energética y en el proceso de electrificación. Tenemos que retomar la visión de regulación con más elementos de mercado”. 

Por su lado, Sebastián Novoa, CEO de Evol y vicepresidente de ACEN, señaló que “la solución para el tema tarifario, para la participación de los MED, para la granularidad tarifaria y el costo reflectivo es la comercialización. Regulando la comercialización de alguna forma que se permita que ocurra bien y que esto llegue a los consumidores finales avanzamos en todas estas líneas al mismo tiempo”. 

Para Novoa, el camino de bajar el límite de la potencia si bien es positivo no permite que se llegue a todos los usuarios finales, mientras que para Toro si bien es un mecanismo para abrir el mercado, no es suficiente per se. “Efectivamente tiene que estar acompañada de ciertas medidas de información. Al respecto, hace un tiempo la Fiscalía Nacional Económica entregó una serie de recomendaciones como el acceso a la información que deber ser transparente, comparable, así como resguardos que tienen que ver con los clientes más vulnerables. Eso sí tiene que ir por el ámbito regulatorio”, enfatizó la ejecutiva. 

No es una tarea trivial, de acuerdo a Moreno, hacer una reducción del límite de la potencia de forma importante porque hay que tomar una serie de medidas adicionales para que la competencia llegue finalmente como beneficio al cliente final.

“Esto requiere un músculo importante de parte de la autoridad porque cada vez que estamos haciendo licitaciones por contratos regulados hacia el futuro estamos “matando” el negocio de la comercialización que eventualmente se podría abrir. Debiésemos atrevernos a hacer el esfuerzo”, sostuvo.

Además, la regulación para Moreno tiene que hacerse cargo de la relación muy asimétrica entre potenciales oferentes para que la competencia sea lo más justa posible y pueda beneficiar al consumidor. “Hay un incumbente que obviamente tiene una posición distinta a la de los comercializadores que no tienen el negocio de la red”. 

Precios

Finalmente, los panelistas coincidieron en que habrá alzas relevantes en los precios de la energía debido a la guerra en Medio Oriente porque tenemos una matriz diversificada y múltiples tecnologías.

“En vez de alzas en las tarifas, vamos a tener un aplanamiento de la curva donde quizás los costos marginales que han estado cercanos a cero desde Temuco hasta Arica en el horario día van a subir algo y esa energía que se esté desplazando en la noche va a ir bajando y vamos a tener un escenario de precios spots bastante más controlados”, subrayó Iglesias.

Novoa concuerda con esta visión y añadió que “hoy se da un coyuntura y efectivamente nos vamos a ver poco afectados principalmente porque hay una cantidad de gas en Argentina que es muy importante y que no puede salir al exterior, por lo tanto, se forma un precio local de gas que solo puede ser exportado hacia Chile.

«Mientras Argentina no tenga una licuefacción de ese gas y se acople su precio local al mercado internacional, no debiera haber mayores problemas. Sí creo que puede impactar en términos de volatilidad por el hecho de que en momentos de estrechez se tenga que despachar diésel caro. En el corto plazo en principio no debiese haber tanto impacto en el nivel de precios de contratos futuros, tal vez de contratos muy cortos sí”, agregó.

Por su lado, Toro indicó que si el conflicto se alarga en demasía “podría poner presión sobre las cadenas de suministro de los minerales que son base para la transición energética y que el costo de construir estas nuevas tecnologías podría tener algún efecto sobre el precio”.       

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El Gobierno de México promulgó la Ley para el Fomento de la Inversión en Infraestructura Estratégica para el Desarrollo con Bienestar, una normativa que busca destrabar proyectos clave mediante nuevos mecanismos de financiamiento y mayor participación del sector privado.

La iniciativa apunta a ordenar y potenciar la inversión en infraestructura bajo un esquema que combine capital público, privado y social, alineado con objetivos de crecimiento económico y reducción de desigualdades.

La ley establece un marco integral para el desarrollo de proyectos estratégicos, incorporando herramientas como esquemas de participación mixta y Vehículos de Propósito Específico, con el objetivo de mejorar las condiciones económicas y financieras de las inversiones.

El decreto indica que se busca “regular los mecanismos de inversión que sirvan para fomentar el desarrollo y ejecución de proyectos de infraestructura pública estratégica” .

Además, la normativa llega en paralelo al impulso de obras de gran escala en el país, como el plan de expansión eléctrica de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), que incluye 138 líneas de transmisión y 249 subestaciones, con financiamiento mixto a través de Fibra E y obra pública, a subastarse entre lo que resta de 2026 y el primer semestre de 2027.

En esa línea, la nueva ley incorpora mecanismos que buscan facilitar la articulación entre el Estado y el capital privado, ya que, entre las principales herramientas se destacan los esquemas de participación mixta, que permiten que distintos actores intervengan en el financiamiento, desarrollo y operación de proyectos.

Según el decreto, estos podrán “participar de manera directa o indirecta conjuntamente con el sector privado o social” , compartiendo riesgos, costos y beneficios.

En paralelo, la ley impulsa la creación de Vehículos de Propósito Específico como instrumentos clave para canalizar inversiones, permitiendo estructurar financiamiento de forma más eficiente. El Gobierno de México señala que estos mecanismos buscan “generar una coordinación efectiva entre los sectores público, privado o social” .

Además, estos vehículos podrán acceder a mercados de capital mediante instrumentos bursátiles, lo que amplía las alternativas de financiamiento disponibles para proyectos estratégicos.

Otro punto relevante es la definición de infraestructura estratégica, que abarca sectores fundamentales para el desarrollo económico, incluyendo energía, transporte, agua y servicios sociales. En este sentido, el decreto establece que estas obras son esenciales para “garantizar la seguridad energética e hídrica y fortalecer la resiliencia productiva del país” .

La normativa también eleva los estándares para la evaluación de proyectos, que deberán demostrar viabilidad técnica, económica, financiera, ambiental y social antes de su aprobación. Esto busca asegurar que las inversiones no solo sean ejecutables, sino sostenibles en el largo plazo.

En este marco, se establece que los proyectos deberán acreditar “viabilidad técnica, económica, financiera, ambiental y social” , incorporando criterios más rigurosos en la selección de iniciativas.

A su vez, la ley deja en claro que estos mecanismos no implican automáticamente compromisos fiscales para el Estado, reforzando el principio de disciplina financiera. En ese sentido, se aclara que la normativa “no podrá interpretarse como fuente autónoma de asignación presupuestaria” .

Cabe recordar que el crecimiento del sistema eléctrico mexicano ya cuenta con una hoja de ruta definida, lo que refuerza la urgencia de fortalecer la infraestructura y sus esquemas de financiamiento.

Según el Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico 2025-2039, el país añadirá 19.954 MW en renovables y 5.000 MW en almacenamiento hacia 2030, con un 58% solar, 22% eólico y 20% en baterías, mientras que la CFE ejecutará el 69,2% del total.

Asimismo, la ley se enmarca en un modelo de desarrollo orientado a la prosperidad compartida, donde la infraestructura actúa como motor del crecimiento económico y la inclusión social. En este sentido, el Gobierno de México sostiene que los proyectos deberán “detonar el crecimiento económico y la prosperidad compartida” .

En este contexto, el debate sobre el futuro de la infraestructura y su financiamiento tomará un rol central en la agenda sectorial. Estas temáticas serán eje de análisis en el Future Energy Summit Mexico 2026, que se llevará a cabo el 19 de mayo en Ciudad de México, donde actores clave del sector público y privado abordarán los desafíos y oportunidades vinculados a la expansión del sistema energético, los nuevos esquemas de inversión y la ejecución de proyectos estratégicos.

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La Secretaría de Energía de Argentina extendió el cronograma de la licitación de baterías AlmaSADI, que busca adjudicar 700 MW de sistemas de almacenamiento stand-alone en distintos puntos críticos del país.

La prórroga, oficializada a través de la Circular N°1, será por dos semanas para todo el proceso, a la par que incorporan cambios relevantes en configuraciones técnica y señales económicas, 

De este modo, la presentación de ofertas y apertura de sobres A (propuestas administrativas y técnicas) se realizará el 27 de mayo (en lugar del 8/5 inicialmente previsto) y la apertura y evaluación de ofertas económicas (Sobres B) pasó al 24 de junio. Mientras que la adjudicación se trasladó al 8 de julio, reconfigurando el calendario original.

Según pudo averiguar Energía Estratégica, la extensión de los plazos responde a pedidos de posibles oferentes, a fin de que puedan preparar las propuestas de manera correcta y alcanzar ofertas más competitivas, en un proceso que además podría ampliarse hasta un 10% adicional según precios, localización y volumen de propuestas recibidas.

En FES Argentina: Gobierno no descarta aumentar hasta 10% la adjudicación de la licitación AlmaSADI

La Circular N° 1 también abarca rediseño de los puntos de conexión y la potencia disponible introduce un cambio estructural en la convocatoria. Si bien se sumaron 10 nodos críticos del Noreste Argentino (NEA) para reforzar el abastecimiento con baterías, se redujo la cantidad total de nodos propuestos y, por ende, la cuota por regiones pasó de 990 MW a 740 MW de capacidad.

Entre los nodos agregados y/o modificados se encuentran Villa Ángela, San Bernardo, Campo Largo, Resistencia Norte, La Leonesa, Bella Vista, Goya, Clorinda, Güemes, Laguna Blanca y Formosa, todos en niveles de 132 kV.

Sin embargo, la reducción responde a un factor técnico clave: las distribuidoras detectaron que los niveles inicialmente previstos superaban su capacidad para absorber carga en horarios de baja demanda, lo que obligó a recalibrar el diseño del proceso.

Señales económicas, operación y desafíos del sistema

Los proyectos deberán cumplir con requisitos técnicos exigentes, incluyendo una potencia de entre 10 MW y 150 MW, un máximo de 180 ciclos anuales y la obligación de garantizar suministro durante cuatro horas consecutivas en momentos críticos.

En tanto que desde el comienzo de la licitación AlmaSADI estableció un Valor Máximo de Adjudicación de USD 12.500 por MW-mes, lo que fija un techo claro para las ofertas y orienta las expectativas de inversión.

A su vez, el esquema incorpora ingresos adicionales a través de servicios complementarios. En particular, los sistemas deberán aportar al menos un 30% de su potencia a la Reserva de Potencia Frecuencial, con una remuneración de USD 5/MWh, lo que podría representar ingresos del orden de USD 845 por MW-mes bajo determinados escenarios operativos.

Y desde la propia Secretaría de Energía de la Nación aclararon que “para las condiciones establecidas en AlmaSADI, para programar un ciclo de carga y descarga la diferencia de costos deberá ser de al menos 10 USD/MWh”. 

En este contexto, también se habilitan esquemas de conexión más flexibles, incluyendo redes de media tensión y puntos intermedios de alta tensión, lo que amplía las alternativas técnicas pero exige acuerdos específicos con transportistas y distribuidores.

De esta manera, la actual convocatoria no solo redefine condiciones puntuales, sino que marca un paso decisivo hacia la integración estructural del almacenamiento en el mercado eléctrico local, aunque condicionado por los desafíos de infraestructura que aún persisten.

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La licitación de 1500 MW en Honduras se enfrenta a un desafío estructural que trasciende el volumen de contratación: lograr condiciones que permitan su financiamiento efectivo en un contexto de alta competencia regional y creciente exigencia de los inversionistas, donde el eje ya no pasa solo por adjudicar capacidad, sino por garantizar que los proyectos sean bancables.

El proceso ha incorporado ajustes relevantes, incluyendo la extensión de plazos hasta 2026 y la revisión de esquemas contractuales. Estos cambios reflejan una tensión entre avanzar rápidamente y corregir elementos que el mercado percibe como riesgosos, especialmente en un entorno donde el acceso al financiamiento depende de la calidad del diseño.

En ese sentido, el presidente de la Asociación Hondureña de Energía Renovable, Eduardo Bennaton, planteó: “corregir un diseño poco bancable puede ser positivo si el resultado final es un proceso más claro, más abierto y más financiable”, destacando la importancia de priorizar la calidad del proceso por sobre la velocidad.

El estándar que hoy exige el mercado internacional es claro y responde a cinco condiciones clave: contratos estables, garantías de pago sólidas, reglas regulatorias previsibles, certidumbre en infraestructura y una adecuada asignación de riesgos.

En particular, la robustez de las garantías se posiciona como un punto crítico. El esquema contempla respaldo soberano e instrumentos con banca multilateral, pero su claridad documental será determinante para la toma de decisiones, en un contexto donde la percepción de riesgo país sigue condicionando el apetito inversor.

A esto se suma la necesidad de definir con precisión las responsabilidades en materia de transmisión e interconexión. La falta de certidumbre en estos aspectos introduce riesgos no controlables para los desarrolladores, lo que puede traducirse en ofertas más caras o menor concurrencia en el proceso.

Presión regional y riesgo de perder competitividad

El proceso hondureño no se desarrolla en aislamiento, sino en un mercado regional cada vez más competitivo. Guatemala, por ejemplo, avanzó con su licitación PEG-5 bajo un esquema de subasta inversa que atrajo cerca de 4700 MW en ofertas frente a 1400 MW requeridos, con la participación de 51 empresas.

Este nivel de competencia generó señales de precios preliminares en torno a 101 USD/MWh, con una fuerte presencia de tecnologías renovables. El contraste expone el riesgo de que Honduras pierda velocidad relativa si prolonga la incertidumbre en su proceso licitatorio.

Bennaton advirtió sobre este punto: “Honduras sí corre el riesgo de perder velocidad relativa frente a Guatemala si prolonga demasiado la incertidumbre”, aunque también matizó que un ajuste oportuno puede fortalecer el resultado final.

En paralelo, el país avanza en discusiones regulatorias orientadas a modernizar el mercado eléctrico y atraer inversión. Entre los ejes se destacan la simplificación del marco contractual, la revisión de esquemas como el BOT y la posibilidad de avanzar hacia un mercado más abierto.

La apertura a grandes consumidores como nuevos offtakers aparece como una de las transformaciones más relevantes, ya que permitiría diversificar el riesgo actualmente concentrado en un único comprador y mejorar la estructura de financiamiento de los proyectos.

En esa línea, Bennaton sostuvo: “avanzar hacia un mercado más abierto y competitivo permite diversificar offtakers y reducir la concentración de riesgo”, alineando la evolución regulatoria con las necesidades del mercado.

El resultado de este proceso será determinante para el posicionamiento energético de Honduras en los próximos años. Más allá del volumen licitado, el verdadero indicador de éxito será la capacidad de atraer inversión bajo condiciones sostenibles y competitivas.

Un diseño sólido puede consolidar al país como destino de capital en energías renovables; en cambio, la prolongación de la incertidumbre podría profundizar la pérdida de atractivo frente a mercados vecinos.

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GameChange Solar acelera su estrategia de ingreso al mercado argentino con la expectativa de concretar sus primeros proyectos hacia finales de 2026, en un contexto que la compañía considera altamente favorable para el desarrollo solar.

“Argentina es una de las apuestas más grandes en el corto plazo”, afirmó el Director de Desarrollo y Negocios para Latinoamérica de la compañía, Juan González, durante una entrevista exclusiva en el marco de Future Energy Summit (FES) Argentina.

“Esperamos que a final de año podamos tener nuestro primer proyecto aquí en Argentina o un portafolio de proyectos consolidado”, señaló González, marcando el horizonte operativo de la empresa.

Mire la entrevista completa: https://www.youtube.com/watch?v=7igZ3c1BYTk

El desembarco en Argentina se enmarca dentro de una segunda ola de expansión internacional, luego de consolidar operaciones en mercados como India, Oriente Medio y Estados Unidos. Actualmente, Latinoamérica y Europa concentran el foco estratégico de crecimiento, con una base operativa ya desarrollada.

“Latinoamérica es una apuesta muy grande y tenemos la experiencia, el equipo local”, destacó el director regional, subrayando que la compañía ya cuenta con un track record relevante en la región .

Chile se posiciona como su principal mercado regional, con aproximadamente 1.5 GW de trackers instalados, mientras que Colombia presenta una estructura consolidada con proyectos en distintas etapas de desarrollo. A esto se suman cerca de 600 MW instalados en Centroamérica, lo que evidencia una presencia creciente en múltiples geografías clave.

El interés por Argentina responde a una combinación de factores estructurales que mejoran el atractivo del mercado para nuevas inversiones, en un contexto que la compañía define como particularmente favorable para su ingreso.

“Las condiciones particulares de Argentina se están dando”, sostuvo González, quien identifica un cambio en variables históricamente desafiantes para el desarrollo de proyectos .

En ese sentido, el ejecutivo detalló que “los grandes players están invirtiendo, las condiciones políticas se están dando y el acceso a divisas ha sido históricamente un tema”, lo que configura —según explicó— “una tormenta perfecta para que las condiciones se sigan dando” .

En este escenario, GameChange Solar busca posicionarse no solo como proveedor tecnológico sino como socio estratégico, acompañando a desarrolladores e inversionistas en la viabilidad de sus proyectos en el largo plazo.

“Queremos trabajar de la mano de los principales desarrolladores e inversionistas para dar viabilidad a sus proyectos”, afirma González, en línea con una estrategia que apunta a fortalecer su presencia tanto a nivel local como global .

El diferencial de la compañía se centra en la optimización del costo nivelado de la energía, uno de los principales indicadores de competitividad en proyectos utility scale. Para ello, la empresa desarrolla algoritmos que permiten maximizar la generación en condiciones complejas, como días nublados, terrenos irregulares o zonas con altos niveles de viento.

Este enfoque se complementa con soluciones competitivas en precio, de rápida instalación y con bajos costos de operación y mantenimiento, lo que refuerza su propuesta de valor en mercados donde la eficiencia técnica y financiera es determinante.

A nivel global, la compañía acumula 53 GW entregados y 14 años de trayectoria, consolidándose como uno de los principales actores del segmento de estructuras y trackers solares.

“Somos la tercera compañía más grande en temas de envíos a nivel global”, subrayó el ejecutivo, destacando la escala alcanzada por la firma en distintos mercados .

La empresa ya participa en megaproyectos en regiones como Oriente Medio y Norte de África, donde los desarrollos superan la escala de gigavatios, y busca trasladar esa experiencia al crecimiento en Latinoamérica.

“Queremos seguir interpolando toda esta experiencia en el mercado latinoamericano y seguir creciendo”, indica el director regional, marcando el rumbo de la compañía en la región .

Con este recorrido, el objetivo en Argentina es claro: consolidarse como un actor clave dentro del ecosistema solar, incrementando su participación en el mercado y fortaleciendo alianzas estratégicas.

“Queremos ser uno de los actores más claves en el mercado argentino”, concluyó González, quien proyecta una expansión sostenida en el país .

En un contexto de reconfiguración del sector energético argentino, la compañía busca capitalizar su experiencia global para posicionarse en uno de los mercados con mayor potencial de crecimiento de la región, con la expectativa de que 2026 marque el inicio de su consolidación en el país.

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ENGIE adquirió dos proyectos de almacenamiento de baterías a gran escala en Andalucía a la empresa Rolwind Renovables, con sede en Córdoba, España.

Los proyectos —Palmosilla (200 MW / 800 MWh en Tarifa, Cádiz) y Cerrillo (78 MW / 312 MWh en Álora, Málaga)— representan en conjunto 278 MW / 1.112 MWh de capacidad, lo que los convierte actualmente en los mayores desarrollos independientes de almacenamiento energético en España.

Está previsto que la construcción comience en 2027 y estos proyectos servirán como base para una nueva generación de activos de almacenamiento diseñados para apoyar la red eléctrica, mejorar la estabilidad del sistema y facilitar una mayor integración de energías renovables en el sistema energético.

Más allá de su escala, ambos proyectos, que inició de forma pionera la empresa andaluza Rolwind en el año 2022, incluirán condensadores síncronos, una tecnología esencial para proporcionar inercia al sistema y mejorar la estabilidad, seguridad y flexibilidad de la red eléctrica española.

En conjunto, Palmosilla y Cerrillo representan una inversión de más de 240 millones de euros entre 2026 y 2028, y han obtenido una subvención conjunta de 70 millones de euros del Fondo Europeo de Desarrollo Regional (FEDER).

Se espera que la construcción comience en la primera mitad de 2027, mientras que la entrada en operación está prevista a lo largo de 2028. De este modo, la compañía contribuye al objetivo de acelerar la transición energética en España mediante tecnologías maduras que tienen un impacto directo en la seguridad de suministro.

Loreto Ordóñez, CEO de ENGIE España, afirmó: “El acuerdo de adquisición de estos dos proyectos de almacenamiento vuelve a poner de manifiesto nuestro firme compromiso con las energías renovables y con el mercado ibérico. Además, nos permite reforzar nuestro posicionamiento en el segmento del almacenamiento, un pilar fundamental para consolidar la transición energética”.

Esta operación se alinea con el objetivo estratégico de ENGIE de alcanzar a nivel global 95 GW de capacidad instalada de energías renovables y almacenamiento para 2030, integrando todas sus capacidades para lograr la neutralidad de carbono en 2045.

Manuel Nevado, CEO de Rolwind Renovables, ha destacado que “desde el 2022 Rolwind ha apostado de forma pionera en España por los proyectos de almacenamiento con sincronismo. Hoy, las características de nuestro sistema eléctrico han confirmado la relevancia estratégica de esta tipología, debido a la flexibilidad, seguridad y estabilidad que aportan proyectos como Palmosilla y Cerrillo”.

Una presencia sólida y en crecimiento en Andalucía

Actualmente, ENGIE España gestiona 1,7 GW de capacidad renovable, cuenta con 90 MW en construcción y dispone de una cartera de desarrollo de 3,5 GW.

La adquisición de los proyectos de Tarifa y Álora se suma a otros hitos importantes de la compañía en Andalucía, como la puesta en marcha de los parques eólicos Cerro Cabello y El Patrón, en el municipio gaditano de Los Barrios, así como la gestión de las cuatro plantas solares que componen Séneca y Meridion, situadas en las provincias de Sevilla y Córdoba.

Al integrar soluciones de almacenamiento a gran escala, ENGIE refuerza su capacidad para apoyar la transición energética de España, garantizando una mayor seguridad de suministro y facilitando la integración eficiente de energías renovables variables en el sistema eléctrico.

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España atraviesa un punto de inflexión en el almacenamiento energético, con 61 proyectos en tramitación que suman 2420,1 MW durante el primer trimestre de 2026, según datos relevados por Energía Estratégica.

A nivel empresarial, el trimestre deja un mapa competitivo con fuerte concentración en pocos desarrolladores, tanto por número de proyectos como por potencia. BRUC Energy lidera en volumen con 295,8 MW distribuidos en 11 proyectos, seguido de cerca por Solaria, que acumula 283,5 MW en 13 proyectos, evidenciando una estrategia basada en modularidad y despliegue masivo.

En este contexto, también destacan Rolwind, con 277,6 MW, aunque sus proyectos Palmosilla y Cerrillo fueron adquiridos recientemente por Engie, marcando un movimiento relevante en la consolidación del mercado. A su vez, Saeta Yield concentra 259,4 MW en apenas dos proyectos, reflejando una apuesta clara por desarrollos de gran escala.

Por su parte, Repsol destaca con un único proyecto de 200 MW, uno de los mayores del trimestre. Mientras que, OPD Energy alcanza 177,4 MW en seis proyectos, e Iberdrola suma 175 MW en cinco iniciativas, consolidando su presencia en el segmento. 

El ecosistema se completa con otros actores relevantes como Ignis (68.6 MW), Galp (66 MW), SAMCA (10 MW), Naturgy (42.7) MW), Sungrow Renewable Energy Spain (55 MW), Tagenergy (100 MW) o Elawan (40 MW), que si bien presentan menor volumen individual, aportan diversidad y profundidad al pipeline en distintas regiones del país.

El análisis del tamaño de los proyectos evidencia dos estrategias claras: por un lado, una alta repetición de módulos de entre 20 y 40 MW, principalmente en carteras como las de Solaria o BRUC Energy; y por otro, proyectos de gran escala —superiores a 100 MW— liderados por compañías como Repsol, Rolwind o Saeta Yield. 

A nivel territorial, el desarrollo se concentra en regiones con alta penetración renovable, especialmente Castilla-La Mancha y Andalucía, que lideran ampliamente el pipeline con 21 y 16 proyectos respectivamente, donde la hibridación con parques fotovoltaicos existentes se posiciona como el modelo dominante. 

No obstante, el despliegue se extiende a otras comunidades autónomas relevantes como Comunidad Valenciana, Extremadura, Aragón, Castilla y León, Cataluña, Asturias y Madrid, donde también se registran proyectos en distintas fases de tramitación, aportando capilaridad y diversidad al desarrollo del almacenamiento en todo el territorio español.

Este crecimiento se da en paralelo a la convalidación del Real Decreto-ley 7/2026, que impulsa configuraciones híbridas entre solar y almacenamiento, facilita permisos de acceso más flexibles e incorpora al almacenamiento como eje central del sistema, incluyendo el desarrollo de bombeo hidráulico como tecnología estratégica.

En paralelo, el sector se encuentra a la espera de la definición del mercado de capacidad, actualmente en las últimas fases de tramitación ante la Comisión Europea, un instrumento clave que permitirá que el almacenamiento obtenga ingresos por los servicios que presta al sistema, aportando estabilidad y previsibilidad financiera a largo plazo.

Este avance regulatorio resulta determinante en un contexto donde el almacenamiento deja de ser un complemento y pasa a ser una necesidad estructural, en línea con los objetivos del PNIEC, que fija 22,5 GW a 2030, aunque desde el sector ya se advierte que el foco no está solo en la cifra, sino en el rol crítico que estas tecnologías tendrán para garantizar la seguridad y estabilidad del sistema eléctrico.

En cuanto al estado administrativo, el pipeline del primer trimestre refleja una clara concentración en fases iniciales de desarrollo, con un alto número de proyectos en tramitación ambiental o en proceso de información pública. Esto incluye solicitudes de autorización administrativa previa (AAP), autorizaciones de construcción (AAC) y evaluaciones de impacto ambiental, lo que evidencia que una gran parte de los 2,4 GW aún debe avanzar en el proceso regulatorio antes de su ejecución.

Al mismo tiempo, también se identifican proyectos que ya cuentan con Declaraciones de Impacto Ambiental (DIA) favorables o en fases más avanzadas, lo que anticipa que parte de esta cartera podría materializarse en el corto y mediano plazo.

En términos de configuración, la mayoría de los proyectos corresponde a esquemas de hibridación con plantas fotovoltaicas existentes, lo que confirma que el mercado prioriza maximizar el aprovechamiento de activos renovables. No obstante, comienzan a aparecer algunos desarrollos standalone, que anticipan una evolución hacia modelos más orientados a servicios de flexibilidad y mercado eléctrico.

Este cambio de paradigma no es aislado, sino que responde a una visión que el sector viene consolidando desde hace tiempo, donde el almacenamiento deja de ser un complemento y pasa a ser una necesidad estructural del sistema eléctrico.

En este sentido, cabe recordar que el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) adjudicó el año pasado 9,4 GWh de almacenamiento a distintos desarrolladores, marcando un hito en el impulso público a estas tecnologías y reforzando la percepción del sector sobre el “boom del almacenamiento”.

Recientemente, APPA Renovables aseguró que el sistema eléctrico español recibió 37 GW en nuevas solicitudes de acceso a la red para proyectos de almacenamiento, reflejando un volumen muy superior al actualmente en tramitación y confirmando el fuerte apetito inversor. Este dato refuerza la idea de que el almacenamiento no solo atraviesa un “boom”, sino que se consolida como uno de los segmentos más competitivos y estratégicos dentro del desarrollo renovable en España.

Así, el volumen registrado en el Q1 de 2026 no solo confirma esa tendencia, sino que muestra su aceleración, en un contexto donde la combinación de regulación, financiamiento y estrategia empresarial posiciona al almacenamiento como uno de los pilares centrales de la transición energética en España.

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México avanza en una transformación estructural de su mercado eléctrico con la publicación de nuevas disposiciones de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y los mecanismos de adquisición del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), que consolidan al almacenamiento como un activo clave para la confiabilidad del sistema.

Publicadas el 3 de abril de 2026, estas medidas responden a una creciente presión sobre la demanda eléctrica —impulsada, entre otros factores, por los data centers— y a limitaciones estructurales del sistema.

El nuevo esquema permite al CENACE adquirir Energía, Potencia y Productos Asociados tanto de centrales eléctricas como de sistemas de almacenamiento privados, configurando un modelo dinámico basado en pronósticos de demanda, condiciones climatológicas y contingencias operativas.

Claudio Rodríguez Galán, Co-Head Latin American Practice Group de DWF, apuntó: «Detectamos una flexibilidad administrativa interesante que busca coadyuvar los tiempos y requisitos que se requiere para obtener dicha Confiabilidad. Esta flexibilidad es obvia, necesaria y bienvenida».

Uno de los avances más relevantes es la incorporación de mecanismos de flexibilidad operativa, como la interconexión temporal y la figura de participante de mercado temporal, que permiten agilizar la entrada de nueva capacidad.

Según Rodríguez Galán, “se permite la obtención de interconexión temporal post registro de interés”, lo que reduce barreras iniciales para proyectos en desarrollo.

En paralelo, el nuevo modelo económico introduce el concepto de precio monómico, que integra todos los costos en una única oferta y redefine la lógica de ingresos de los proyectos.

Sin embargo, el nuevo marco también genera señales de alerta en materia de inversión, particularmente por la transferencia de riesgos hacia el sector privado. Rodríguez Galán advirtió que “existen elementos que pudieran afectar el apetito de Unidades de Centrales Eléctricas o Sistemas de Almacenamiento a participar”, lo que introduce incertidumbre en el desarrollo del mercado.

Entre los principales desafíos, se destaca la ausencia de incentivos como los Certificados de Energías Limpias (CELs), lo que limita el potencial de ingresos adicionales para los proyectos de almacenamiento.

A esto se suma un esquema contractual rígido que restringe la capacidad de gestionar riesgos macroeconómicos.

Según el ejecutivo, “un cambio de condiciones económicas, tipo de cambio o indisponibilidad de combustibles no pueden reclamarse como fuerza mayor”, lo que incrementa la exposición financiera de los desarrolladores.

El modelo también establece que el sector privado asume la totalidad de responsabilidades técnicas, legales y operativas, consolidando un esquema donde el riesgo recae casi exclusivamente en los inversionistas. En palabras del especialista, “los actos jurídicos y garantías están a cargo del privado, sin responsabilidad para el CENACE”, lo que redefine el balance riesgo-retorno del sector.

Adicionalmente, la exigencia de garantías cercanas a 100.000 pesos por MW y la fijación de precios únicos, fijos e invariables durante toda la duración contractual introducen rigideces que impactan en la bancabilidad de los proyectos.

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Perú se encamina a una segunda vuelta presidencial en un escenario de alta fragmentación política, si bien aún resta conocerse el resultado definitivo, las tendencias del escrutinio posicionan a Keiko Fujimori como principal candidata a avanzar, mientras Rafael López Aliaga aparece como el competidor mejor ubicado para acompañarla en la segunda vuelta.

Con el 52% de los votos contabilizados, la referente de Fuerza Popular alcanza el 16,95%, mientras Rafael López Aliaga de Renovación Popular (14,8%) y Jorge Nieto de Partido del Buen Gobierno (12,9%) mantienen una diferencia ajustada, según datos de la Oficina Nacional de Procesos Electorales (ONPE).

La dispersión del voto, en una contienda con 35 postulantes, confirma un escenario sin mayorías y traslada la definición al 7 de junio. En este contexto, no solo está en juego quién avanzará a la instancia final, sino también qué enfoque económico y energético logrará imponerse en la próxima administración.

Este panorama comienza a poner en primer plano las propuestas estructurales de los principales candidatos, donde la política energética gana relevancia como vector de desarrollo. La transición hacia fuentes limpias aparece en las agendas, aunque con diferencias marcadas en cuanto a alcance, velocidad y rol dentro del sistema eléctrico.

Renovables: expansión, regulación y cartera de proyectos en foco

Keiko Fujimori  tiene objetivos concretos para ampliar la participación de las energías renovables no convencionales. Su plan propone elevar su peso del 6% al 20% en la matriz eléctrica, impulsando el desarrollo de tecnologías solar, eólica, geotérmica y biomasa.

La candidata también reconoce un desafío estructural en la dependencia de combustibles importados. Actualmente, cerca del 75% del diésel consumido en el país proviene del exterior, por lo que su propuesta apunta a reducir esa proporción al 50%, combinando producción local con diversificación energética.

En paralelo, plantea avanzar en una Agenda Nacional del Hidrógeno Verde y acelerar la electrificación rural, especialmente en zonas de la Amazonía y la sierra donde persisten brechas de acceso. Este enfoque vincula la transición energética con objetivos de inclusión y desarrollo territorial.

Sin embargo, la hoja de ruta no excluye el fortalecimiento del sector de hidrocarburos. Entre sus iniciativas se destaca la promoción de nuevos proyectos de exploración y la creación de un Polo Energético del Norte, orientado a consolidar esa región como eje estratégico de generación y distribución.

Rafael López Aliaga también incorpora a las energías renovables dentro de su propuesta, aunque con un enfoque orientado a grandes desarrollos y exportación. Su plan prioriza el impulso de hidroeléctrica, solar y eólica, junto con la creación de polos de hidrógeno verde en el sur del país, particularmente en Arequipa y Moquegua.

Este esquema se complementa con un rol activo del gas natural dentro de la matriz energética. La estrategia plantea una transición progresiva, donde las renovables crecen en paralelo a fuentes de respaldo para garantizar estabilidad en el suministro.

Por su parte, Jorge Nieto introduce una visión centrada en el aprovechamiento del potencial territorial de los recursos renovables. Su enfoque destaca la alta radiación solar en las zonas altoandinas, proponiendo su uso como motor de desarrollo energético y productivo.

La propuesta vincula la generación eléctrica con iniciativas de desarrollo local y gestión de recursos, configurando un modelo descentralizado. En este esquema, las energías limpias cumplen un rol clave no solo en la matriz, sino también en la integración regional.

Más allá de las diferencias programáticas, uno de los puntos críticos para el sector será la reglamentación de la Ley 32249, una norma esperada por la industria para destrabar inversiones y otorgar mayor previsibilidad. Su implementación será determinante para acelerar proyectos y ordenar el marco regulatorio.

En paralelo, Perú cuenta con una cartera relevante de proyectos que reflejan el potencial de crecimiento del sector. Existe el compromiso de incorporar 13 plantas solares por 2.243 MW hacia 2028, mientras que el portafolio total asciende a 105 proyectos aprobados que suman 23.077 MW. Sin embargo, solo 15 cuentan actualmente con Concesión Definitiva de Generación, lo que evidencia los desafíos pendientes en materia de ejecución.

El sistema eléctrico parte de una base en expansión, aunque aún limitada en renovables no convencionales. Actualmente, la capacidad instalada alcanza 1.021,3 MW eólicos y 734,2 MW solares, con proyecciones que anticipan un crecimiento significativo hacia 2030, cuando se espera llegar a 2.861,5 MW fotovoltaicos y 1.641,6 MW eólicos.

Con un escenario electoral aún abierto, la definición del próximo gobierno será clave para transformar ese potencial en capacidad instalada real. La combinación entre señales regulatorias, ejecución de proyectos y condiciones de inversión determinará el posicionamiento de Perú en el mapa energético regional en los próximos años.

La entrada Perú rumbo a balotaje electoral: Fujimori lidera y sigue en disputa el segundo lugar ¿qué proponen en renovables? se publicó primero en Energía Estratégica.

360Energy redefine su estrategia de crecimiento con un pipeline enfocado en proyectos híbridos, autoconsumo y expansión internacional, priorizando flexibilidad y adaptación por sobre el volumen. 

La compañía avanza en esta nueva etapa con presencia activa apoyándose en su experiencia acumulada de casi 250 MW operativos en el mercado local y proyectos que superan los 150 MW en Brasil y México.

“Estamos en un proceso de internacionalización que lleva tiempo, energía e inversión”, afirma el gerente de Desarrollo y Tecnología de 360Energy, Juan Pablo Alagia durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Argentina.

En este contexto, la empresa busca capitalizar sus 15 años de trayectoria en Argentina para replicar modelos en otros mercados, donde las condiciones técnicas presentan similitudes. La expansión internacional, sin embargo, no responde a un modelo uniforme, sino a una adaptación constante a cada contexto regulatorio y comercial. 

“Se podría decir que en Brasil ya con un pie bastante firme. Es un mercado eléctrico mucho más maduro, con demanda creciente pero también con mucha competencia”, indicó el entrevistado. 

“Mientras que en México empezando a pisar, tratando de capitalizar lo que podemos, pero sobre todo con creatividad en cada etapa, en el diseño, tecnología, permitting, cuestiones regulatorias y en los canales de comercialización. Estamos enfocados en proyectos de hasta 20 MW, con un PPA firmado y una etapa de permitting que puede durar un año o año y medio”, agregó.

Mire la entrevista completa: https://www.youtube.com/watch?v=A5ibm-X-BO4

En este marco, el autoconsumo emerge como uno de los principales ejes del pipeline, tanto en Argentina como en los nuevos mercados. La compañía apunta a replicar este tipo de soluciones por su impacto en la estabilidad del sistema. 

Un ejemplo de esta línea es el desarrollo en Argentina para abastecer la demanda de la planta de Stellantis en El Palomar, que además incorpora almacenamiento con baterías, anticipando una tendencia que se profundizará en el corto plazo.

“Tenemos un departamento de tecnología que va desarrollando proyectos que salen un poco de lo convencional, siempre con la raíz en generación solar. Estamos convencidos que la solar es la industria primaria y está llamada a ser ese vector de transición, pero hibridando con baterías o hidroeléctricas”, sostuvo.

Incluso, la firma avanza con dos provincias argentinas para llevar a cabo un primer piloto de planta solar flotante, aunque aún hay procesos complejos y se encuentra en etapas iniciales; a la par que explora oportunidades vinculadas a los centros de datos, un segmento que demanda soluciones energéticas confiables y autónomas.

“Estamos hablando también de proyectos híbridos para data centers, algunas primeras conversaciones. Para los proyectos de data centers siempre tiene que ser una solución híbrida porque quieren depender lo menos posible de la red. Entonces, van parques solares y sistemas de almacenamiento de gran envergadura”, indicó el gerente de Desarrollo y Tecnología de 360Energy

En este punto, América Latina aparece como una región atractiva por sus recursos naturales, aunque con limitaciones estructurales en el acceso al financiamiento, pese al interés de este tipo de proyectos.

Hacia el tramo final de la estrategia, la compañía también evalúa su participación en licitaciones y subastas, aunque con una mirada más selectiva que en etapas anteriores. 

“Tuvimos una época donde fueron nuestro motor de crecimiento, pero ahora estamos evaluando cuál puede ser el mejor aporte de la empresa”, explicó aludiendo a la continuidad del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) y oportunidades vinculadas a iniciativas como la licitación AlmaSADI para 700 MW en nodos de Argentina..

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El sector de la energía solar en México continúa mostrando un crecimiento sostenido, impulsando la demanda de tecnologías más eficientes y adaptadas a las nuevas necesidades del mercado.

En este contexto, la empresa Growatt anunció su participación en RE+ México 2026, uno de los eventos más importantes de la industria energética en el país.

Durante el encuentro, que se llevará a cabo del 14 al 16 de abril en Expo Guadalajara, la compañía presentará su portafolio actualizado de soluciones para aplicaciones residenciales, comerciales e industriales. Estas propuestas integran tecnologías de última generación enfocadas en mejorar el rendimiento de los sistemas fotovoltaicos, optimizar la gestión energética y aumentar la rentabilidad de los proyectos.

La participación de Growatt en RE+ México también busca fortalecer su relación con clientes, distribuidores y socios estratégicos, además de compartir tendencias, avances tecnológicos y nuevas oportunidades dentro del mercado solar mexicano.

Asimismo, la empresa contará con la presencia de sus equipos de ventas, producto y servicio técnico en el Booth N30, donde brindarán asesoría especializada y atención a consultas técnicas durante los tres días del evento.

Con esta participación, Growatt continúa consolidando su presencia en México y su papel como actor relevante en la transición hacia un modelo energético más sostenible.

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Galp ha acordado adquirir una cartera de 351 MW de activos eólicos terrestres operativos ubicados en España a Helia, una empresa conjunta entre Plenium Partners y Bankinter Investment. Se espera que la transacción, con un valor patrimonial aproximado de 320 millones de euros, se complete durante el segundo trimestre de 2026, reforzando así la estrategia de crecimiento y diversificación de la compañía en el sector de las energías renovables en el mercado ibérico.

La cartera comprende 17 parques eólicos, ubicados en zonas con atractivos recursos eólicos, con una fecha media de inicio de operación comercial en 2009. Operando en condiciones de mercado y con un sólido historial operativo, los activos generan una media de aproximadamente 750 GWh al año.

Esta operación representa un paso significativo en la evolución de Galp como productor de energía renovable, permitiéndole equilibrar su cartera, hasta ahora dominada por la energía solar, con una mayor presencia en la producción de energía eólica. Con esta adquisición, la capacidad instalada de energía renovable de Galp alcanza los 2 GW, y la energía eólica representa ahora aproximadamente una cuarta parte de su producción total de energía renovable.

Esta transacción se alinea con la previsión de inversión neta de Galp para el periodo 2025-2026, fijada en un promedio de hasta 800 millones de euros anuales. Esta decisión estratégica refuerza la sostenibilidad de la trayectoria de crecimiento de la compañía en energías renovables, contribuyendo a una cartera más diversificada y resiliente.

«Esta adquisición refleja nuestra visión a largo plazo para las energías renovables: crecer de forma disciplinada, con activos de calidad, y construir una cartera más diversificada y resiliente. La complementariedad entre la energía solar y la eólica nos permite reducir la volatilidad, mejorar el perfil de producción y fortalecer la creación de valor sostenible», destaca Georgios Papadimitriou, vicepresidente ejecutivo de Energías Renovables de Galp.

La unidad de negocio de Energías Renovables de Galp se centra en el desarrollo, la construcción y la operación de activos de generación de electricidad renovable, con especial atención a la Península Ibérica. Galp es actualmente uno de los principales operadores ibéricos de energía solar fotovoltaica, con 1,7 GW de capacidad instalada en Portugal y España. Esta cartera se complementa con proyectos en construcción y desarrollo, así como con inversiones en almacenamiento e hibridación, que refuerzan la competitividad de la electricidad producida, reducen su intensidad de carbono y contribuyen a la resiliencia del sistema eléctrico.

Galp tiene más de 350 MW de proyectos solares y de almacenamiento de baterías en construcción, cuya puesta en marcha está prevista para finales de 2026. La empresa adapta continuamente su estrategia a la evolución del mercado, garantizando siempre la sostenibilidad económica de su cartera.

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La Unión Europea refuerza su estrategia energética con la designación de 235 proyectos transfronterizos bajo la nueva lista de Proyectos de Interés Común (PCI) y Proyectos de Interés Mutuo (PMI), priorizando su desarrollo en 11 corredores estratégicos y tres áreas temáticas clave de infraestructura.

En este marco, la cartera se estructura sobre una base tecnológica diversificada, que incluye:

• 113 proyectos de electricidad, offshore y smart grids
• 100 proyectos de hidrógeno y electrolizadores
• 17 proyectos de transporte de CO₂
• 3 iniciativas de redes inteligentes de gas
• 2 proyectos de interconexión gasista ya existentes (Malta y Chipre)

Esto refleja que la transición energética europea se apoya simultáneamente en electrificación, nuevas moléculas y digitalización de redes.

El reglamento establece una distinción central entre dos categorías: los PCI, orientados a interconectar redes dentro del bloque, y los PMI, desarrollados junto a terceros países, ampliando el alcance energético europeo más allá de sus fronteras.

Hidrógeno, eólica offshore y almacenamiento

En este esquema, el hidrógeno verde se posiciona como uno de los vectores centrales para la integración energética europea, con 100 proyectos que abarcan producción, transporte, almacenamiento y uso industrial a escala continental.

Entre los desarrollos más relevantes destacan:

• El corredor Portugal–España–Francia–Alemania (BarMar)
• Valles de hidrógeno entre Francia y Alemania (RHYn y Mosahyc)
• Infraestructura troncal en Países Bajos, Bélgica y Alemania
• Electrolizadores en España (Huelva, Asturias, Galicia), Francia y Dinamarca

Este despliegue permite descarbonizar sectores difíciles de electrificar y avanzar hacia un mercado energético basado en moléculas limpias, donde el hidrógeno verde actúa como vector de integración entre países.

Cabe recordar que España viene consolidando su posicionamiento en hidrógeno verde, impulsando mecanismos de apoyo como su primera subasta nacional, que movilizó 126 millones de euros para acelerar proyectos vinculados a esta tecnología.

A esto se suma un componente cada vez más relevante: el almacenamiento energético mediante hidroeléctrica de bombeo, con múltiples proyectos distribuidos en Europa:

• España: Aguayo II, CHR IRENE, PSP CONSO II
• Alemania: RIEDL, WSK PULS
• Italia: Villarosa, Favazzina, Serra del Corvo
• Irlanda, Austria y Europa del Este

En paralelo, la eólica offshore se posiciona como uno de los pilares estructurales del sistema, con proyectos de conexión e interconexión distribuidos principalmente en el norte y oeste de Europa.

Entre ellos se destacan:

• Francia, con múltiples conexiones offshore (Centre Manche 1 y 2, Fécamp, Golfo de León, Bretaña)
• Bélgica–Dinamarca (Triton Link)
• Alemania–Países Bajos, mediante interconectores híbridos
• Dinamarca–Alemania, con el hub energético Bornholm Energy Island

Estas infraestructuras permiten integrar generación eólica marina a gran escala y conectar mercados eléctricos, especialmente en el Mar del Norte y el Báltico.

En paralelo al desarrollo de nuevas tecnologías, la electrificación del sistema se apoya en la expansión, digitalización y conexión de redes eléctricas entre países, consolidando una infraestructura cada vez más integrada a escala europea.

Entre los proyectos más relevantes destacan:

• Portugal–España–Francia (Beariz–Fontefría–Ponte de Lima)
• España–Francia (Biscay Gulf)
• Francia–Irlanda (Celtic Interconnector)
• Italia–Córcega–Cerdeña (SACOI 3)

A su vez, los proyectos de redes inteligentes (smart grids) buscan mejorar la flexibilidad, digitalización y capacidad de integración renovable en países como Bulgaria, Rumania, Hungría, Eslovaquia y República Checa.

La inclusión de estos proyectos en la lista de PCI y PMI habilita acceso a financiamiento europeo a través del Connecting Europe Facility, al tiempo que permite acelerar procesos de permisos mediante una mayor coordinación entre Estados miembros.

Sin embargo, el nuevo marco también eleva los estándares de selección, ya que todos los proyectos fueron evaluados bajo un criterio obligatorio de sostenibilidad, avanzando únicamente aquellos que demostraron contribuciones significativas en este ámbito.

En paralelo, la Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de Energía (ACER) validó la coherencia de los criterios y los análisis costo-beneficio, reforzando la solidez técnica del proceso.

No obstante, la inclusión en la lista no implica aprobación automática, dado que cada iniciativa deberá cumplir con la legislación ambiental vigente y completar sus procesos de autorización a nivel nacional.

De esta manera, la Unión Europea no solo acelera la ejecución de infraestructura crítica, sino que redefine su modelo energético hacia uno más integrado, flexible y resiliente, posicionando a las redes y a las nuevas tecnologías como pilares complementarios de la transición.

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La energía eólica en Argentina atraviesa una etapa de transición marcada por la madurez tecnológica y cambios regulatorios, según la visión de Fernando Errea, regional sales executive de Goldwind Argentina. 

Con más de una década de presencia en el país, activos operativos desde 2020-2021 y más de 700 MW en contratos en Argentina, la compañía observa un escenario donde el sector ingresa en una nueva fase tras la desregulación del mercado a partir de la Res. SE N° 400/25.

“Es un momento de transición en el cual nadie espera que en 4 meses las renovables y la eólica en general puedan competir enseguida y adaptarse a las nuevas señales de competencia con el resto de las tecnologías. Pero sí la madurez que tenemos hoy día, y el desarrollo tanto de los proveedores locales como de la tecnología eólica en general, permite ser competitivos”, sostuvo Errea durante FES Argentina. 

Uno de los principales factores que explican la competitividad de la eólica es la evolución tecnológica de los últimos años, que permitió expandir el desarrollo hacia zonas antes consideradas marginales.

Reviva el primer día de Future Energy Summit Argentina 2026: https://www.youtube.com/watch?v=rIfbzoRGgxU

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Solis, uno de los tres principales fabricantes globales de inversores solares y proveedor líder de soluciones premium de almacenamiento de energía, presentará sus últimas innovaciones en RE+ México 2026, que se llevará a cabo del 14 al 16 de abril en Expo Guadalajara.

En la exposición, Solis destacará soluciones avanzadas de almacenamiento de energía tanto para aplicaciones residenciales como comerciales e industriales (C&I), demostrando cómo las tecnologías de almacenamiento integradas permiten sistemas energéticos más resilientes, flexibles y descentralizados en América Latina.

EverCore ESS: Diseñado para la simplicidad, construido para durar

EverCore representa el enfoque de próxima generación de Solis para el almacenamiento de energía C&I, construido alrededor del inversor híbrido C&I cuatro en uno de 125 kW como su plataforma central de potencia. Centrado en una arquitectura AC/DC separada, EverCore ofrece integración flexible del sistema, mayor seguridad y mantenimiento más sencillo. El sistema gestiona inteligentemente el flujo de energía, asegurando que la energía se entregue eficientemente donde más se necesita.

El portafolio EverCore incluye configuraciones de 100 kWh, 120 kWh y 261 kWh, compatibles con la integración fluida con sistemas solares fotovoltaicos, redes eléctricas y generadores de respaldo.

Las características clave incluyen:

• Arquitectura separada de AC y DC que aísla los sistemas de batería y electrónica de potencia, mejorando la seguridad, la flexibilidad de instalación y la capacidad de servicio.
• Inversor híbrido integrado cuatro en uno de 125 kW, que combina PV, PCS, STS (conmutación conectado a red/aislado) y EMS en un único sistema de control probado en fábrica, ofreciendo mayor estabilidad y despliegue más rápido.
• Diseñado para todos los entornos, con gestión térmica optimizada que incrementa el flujo de aire entre celdas, mejora la estabilidad térmica y la vida útil de la batería, manteniendo una arquitectura simple y confiable refrigerada por aire.
• Diseñado para facilitar el mantenimiento y reducir costos operativos, disminuye el consumo energético, simplifica el mantenimiento y reduce costos frente a sistemas refrigerados por líquido.
• Protección de seguridad de sistema de triple capa que proporciona protección de 15 niveles, permite detección precisa y protección basada en software, y garantiza aislamiento de hardware multinivel.
• Plataforma de software abierta con amplia compatibilidad que permite la integración con sistemas externos de gestión energética, plataformas VPP y optimización dinámica de tarifas.

Almacenamiento de Energía Residencial: Gestión inteligente de energía para el hogar

Junto con sus soluciones C&I, Solis presentará su portafolio de almacenamiento de energía residencial, incluyendo baterías IntelliHome montadas en pared/suelo (5–16 kWh) y baterías apilables FlexHome (5–40 kWh). Estas soluciones ayudan a los propietarios a lograr independencia energética, respaldo confiable y optimización de ahorro a largo plazo.

Las ventajas clave incluyen:

• Arquitectura integral de seguridad con celdas de batería premium, sistemas de protección multicapa y un BMS desarrollado internamente que garantizan alta confiabilidad y seguridad operativa.
• Diseñado para gran durabilidad con celdas grado A+, configuración de 100 Ah, diseño flexible en serie/paralelo, protección IP66 + C5M y calefacción integrada para un desempeño seguro y duradero.
• Ecosistema energético integrado que cuenta con plataforma estándar de 51.2 V, monitoreo unificado con actualizaciones remotas, modos de operación adaptables y compatibilidad con bombas de calor SG-ready y cargadores para vehículos eléctricos.
• Diseño optimizado para instaladores que permite la instalación simplificada, puesta en marcha rápida, configuración en paralelo sencilla y fácil escalabilidad.
• Capacidades de alto desempeño, tasa de descarga 1C, hasta 160% de potencia PV utilizable, entrada PV de 21 A, conmutación a red <10 ms y capacidad de sobrecarga del 200%.
• Inteligencia impulsada por IA (Solis AI) la cual mejora la gestión energética mediante optimización dinámica de tarifas, carga basada en clima, adaptación al comportamiento, peak shaving y control de restricciones de red a través de SolisCloud.

Apoyando la transición energética de México

México continúa siendo uno de los mercados solares más dinámicos de América Latina, impulsado por el crecimiento de la generación distribuida y la creciente adopción del almacenamiento de energía.

Según Grand View Research, se espera que el mercado de sistemas de almacenamiento de energía en baterías en América Latina crezca de aproximadamente USD 889.9 millones en 2024 a más de USD 6.3 mil millones para 2030, lo que representa una tasa de crecimiento anual compuesta cercana al 40%, destacando la rápida expansión de la demanda de soluciones de almacenamiento en la región.

Al presentar soluciones residenciales y C&I en RE+ México, Solis refuerza su compromiso a largo plazo con la región, ayudando a sus clientes a:

• Mejorar la confiabilidad y resiliencia energética
• Optimizar costos energéticos ante tarifas fluctuantes
• Acelerar la adopción de energías renovables
• Avanzar en la digitalización de la gestión energética

Solis está expandiendo sus alianzas locales, soporte técnico y participación en el mercado para apoyar la transición energética en América Latina.

Vive la experiencia Solis en RE+ México 2026

Solis invita a socios, instaladores y profesionales de la industria a visitar el stand K30 en Expo Guadalajara del 14 al 16 de abril de 2026 para conocer las últimas soluciones de almacenamiento de energía:

• FlexCore y EverCore — demostración en vivo para almacenamiento C&I, de 4:00 a 5:00 PM
• Soluciones de Almacenamiento Residencial — integración plug-and-play con inversores híbridos Solis, de 12:00 a 1:00 PM
• Interacción directa con expertos de Solis — perspectivas técnicas y de mercado a nivel global y regional

Esta exhibición destaca el portafolio en expansión de almacenamiento de energía de Solis y subraya el compromiso de la empresa de apoyar a sus clientes a lo largo de todo el ciclo de vida del proyecto, desde el diseño e instalación hasta la operación y optimización a largo plazo.

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La Asociación Brasileña de Soluciones de Almacenamiento de Energía (ABSAE) expresó su profunda preocupación por la interrupción, una vez más, de la deliberación de la Consulta Pública (CP) 39/2023 por parte de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), que trata sobre la regulación del almacenamiento de energía en el país.

Los sistemas de almacenamiento de energía, incluidas las baterías, son fundamentales para abordar las crisis que enfrenta el sector eléctrico brasileño: i) inflexibilidad de la generación y la demanda; ii) recortes de más del 20 % de la energía renovable eólica y fotovoltaica, lo que compromete la eficiencia operativa de las centrales hidroeléctricas; iii) riesgo de escasez de energía para satisfacer la demanda máxima nocturna; iv) aumento acelerado de los cargos y las tarifas energéticas.

La Agencia inició su análisis del marco regulatorio para el almacenamiento hace 7 años, en 2019. En agosto del año pasado, se inició la deliberación sobre la regulación. Durante la solicitud de revisión del Director Fernando Mosna, se publicó la Ley 15.269/2025, que fue analizada por el área técnica y por la votación de revisión, la cual comenzó a leerse y debatirse el 13/03/2026.

El pasado 7 de abril se reanudó el debate, luego del análisis del departamento legal y la presentación de una votación exhaustiva por parte del Director Mosna. Sin embargo, el debate se vio interrumpido por una nueva solicitud de revisión del director Willamy, mientras que el director general de ANEEL, Sandoval Feitosa, sugirió reabrir el período de consulta pública sobre el tema.

En su alegato oral, ABSAE reconoció el esfuerzo y la dedicación del personal técnico de la Agencia y felicitó a los directores Fernando Mosna y Gentil Nogueira por sus votos.

Si bien solicitar una revisión es un derecho del miembro del consejo, es importante destacar que el proceso está consolidado y ha sido seguido paso a paso por todo el consejo, lo que dificulta comprender el motivo de nuevas demoras.

La regulación integral de la materia es fundamental para que las inversiones avancen y superen la fase experimental, especialmente en el uso del almacenamiento en proyectos de generación de energía renovable o de forma autónoma.

“No existe justificación técnica para más demoras. El almacenamiento de energía ha sido estudiado por ANEEL desde 2019, ya se han realizado discusiones al respecto en tres ocasiones y se ha recibido un dictamen de la Fiscalía Federal sobre ANEEL, que disipó las dudas de todos los directores», afirmó Fabio Lima, director ejecutivo de ABSAE.

«Retomar el proceso a la fase de consulta pública en este momento causaría un daño irreparable al sector eléctrico brasileño. Confiamos en que la Agencia, fiel a su espíritu pionero, avanzará rápidamente en este asunto”, agregó.

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Un sistema solar sobre techo instalado en la planta de manufactura de soluciones de envolvente para edificios de ISOCINDU, en Silao, Guanajuato, está ayudando a abastecer las operaciones de la empresa, al tiempo que demuestra cómo una tecnología de fijación ligera puede hacer posible la energía solar en techos con panel metálico aislado (IMP).

Los IMP son ampliamente utilizados en instalaciones de manufactura industrial, pero pueden presentar desafíos para la instalación solar sobre techo debido a su ligera estructura. El proyecto utilizó una solución de fijación solar sin rieles de S-5!, fabricante global de sistemas de fijación diseñados para techos metálicos.

ISOCINDU, fabricante mexicano de IMP utilizados en construcción industrial y comercial, implementó este proyecto solar sobre techo como parte de sus iniciativas continuas de sostenibilidad para mejorar la eficiencia energética y reducir las emisiones de carbono.

Diseñado con ingeniería e instalado por el contratista EPC COREY ENERGY, el sistema está conformado por 863 módulos solares de 585 W cada uno, junto con seis inversores trifásicos SMA de 62 kW, lo que da como resultado una capacidad instalada total de 504.86 kWp en corriente directa (375 kW en corriente alterna). Se espera que el sistema genere aproximadamente 909,000 kWh de electricidad al año, suministrando alrededor del 88% de la demanda eléctrica de la planta.

El proyecto refleja la creciente adopción de energía solar sobre techo entre los fabricantes industriales en México, a medida que las empresas buscan gestionar sus costos de energía y reducir sus emisiones de carbono.

El arreglo solar está fijado sobre el techo IMP trapezoidal de 4 nervaduras de la planta con la solución de fijación solar sin rieles PVKIT® de S-5!, en combinación con el Protea™ Bracket, lo que permite la fijación directa a las nervaduras del panel de techo. Para ayudar a minimizar la carga adicional sobre la estructura del techo, COREY ENERGY seleccionó el sistema de fijación solar sin rieles PVKIT de S-5!, el cual elimina la necesidad de rieles tradicionales y reduce el peso total del sistema de fijación.

Consideraciones estructurales
La planta de ISOCINDU fue diseñada originalmente para soportar únicamente la carga requerida del techo; la incorporación de un sistema solar nunca formó parte del diseño inicial. Al evaluar el peso adicional del sistema FV, el equipo de mantenimiento determinó que sería necesario reforzar la estructura del techo para soportar los paneles solares y garantizar una instalación segura.

Como fabricante de techos metálicos, ISOCINDU dio alta prioridad tanto a la funcionalidad como a la estética del sistema instalado. Un ingeniero estructural confirmó que el techo existente no podía soportar el peso de un sistema FV tradicional con rieles. Sin embargo, si se utilizaba un sistema sin rieles, solo sería necesario un refuerzo mínimo. El sistema de S-5! surgió como la solución ideal gracias a su diseño ligero, su desempeño estructural y su apariencia limpia y de bajo perfil.

Enfoque de instalación
De acuerdo con el equipo del proyecto, el sistema solar sin rieles PVKIT simplifica la instalación al utilizar menos componentes que los sistemas convencionales con estructura, mientras mantiene una fijación segura al techo metálico.

Para ISOCINDU, el proyecto demuestra cómo la energía solar sobre techo puede integrarse en instalaciones industriales al tiempo que reduce la dependencia de la red eléctrica.

“La planta de ISOCINDU presentó un reto único para la instalación de paneles solares: encontrar un sistema de fijación que no añadiera peso excesivo y que pudiera adaptarse a la altura del perfil del panel ISOCOP,” comentó Frank Armas, Project Manager de ISOCINDU. “Después de probar distintas opciones de fijación, incluidos los rieles tradicionales, fue la flexibilidad y versatilidad del sistema de S-5! lo que marcó la diferencia.”

Acerca de S-5!
Fundada por un reconocido experto en techos metálicos, S-5! ha sido la autoridad líder en soluciones de fijación para techos metálicos desde 1992. Las abrazaderas sin perforación y brackets de por vida de S-5! permiten fijar prácticamente cualquier cosa a la mayoría de los tipos de techos metálicos, manteniendo la integridad del techo y sus garantías. Fabricadas en Estados Unidos, las soluciones de S-5! están diseñadas para una amplia variedad de aplicaciones sobre techo y hoy están instaladas en más de 3 millones de techos metálicos, incluidos 10 gigawatts de energía solar sobre techo en todo el mundo, ofreciendo resistencia y durabilidad como nunca antes. Para más información, visite es.s-5.com.

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Future Energy Summit (FES) Caribe 2026 se consolidará nuevamente como uno de los principales espacios de discusión energética en América Latina, en un momento donde República Dominicana atraviesa definiciones estructurales que impactarán directamente en su sistema eléctrico. 

La quinta edición del evento, a realizarse el 20 y 21 de abril en Santo Domingo, reunirá a desarrolladores, utilities, financiadores, proveedores tecnológicos y autoridades en un contexto de alta actividad. El encuentro podrá verse en vivo a través del canal oficial de Youtube de Future Energy Summit. 

¿Por qué? El principal eje del año energético en Dominicana es la licitación EDES-LP-NGR-01-2025, que recibió ofertas por más de 1500 MWp y casi 1300 MWh para los 600 MW de generación renovable con almacenamiento en baterías (BESS) inicialmente previstos. 

ENTRADAS DISPONIBLES

La concesión está prevista entre el 27 de abril y el 5 de mayo, mientras que la firma de contratos sería el 22 del mismo mes. Por lo que este escenario confirma el interés del mercado, pero también plantea desafíos en términos de selección de proyectos y previsibilidad regulatoria.

En paralelo a la subasta, el país estableció un marco técnico obligatorio para sistemas BESS, que permite a la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) incorporar BESS sin tener que reformar leyes, al mismo tiempo que trabaja en regulaciones más amplias que permitan ordenar su desarrollo.

Dicha necesidad de estas definiciones se vincula con la confiabilidad del sistema eléctrico, que en los últimos meses evidenció fragilidades tras apagones masivos, incluidos el colapso del SENI por fallas en Punta Catalina y el mayor blackout registrado en el país desde 2015. Estos episodios aceleraron la agenda técnica y regulatoria.

ENTRADAS DISPONIBLES

Por otra parte, la ETED abrió formalmente el mercado a la inversión privada con el lanzamiento de una manifestación de interés para 1200 MWh en sistemas de baterías, lo que determina el asentamiento de la tecnología en las tierras dominicanas.

Este sólido crecimiento del sector se fundamenta en una base ya establecida, con 80 proyectos que totalizan 2700 MW de energía renovable en funcionamiento. 

Las proyecciones indican un aumento significativo, esperando alcanzar casi 2 GW de energía solar para 2027. Asimismo, se están impulsando activamente iniciativas de integración regional, como la interconexión con Puerto Rico, la cual podría aportar hasta 700 MW adicionales.

Perfiles clave que liderarán el debate 

El peso de FES Caribe también se refleja en la calidad de los perfiles confirmados, con una fuerte presencia del sector público dominicano, ya que participarán referentes clave como la viceministra de Energía y Transición Energética, Betty Soto, junto al Director Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Edward Veras, y Charly de la Rosa, también desde la CNE.

A nivel corporativo, el evento reúne a empresas que hoy lideran el desarrollo tecnológico y de proyectos en el sector energético, con una destacada participación de Sungrow a través de Gonzalo Feito y Héctor Núñez, consolidando la presencia de uno de los actores más relevantes a nivel global.

A ellos se suman referentes del segmento de estructuras como Óscar Rubio (SL Rack) y Ángel Alegría (Schletter), junto con ejecutivos vinculados al almacenamiento y tecnología como Luis Castillo (SolaX Power), Víctor San Román (Pylontech) y Ricardo Garro (CATL).

El ecosistema se completa con actores clave en financiamiento, desarrollo y gestión de riesgos, entre ellos Katherine Rosa (Jiménez Peña Advisors) y Antonio Arauz (CIFI), mientras que Vivian Acra (Marsh) y Walter Vargas (FMO) aportan la visión desde seguros e inversión.

ENTRADAS DISPONIBLES

También participarán perfiles con experiencia directa en ejecución de proyectos, como María Esparza (ACCIONA) y Alfonso Rodríguez (Soventix / ASOFER), reforzando la mirada práctica sobre el despliegue de iniciativas.

La convocatoria se amplía a nivel regional con la presencia de compañías como JA Solar, Gotion, TCL Solar y Antai, representadas por ejecutivos como Ignacio Mesalles, Juan Maisterra, Gerardo Hernández y Juan Manuel Rivarola. A esto se suman perfiles como Camille Cruz (FlexGen) y Tirso Selman (Caribbean Transmission Development), vinculados a soluciones avanzadas y desarrollo de infraestructura.

El respaldo de compañías líderes como Sungrow, Huawei, CATL, JA Solar, SolaX, Pylontech, Aggreko, CIFI, Marsh, FMO, EGE Haina y Acciona, entre otros partners, confirma el interés del sector en posicionarse en el Caribe, reflejando un mercado cada vez más competitivo y atractivo para nuevas inversiones.

En este escenario, FES Caribe funciona como un punto de convergencia donde se ordena el debate energético del país, alineando intereses públicos y privados en torno a los principales desafíos: licitaciones, regulación, financiamiento e infraestructura.

La coincidencia entre los tiempos del evento y las definiciones clave del mercado refuerza su rol estratégico, en un año donde no solo se decide qué proyectos avanzan, sino bajo qué condiciones operará el sistema eléctrico en los próximos años.

ENTRADAS DISPONIBLES

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El pasado miércoles se realizó el Virtual Summit de Energía Estratégica, evento que reunió a referentes del sector solar y almacenamiento para analizar el presente y las perspectivas del mercado en Latinoamérica.

Marcos Donzino (JA Solar), Miguel Covarrubias (Jinko Solar), Ángela Castillo (Black & Veatch) y Juan Fernando Ramos (Ventus), abordaron la situación actual del sector durante el primer panel debate y uno de los temas centrales fue el fuerte impacto del precio de los módulos en la industria fotovoltaica.

Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM de JA Solar, aseguró que entre los últimos tres y cuatro meses aumentó un 40% el valor de los paneles, generando un cambio abrupto en la dinámica de costos y en la evaluación de los proyectos en la región.

“Se pusieron en juego tres factores. Uno de ellos fue el cambio impositivo. El otro es el de la suba de los costos de las materias primas también que se dio a nivel global en toda la industria. Y también la reducción de la capacidad de producción de todos los fabricantes”, explicó el ejecutivo.

Reviva el Energía Estratégica Virtual Summit: https://www.youtube.com/watch?v=w1RX_HH0yMU&t=1318s

Cabe recordar que China eliminó el reembolso del impuesto al valor añadido (IVA) a las exportaciones de productos fotovoltaicos a partir del 1 de abril de 2026, una medida que ya comenzó a regir y que marca un punto de inflexión en los precios globales del sector.

Este beneficio fiscal, que había sido reducido previamente del 13% al 9% para obleas, células y módulos, fue completamente retirado, reforzando la presión sobre los costos.

A este escenario se generó un fenómeno que profundizó el impacto y presionó la cadena de suministro: la avalancha de pedidos anticipados en el primer trimestre del año.

En ese sentido, el director de Ventas para Latinoamérica en Jinko Solar, Miguel Covarrubias, señaló: “Si bien el cambio impositivo y técnicamente partió el primero de abril, nos empezó a remover desde principios de enero. Nos dio tiempo también a nosotros como fabricantes y a los clientes de lo que llamaba un poco el rush de Q1. Fue un poco una locura de todos tratando de hacer un pedido antes de que entrara en vigencia el cambio normativos”.

La era del panel «ultra barato» llega a su fin: se espera una suba de hasta 15% en 2026 tras el ajuste fiscal en China

El ejecutivo agregó que este contexto también implicó un impacto directo en los costos, aunque con efectos mixtos: “claramente este 9% adicional que tienen los módulos ha impactado en el precio. Hay un impacto en el capex, pero en gigawh generados también hay un impacto positivo”, destacando la mejora en eficiencia como parte de la respuesta del sector .

Por su parte, Donzino advirtió que el impacto no solo fue técnico sino también financiero: «Antes veníamos con variaciones que iban del 1 2% 5% que si bien pegaban en el en el Capex, una suba de 40% en 3 meses, sí que era algo que nadie se lo esperaba. Por eso tuvieron que reevaluarse todos los proyectos sin dudarlo”.

«Se apresuraron todas las compras para marzo, lo que también saturó la capacidad de producción de todos los fabricantes antes de abril. Hay un cuello de botella donde todos estaban peleando por la línea de producción, subieron los precios y todos querían comprar lo antes posible por miedo a que siga subiendo. Pero ahora, lo que sigue del año es ver cómo estabiliza», agregó el ejecutivo de JA Solar.

Del CAPEX al valor: un cambio estructural en el mercado solar

Más allá del impacto inmediato en costos, el panel dejó en claro que este escenario aceleró un cambio en la forma de analizar los proyectos solares en la región, ya que la discusión ya no se limita únicamente al CAPEX, sino que comienza a centrarse en la capacidad de los activos de sostener su desempeño en el tiempo.

«La pregunta ya no es solo cuánto cuesta construir un proyecto fotovoltaico, sino qué tan capaz es ese proyecto de sostener su desempeño económico bajo condiciones reales de operación”, subrayó Ángela Castillo, la directora de Desarrollo de Negocios en Black & Veatch, aludiendo a que se debe tener en cuenta variables como restricciones de transmisión, curtailment y cumplimiento de contratos.

La ejecutiva profundizó que este cambio implica incorporar variables que antes no eran determinantes desde etapas tempranas del desarrollo, como los perfiles horarios de generación, la capacidad real de despacho y la posibilidad de integrar baterías o soluciones híbridas.

“El proyecto solar más exitoso no es el que se logra construir a un menor costo, sino el que logra sostener su valor en operación durante toda la vida útil del contrato PPA”, advirtió Castillo.

Este cambio de enfoque también responde a nuevas exigencias del mercado, particularmente en los contratos de compraventa de energía (PPAs), que hoy demandan mayor previsibilidad y adaptación a perfiles horarios específicos. En este contexto, el desarrollo de soluciones más integrales y una ingeniería más temprana comienzan a ganar protagonismo.

Desde el lado de la ejecución, el gerente comercial en Ventus, Juan Ramos, explicó que el mercado presenta dinámicas diferenciadas según el país, con esquemas donde conviven licitaciones y PPAs privados.

Una de las oportunidades concretas está en Guatemala, donde “se viene una oportunidad de construir estos 1500 MW que ya tienen el PPA”, así como mercados como Colombia, donde ambos modelos se complementan .

Además, el ejecutivo detalló el posicionamiento regional de la compañía, con fuerte presencia en Uruguay —su casa matriz— y crecimiento en Colombia, donde ya alcanzan cerca de 1000 MW en construcción.

A ello se debe agregar que la compañía se expande a Centroamérica y el Caribe, con actividad en Guatemala, Honduras, Costa Rica y República Dominicana, además de proyectos en Ecuador y Perú, evidenciando una estrategia diversificada según el ciclo de cada mercado.

¿Qué rol ocupa el storage? «Los requerimientos de un PPA hoy no solo te piden energía en horario solar, sino también fuera de ese horario”, develó Covarrubias de Jinko Solar, consolidando el avance del almacenamiento en la región .

«Vemos escenarios muy claros en Argentina, algo más incipiente Colombia, México y Brasil”, complementó evidenciando una rápida regionalización del storage como complemento del negocio solar.

Por su parte, Donzino destacó que desde JA Solar ya se observan oportunidades concretas para el almacenamiento en la región, tanto en proyectos utility como en el segmento comercial e industrial, con especial interés en mercados como Argentina y Brasil, donde comienza a crecer la demanda por este tipo de soluciones.

Hacia el cierre, los speakers coincidieron en que el mercado está dejando atrás varias “verdades instaladas” que durante años guiaron la industria y que hoy ya no resultan válidas.

Entre ellas, la expectativa de una baja constante en el precio de los módulos, la idea de que el CAPEX es la variable dominante en la toma de decisiones y la concepción de proyectos solares sin necesidad de sistemas BESS.

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Cinco países de la Unión Europea avanzan en la propuesta de aplicar un nuevo impuesto a las empresas energéticas, en respuesta directa al encarecimiento de los precios provocado por el conflicto en Irán.

La iniciativa, liderada por España junto a Alemania, Italia, Austria y Portugal, busca capturar parte de los beneficios extraordinarios del sector y redistribuirlos para contener el impacto económico en consumidores e industria.

«El conflicto en Oriente Medio ha provocado un aumento de los precios del petróleo, lo que supone una carga considerable para la economía europea y para los ciudadanos europeos. Es importante que esta carga se distribuya de manera equitativa», apuntaron los ministros en la carta, fechada el 3 de abril y dirigida a Wopke Hoekstra, comisario europeo de Clima, Neutralidad Climática y Crecimiento Limpio.

El planteo se produce en un escenario de fuerte tensión en los mercados energéticos internacionales, donde el petróleo y el gas registran subas sostenidas desde el inicio de la crisis en Medio Oriente. Este contexto ya comienza a trasladarse a los costos eléctricos, la inflación y la competitividad industrial en Europa, reabriendo el debate sobre mecanismos de intervención estatal.

En este marco, la Agencia Internacional de la Energía (IEA por sus siglas en inglés) advierte sobre una crisis energética sin precedentes recientes, marcada por la combinación de presión sobre el petróleo, el gas y los sistemas de suministro. Faith Birol, Director ejecutivo de la IEA, advirtió: “es más grave que las crisis de 1973, 1979 y 2022 juntas”, lo que refleja la magnitud del desafío que enfrentan los sistemas energéticos globales.

Uno de los puntos críticos es la disrupción de rutas estratégicas de suministro, especialmente en Medio Oriente. El riesgo sobre el tránsito de hidrocarburos por el estrecho de Ormuz —clave para el comercio mundial— agrega incertidumbre y presión adicional sobre los precios, en un contexto donde la oferta ya se encuentra restringida.

La crisis vuelve a evidenciar la vulnerabilidad estructural de Europa frente a los combustibles fósiles importados, especialmente en aquellos mercados donde el gas continúa siendo determinante en la formación de precios eléctricos.

Sin embargo, el impacto no es homogéneo dentro del bloque. España aparece mejor posicionada gracias a la mayor penetración de energías renovables en su matriz eléctrica.

La participación de la energía eólica y solar alcanzó cerca del 60% de la generación en marzo, lo que permitió reducir significativamente la incidencia del gas en la fijación de precios. Este desacople parcial frente a los combustibles fósiles se traduce en mayor estabilidad relativa frente a shocks externos.

En paralelo al impulso del impuesto europeo, España avanza con un paquete de medidas orientadas a reforzar su seguridad energética, combinando respuestas de corto plazo con transformaciones estructurales.

El plan aprobado moviliza alrededor de 5.000 millones de euros, con foco en acelerar renovables, fortalecer redes, impulsar almacenamiento y aliviar costos para sectores electrointensivos.

Entre las medidas se destacan la creación de zonas de aceleración renovable, la flexibilización de procesos administrativos y el impulso al almacenamiento energético, elementos clave para aumentar la resiliencia del sistema eléctrico.

Advertencia del sector: riesgo sobre inversiones

No obstante, la propuesta de un nuevo impuesto genera preocupación dentro del sector renovable, particularmente en la industria eólica.

Desde el sector advierten que incrementar la carga fiscal en un momento crítico podría afectar las decisiones de inversión, justo cuando Europa necesita acelerar el despliegue de capacidad limpia para reducir su dependencia energética.

La Asociación Empresarial Eólica (AEE) de España señala que el precio de la electricidad de marzo en España está por debajo del precio del gas, habiéndose desacoplado de los precios internacionales de los combustibles fósiles. Y asegura que el precio medio del mercado eléctrico español (OMIE) fue de 41,71 €/MWh mientras que el del gas fue de 52,62 €/MWh (MIBGAS).

“De haber influido el precio del gas en la fijación del precio de la electricidad con la intensidad que está ocurriendo en otros países de nuestro entorno, éste hubiera superado los 100 €/MWh, cosa que no ha ocurrido. Los precios de la electricidad en el mercado spot ibérico son de los más bajos de Europa, y se han mantenido bajos con perspectivas futuras de crecimiento muy limitado incluso en plena crisis por la guerra en Irán”, detallan.

Y agregan: “Solicitar nuevos posibles impuestos que impactan al sector eléctrico crea inseguridad jurídica y ahuyenta los inversores, justo en el momento en el que más necesario es apostar por tecnologías como la eólica, como sustitutiva de la energía fósil importada. Necesitamos más eólica y más rápido. Un nuevo coste sobrevenido – un nuevo impuesto sin justificación – añade un riesgo regulatorio adicional – lo que agravaría la ya complicada situación por el limitado crecimiento de nuevas instalaciones, incluso con bloqueos estructurales en algunas Comunidades Autónomas”.

El planteo del sector es claro: la transición energética requiere estabilidad regulatoria y grandes volúmenes de capital, por lo que cualquier señal que introduzca incertidumbre podría ralentizar proyectos estratégicos.

En este contexto, el debate que se abre en la Unión Europea combina urgencia económica con visión de largo plazo. Mientras los gobiernos buscan mecanismos para contener el impacto inmediato de la crisis, el sector insiste en preservar las condiciones necesarias para acelerar la transición energética y consolidar un sistema menos expuesto a shocks externos.

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La nueva ministra de Energía de Chile, Ximena Rincón, lanzó el plan legislativo del gobierno de José Antonio Kast para el sector eléctrico, con el objetivo de modernizar la regulación y habilitar nuevas dinámicas como la generación distribuida y la electrificación del consumo. 

Uno de los ejes principales es la reforma estructural de la distribución eléctrica, considerada clave para viabilizar la electrificación, la generación distribuida y la integración de nuevos actores. 

“A mediano plazo tenemos previsto un proyecto de ley de reforma a la distribución. Hay un marco regulatorio del segmento de distribución que fue diseñado en los años 80 bajo un concepto de monopolio natural y tarifas basadas en costo de las empresas modelo eficiente. Llegó el momento en que seamos capaces de sentarnos a valorar lo que estaba bien de ese proceso y ver cómo lo actualizamos”, remarcó Rincón ante la Comisión de Minería y Energía del Senado.

El diagnóstico oficial advierte un desajuste estructural en el sistema actual, que impacta tanto en la calidad del servicio como en la capacidad de adaptación a nuevas tecnologías, patrones de consumo, irrupción de nuevos actores y más. 

Entre los principales problemas identificados se encuentran el rezago en inversiones, la dificultad para integrar más generación distribuida y la falta de resiliencia ante eventos críticos.

¿Cuál es el objetivo del proyecto de ley? “Modernizar el marco regulatorio, mejorar la calidad y la continuidad del suministro eléctrico a nivel nacional, incentivar las inversiones en el sector, establecer mecanismos de planificación de redes de distribución y avanzar hacia una red más digitalizada y flexible que considere usuarios como electromovilidad, recursos distribuidos y respuestas de la demanda”, sostuvo la titular de la cartera energética de Chile.

En línea con el enfoque del gobierno de Kast, esta transformación se enmarca en una lógica de mercado, orientada a eliminar distorsiones, dar mayor libertad al consumidor y establecer reglas claras para la inversión privada.

Plan 2026-2030, decretos y ordenamiento del sistema

Como complemento a la reforma estructural, el Ejecutivo definió un plan prioritario dentro de su plan de acción 2026-2030 para acelerar inversiones y reducir barreras regulatorias. Entre las principales medidas se incluye una ley de permisos para agilizar la tramitación de proyectos estratégicos.

“Asimismo, se prevé un marco regulatorio para data centers y economía digital verde. Para ello se buscará implementar regulación específica para data centers energéticamente eficientes, con exigencias de energía limpia, uso de vertimientos y localización estratégica”, revelaron desde el Ministerio de Energía, como otro de los ejes centrales del plan 2026-2030.

En paralelo, el Poder Ejecutivo reingresó a la Contraloría General de la República una serie de Decretos Supremos que habían sido retirados el 11 de marzo para su revisión y eventual complementación, incluyendo el DS N°125 (operación y coordinación del sistema), la actualización del DS N°88, (régimen de los Pequeños Medios de Generación Distribuida – PMGD) y la modificación del DS N°37 (planificación de la transmisión).

Para los DS N°125 y N°88 se incorporaron modificaciones para mantener “coherencia” con lo dispuesto en la reciente ley N° 21804 que perfecciona los sistemas medianos, 

En el primero de los casos se incorporó la obligación del Coordinador Eléctrico Nacional de aplicar esquemas alternativos de despacho en caso de falla de esquema automático y se establece que el Coordinador Eléctrico Nacional recalcule el costo de oportunidad de la energía gestionada cuando la forma y periodicidad lo determine. 

“Mientras que en cuanto a la modificación del DS N° 88, se estableció que aquellos PMGD existentes que desean incorporar sistemas de almacenamiento en sus instalaciones no puedan acogerse al mecanismo de estabilización de precios regulados de la versión previa al DS N° 88”, indicó Rincón.

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El negocio renovable en Argentina cambia su eje de valor: la eficiencia operativa y el uso de datos pasan a tener el mismo peso que la inversión inicial según explicaron desde BLC Power Generation durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina. 

“Se dejó de hacer tanto foco en el CAPEX y lo que antes se premiaba, que era cerrar contratos e instalar más capacidad (MW), pasó a tener el mismo peso que el OPEX y garantizar la competitividad del negocio durante toda la vida útil del activo”, afirmó Sebastián García, director comercial de la compañía.

Este cambio se da en un contexto donde Argentina ya cuenta con 7980 MW de potencia renovable instalada, con fuerte presencia eólica (4559 MW) y solar (2583 MW), mientras que el almacenamiento stand-alone comienza a posicionarse como un nuevo vector estratégico, impulsado por licitaciones como AlmaGBA (713 MW ya adjudicados) y la vigente convocatoria AlmaSADI, que prevé adjudicar 700 MW en sistemas BESS.

“Con la maduración que tuvo el mercado y la capacidad de adaptabilidad del país, las nuevas tecnologías y lógica del mercado nos obliga a mirar con una visión más de largo plazo los proyectos”, sostuvo García.

Reviva el segundo día de FES Argentina: https://www.youtube.com/watch?v=CvOl38xzqk8&t=23s

La digitalización emerge como el principal habilitador de este nuevo paradigma, al permitir transformar datos operativos en decisiones con impacto económico directo, dado que, bajo la mirada del especialista, la operación pasó de ser “reactiva” a una “más analítica”; por lo que ahora los equipos deben anticipar fallas y optimizar el desempeño en tiempo real.

En este marco, herramientas como el despacho óptimo empiezan a ganar relevancia a fin de seguir eficientizando el sistema. Sumado a que la incorporación de modelos predictivos también redefine la gestión de activos, como un paso hacia esquemas más sofisticados de operación.

Integración, nuevas tecnologías y el futuro de la operación

La próxima etapa del sector estará marcada por la integración total entre los sistemas de control de planta y el sistema eléctrico. Este proceso permitirá maximizar la eficiencia tanto a nivel individual como sistémico.

“Se terminará de materializar la integración sistémica, vinculado con integrar los subsistemas de control de la planta con el sistema eléctrico. Tendrá impacto en la eficiencia del sistema eléctrico como conjunto y en cada uno de los proyectos”, subrayó el especialista. 

En paralelo, el desarrollo de nuevas soluciones acompaña la evolución del mercado, de modo que desde BLC Power Generation trabajan en el desarrollo de soluciones de gestión para plantas híbridas y micro-grid, en línea con la creciente complejidad de los sistemas energéticos.

“Estamos acompañando la evolución del sector, trabajando en herramientas para los equipos de operación y gestión de activos para que puedan enfocarse realmente en anticipar y tomar decisiones que tengan impacto económico real”, mencionó García. 

“Además de acompañar con herramientas para eficientizar plantas eólicas, donde hay mucho margen y muchísimo para trabajar en ese sentido”, concluyó, aludiendo a que el futuro del sector no estará definido únicamente por la capacidad instalada, sino por la capacidad de operar mejor, en un mercado cada vez más competitivo.

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Huawei Digital Power  presentó su nueva línea de soluciones energéticas en Argentina, enfocada en mejorar la eficiencia, estabilidad y sostenibilidad del sistema eléctrico, en un contexto marcado por desafíos globales en costos y transición energética.

La propuesta se enmarca en la visión de la compañía de integrar tecnologías digitales y electrónica de potencia para desarrollar energía limpia y avanzar en la digitalización de la energía, impulsando un sistema energético más eficiente y sostenible.

En este contexto, Ignacio Dapena, director de Huawei Digital Power en Argentina, Uruguay y Paraguay, destacó la evolución del portafolio de la compañía, que abarca desde soluciones residenciales hasta proyectos de gran escala, con foco en energías renovables, almacenamiento y digitalización.

Innovación para reducir costos y mejorar la estabilidad de la red

Uno de los principales anuncios fue la presentación del HUAWEI SUN2000-506KTL-H1, un inversor de última generación con mayor potencia y menor tiempo de respuesta, diseñado para optimizar costos de proyectos y aportar estabilidad a redes con alta penetración de energías renovables.

El equipo incorpora un chip de última generación, alcanza una eficiencia del 99% y opera en un amplio rango de temperaturas (de -25 °C a 60 °C), lo que garantiza su desempeño en diversos entornos. Además, ofrece una densidad de potencia hasta un 40% superior y permite operar con un mayor número de módulos fotovoltaicos en simultáneo.

“Este nuevo equipo no solo permite reducir los costos de inversión, sino que además incorpora capacidades de formación de red, fundamentales para contextos como el argentino”, explicó Dapena.

En un escenario global donde los costos de materias primas y componentes electrónicos han aumentado, impactando en los CAPEX de los proyectos, Huawei apuesta por soluciones tecnológicas que compensen estas variaciones a través de mayor eficiencia y rendimiento.

Almacenamiento energético: clave para el futuro del sistema eléctrico

La compañía también presentó su nueva generación de soluciones de almacenamiento energético, con mejoras en capacidad y eficiencia que permiten optimizar el rendimiento del sistema.

Entre las innovaciones se destacan:

• Incremento de hasta un 20% en la capacidad máxima en contenedores de 20 pies
• Optimización del diseño de sistemas de gran escala (hasta 11 MW), reduciendo costos de cableado y construcción
• Nuevas funciones de medición en media tensión que permiten reducir costos del sistema

Estas soluciones permiten desplazar energía en momentos de alta demanda, aportar estabilidad a la red y facilitar la recuperación del sistema ante cortes (black start).

Huawei destacó su diferencial al integrar electrónica de potencia propia con soluciones de almacenamiento, lo que le permite adaptarse a distintos modelos de negocio y necesidades del mercado.

Integración energética y nuevos escenarios de consumo

Uno de los ejes estratégicos de la compañía es la integración de generación fotovoltaica con almacenamiento, habilitando que la energía solar se consolide como fuente principal tanto en hogares como en industrias. En este marco, Huawei también impulsa el desarrollo de infraestructura de carga inteligente para vehículos eléctricos, con soluciones que apuntan a construir redes de carga sostenibles, eficientes y escalables. 

Este portafolio ofrece soluciones para todos los segmentos cubriendo múltiples necesidades:

• Residencial: sistemas solares con baterías que pueden reducir significativamente el consumo energético e incluso alcanzar independencia de la red en determinados casos.
• Comercial e industrial: soluciones para optimización de consumo, respaldo energético y reducción de costos.
• Utility scale: infraestructura de gran escala para generación, almacenamiento y estabilidad de red.

Con 25 años de trayectoria en Argentina y más de 500 empleados, Huawei cuenta con una presencia consolidada a nivel nacional, participando en proyectos de generación, almacenamiento y eficiencia energética en múltiples sectores.

La compañía mantiene una cobertura federal con iniciativas que incluyen parques solares, soluciones híbridas para minería, proyectos industriales y desarrollos en zonas remotas como la Antártida.

Asimismo, observa un crecimiento sostenido tanto en grandes desarrollos como en proyectos de menor escala, que en conjunto representan una oportunidad clave para el sector energético argentino.

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La Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) abrió una convocatoria para el desarrollo de sistemas de almacenamiento con baterías, en una estrategia directa para posicionar proyectos dentro de la licitación nacional AlmaSADI (destinada a 700 MW BESS stand-alone en Argentina).

La iniciativa de Córdoba contempla tres desarrollos que totalizan 100 MW de potencia y hasta 500 MWh de capacidad de almacenamiento, con potencial de ser presentados en la convocatoria que culminará entre mayo y junio del presente año y que tendrá a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA como offtaker.

En este sentido, se contemplan tres desarrollos que responden a necesidades operativas específicas de la red eléctrica cordobesa, a fin de lograr mayor confiabilidad del sistema y capacidad de respuesta ante variaciones en la demanda.

• BESS Villa María, con 30 MW de potencia y 150 MWh de almacenamiento, conectado a una red de 13,2 kV en el departamento General San Martín.
• BESS Isla Verde, de 40 MW y 200 MWh, sobre una red de 33 kV en el departamento Marcos Juárez, constituyendo el de mayor capacidad dentro de la convocatoria.
• BESS Bialet Massé por 30 MW y 150 MWh, en una estación transformadora de 13,2 kV en el departamento de Punilla.

En todos los casos, se establece como requisito técnico que los sistemas dispongan de una energía inicial equivalente a cinco horas, con el objetivo de garantizar al menos cuatro horas de descarga efectiva al final de los 15 años de operación.

Las empresas interesadas en participar tendrán hasta el 23 de abril para presentar sus propuestas ante EPEC, aunque el período de consultas se extiende hasta el 15 de abril. 

Mientras que en cuanto a los tiempos del proceso nacional, la presentación de ofertas técnicas (proyectos de 10 a 150 MW de potencia) está prevista para el 8 de mayo, la apertura de propuestas económicas para el 5 de junio, con adjudicación el 19 de junio y firma de contratos desde el 25 de junio de 2026. 

Modelo contractual, requisitos y cronograma

La implementación de los proyectos se realizará bajo el esquema de Construcción, Administración y Transferencia (BMT), mediante el cual el adjudicatario asumirá el desarrollo integral de cada iniciativa. 

Esto incluye diseño, ingeniería, equipamiento, construcción, puesta en marcha y operación, asegurando el cumplimiento de estándares técnicos y regulatorios.

El contrato tendrá una duración total de 20 años, con una primera etapa de 15 años vinculada a las condiciones del programa AlmaSADI, seguida por un período adicional de 5 años previo a la transferencia de los activos a EPEC.

La convocatoria provincial está dirigida a empresas que estén habilitadas como Agentes Generadores del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM); o bien hayan sido adjudicadas en la licitación AlmaGBA (adjudicó 713 MW), lo que restringe el llamado a players del sector con experiencia comprobada.

En este contexto, los proyectos que resulten de interés podrán ser considerados por EPEC en presentaciones ante la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA, con el objetivo de acceder a contratos en el marco de la convocatoria AlmaSADI.

Aunque cabe aclarar que la presentación de propuestas ante EPEC no genera obligación de adjudicación ni compromiso de contratación, ni garantiza su inclusión en instancias nacionales, dejando abierta la selección en función del interés estratégico de la empresa.

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El consejo de administración de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) ha abierto una consulta pública para recibir aportaciones de la sociedad sobre el borrador de las bases de la subasta de transmisión nº 4/2026.

La subasta incluye proyectos con inversiones proyectadas de alrededor de R$ 11300 millones y tiene como objetivo ampliar y fortalecer la red básica del Sistema Nacional Interconectado (SIN).

La subasta abarca la instalación de 2.069 km de nuevas líneas de transmisión y subestaciones, además de 13564 MVA de capacidad de transformación, incluyendo equipos esenciales para aumentar la fiabilidad y la estabilidad del sistema eléctrico.

Según estimaciones de la Agencia, la ejecución de los proyectos generará aproximadamente 28.900 empleos directos e indirectos durante el período de construcción. Los plazos de finalización de los proyectos oscilan entre 36 y 60 meses a partir de la firma de los contratos de concesión.

Los proyectos involucrados en el proceso de licitación están distribuidos en siete estados: Bahía (BA), Goiás (GO), Mato Grosso do Sul (MS), Paraíba (PB), Paraná (PR), Rondônia (RO) y São Paulo (SP), contribuyendo al fortalecimiento de la infraestructura de transmisión en diferentes regiones del país.

Las aportaciones recibidas durante la consulta pública serán analizadas por ANEEL y podrán servir de base para realizar ajustes a la versión final de la licitación, que posteriormente se someterá a la consideración del consejo de la Agencia y, a continuación, se remitirá al Tribunal Federal de Cuentas (TCU) para su análisis.

La Consulta Pública N.º 006/2026 estará abierta para recibir aportaciones entre el 9 de abril y el 25 de mayo de 2026, por correo electrónico a la dirección cp006_2026@aneel.gov.br.

El borrador de la convocatoria y demás información relativa a la consulta se publicarán en la sección correspondiente a la Consulta Pública N.º 006/2026.

Presentación completa de ANEEL sobre la subasta de transmisión nº 4/2026

presentación aneel subasta transmisión

Antecedente más reciente

Días atrás, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica  adjudicó la primera subasta de transmisión de 2026 con resultados contundentes para el sector eléctrico, al otorgar los cinco lotes licitados y consolidar a CYMI Brasil, ENGIE y Enind Engenharia como los principales ganadores del proceso.

La iniciativa movilizó R$ 3300 millones en inversiones, abarcó 11 estados y reforzó la expansión de la red eléctrica nacional.

El proceso también se destacó por su impacto económico y eficiencia tarifaria, ya que los valores de Ingresos Anuales Permitidos (RAP) adjudicados registraron un descuento promedio del 50,69% respecto al máximo establecido, lo que se traduce en un ahorro estimado de R$ 7.600 millones para los consumidores a lo largo de los contratos.

La licitación incluyó la construcción de 798 kilómetros de líneas de transmisión, la ampliación de 2150 MVA de capacidad y la incorporación de 1290 MVAR en compensación reactiva, además de prever la generación de casi 8500 empleos directos durante la fase de implementación.

Los proyectos se distribuyen en Bahía, Ceará, Mato Grosso, Minas Gerais, Pará, Paraná, Río de Janeiro, Rio Grande do Norte, Sergipe, Santa Catarina y São Paulo, con plazos de ejecución que oscilaron entre 42 y 60 meses, dependiendo de la complejidad de cada obra.

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El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) de Perú informó que, en el segundo trimestre del año, a través de la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (Proinversión), se realizará la licitación de 8 proyectos de transmisión del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), por un monto de inversión superior a los USD 675 millones.

Este portafolio de proyectos forma parte de los Planes de Transmisión 2025 – 2034, que se ejecutarán en diversas regiones del país, y tiene como objetivo fortalecer la confiabilidad del sistema eléctrico, mejorar la calidad del servicio y garantizar el abastecimiento oportuno de energía en beneficio de miles de peruanos.

La ejecución de obras permitirá ampliar la capacidad de transporte de electricidad, reducir riesgos de congestión en las redes y acompañar el crecimiento de la demanda energética en zonas estratégicas del país, contribuyendo al desarrollo económico y social de las regiones.

Los proyectos han sido organizados en dos grupos: el primero comprende obras en las regiones de Piura, Lambayeque, Junín, Ayacucho y Cusco:

• Enlace 500 kV Miguel Grau – Pariñas y SE Pariñas 500/220 kV, ampliaciones y subestaciones asociadas;
• Enlaces 220 kV Felam – Tierras Nuevas – Salitral, ampliaciones y subestaciones asociadas (Proyecto ITC);
• Nueva SE Palián 220/60 kV y enlaces en 220 kV y 60 kV asociadas (Proyecto ITC);
• Enlace 220 kV Muyurina – Mollepata, ampliaciones y subestaciones asociadas (Proyecto ITC).

El segundo grupo, que se desarrollará en las regiones de Lima, Ica, Cusco, Puno y Madre de Dios:

• Enlace 500 kV Colectora – Bicentenario – Chilca, ampliaciones y subestaciones asociadas;
• Enlace 220 kV Tintaya Nueva – Nueva San Gabán, ampliaciones y subestaciones asociadas;
• Enlace 220 kV Nueva San Gabán – Puerto Maldonado, ampliaciones y subestaciones asociadas (Proyecto ITC);
• Enlace 138 kV San Román – Yocara – Maravilla (Juliaca), ampliaciones y subestaciones asociadas (Proyecto ITC).

El MINEM reafirma su política de impulsar una infraestructura energética moderna y sostenible, que garantice el acceso a un servicio eléctrico continuo y de calidad para todos los peruanos, promoviendo la competitividad y el desarrollo de las regiones.

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Huawei y Wattkraft, Value Added Partner de la multinacional para la distribución de sus productos FusionSolar en España, han presentado los nuevos productos que se suman al portfolio de Huawei FusionSolar en 2026, durante un Roadshow especial celebrado en el Club de Golf Retamares (Madrid).

Al encuentro también han asistido Sumsol y Saclima, compañías instaladoras partners de Wattkraft, y numerosos clientes y actores del sector en el país.

Entre las principales novedades presentadas se encuentra la batería LUNA2000-241-2S1, una de las principales novedades de Huawei para el segmento C&I, con una propuesta que combina más capacidad, más densidad energética y una evolución clara de su oferta de almacenamiento para entornos industriales y comerciales.

Con 241 kWh, esta nueva iteración de la solución tipo ‘cabinet’ amplía la gama de la compañía y refuerza su apuesta por aplicaciones de backup, microgrid y gestión energética detrás del contador.

Más allá de la capacidad, uno de los aspectos más destacados de esta nueva batería es su apuesta por la eficiencia y el rendimiento operativo. La mejora en la densidad de celda, junto con avances en refrigeración y optimización, busca ofrecer una solución más competitiva para proyectos en los que el coste total de propiedad es ya una variable decisiva.

A ello se suma la gran apuesta por la seguridad y la fiabilidad de operación, un aspecto clave en este tipo de instalaciones y una de las señas de identidad de Huawei. En este sentido, la batería incorpora un doble sistema de refrigeración, por aire y líquido, concebido para favorecer un funcionamiento más robusto y estable en aplicaciones energéticas exigentes, un menor consumo de energía y para alargar la vida del equipo.

Además, la batería se articula sobre una arquitectura C2C Dual-link Safety, con protección eléctrica y térmica desde la celda hasta la aplicación, detección de más de 13 tipos de fallos, protección multinivel frente a sobrecorrientes y cortocircuitos, apagado rápido en 5 ms y medidas específicas como barrera de oxígeno a nivel de pack, escape dirigido de gases, venteo superior antiexplosión y sistema de aerosol contra incendios.

Nuevos inversores adaptados a las necesidades del mercado

En la gama de inversores SUN2000-30/40/50K-MC0, Huawei impulsa una nueva generación diseñada para adaptarse a módulos de mayor potencia y a configuraciones con strings más grandes, gracias a la incorporación de dos nuevos MPPT de 33A. Esta evolución refuerza la flexibilidad de diseño de las instalaciones y mejora su capacidad para responder a las nuevas exigencias del mercado, al tiempo que mantiene un claro foco en la seguridad y la supervisión avanzada del sistema. Entre sus principales cualidades destacan la detección de arco eléctrico, la desconexión de seguridad en caso de subida de temperatura y un conjunto de funciones orientadas a proteger la instalación frente a incidencias eléctricas y operativas.

Por su parte, la nueva generación de la serie SUN2000 y SUN5000-150K-MG0 da un paso más en innovación al integrar optimizadores, lo que permite no solo mejorar el rendimiento de la instalación, sino también reforzar su capacidad de diagnóstico y protección.

Entre sus ventajas sobresalen la detección de fallos en módulos y paneles, incluso sin optimizadores en determinados casos, la identificación de problemas de aislamiento, como agua, daños en el backsheet o cables pelados, la protección frente a corriente inversa, cortocircuitos internos o externos, fallos a tierra y el cumplimiento de la normativa de rapid shutdown. A ello se suma una capa adicional de seguridad ante sobretemperaturas y anomalías eléctricas, lo que convierte a estas nuevas soluciones en una propuesta más robusta, inteligente y preparada para entornos cada vez más exigentes.

Respecto de todos estos avances, Gavin Zhao, Director General de Huawei Digital Power España señaló que “estamos viendo una evolución muy clara del mercado hacia soluciones energéticas más inteligentes, más integradas y capaces de responder a necesidades cada vez más complejas, tanto en residencial como en C&I, Utility y movilidad eléctrica. Con estas novedades, desde Huawei reforzamos nuestra apuesta por una oferta que combina almacenamiento, gestión avanzada, microredes y recarga, con el objetivo de ayudar a clientes y partners a ganar en eficiencia, flexibilidad y seguridad energética”.

Por su parte, Jesús Heras, Technical Director Southwest Europe de Wattkraft destacó que “el verdadero impacto de esta nueva generación de soluciones está en su capacidad para llevar el almacenamiento a un nuevo nivel de valor para la industria y las grandes instalaciones. No se trata solo de incorporar más capacidad, sino de integrar baterías, inversores y sistemas de control capaces de optimizar la operación, mejorar el retorno de la inversión y reforzar la seguridad y la continuidad de suministro en entornos cada vez más exigentes”.

“Además, en Wattkraft somos expertos en afrontar retos, por lo que tenemos la capacidad de adaptar todas estas soluciones a cada caso concreto, estudiando uno por uno sus necesidades particulares y ofreciendo soluciones a medida”, añadió Heras.

Más innovaciones durante 2026

Sumado a todo lo anterior, de cara a 2026, Huawei prevé seguir ampliando su porfolio con nuevas soluciones para Utility y movilidad eléctrica. Entre las principales novedades destaca la evolución de sus grandes baterías, con nuevas referencias de mayor capacidad, incluida una solución de 6 MWh prevista para la segunda mitad del año. Este nuevo desarrollo está orientado a responder a proyectos de mayor escala.

En paralelo, la compañía avanzó también innovaciones en dispositivos de carga para vehículos eléctricos (EV), con una nueva arquitectura sin PCS que trabaja directamente en corriente continua, lo que permite ganar eficiencia al evitar una doble conversión y facilita el despliegue de soluciones de recarga de alta potencia en emplazamientos con potencia de red limitada.

Más allá del lanzamiento de nuevos equipos, otra de las claves del roadmap presentado es la evolución hacia una propuesta cada vez más inteligente y orientada a la gestión avanzada de la energía. En este ámbito, Huawei puso el foco en soluciones capaces de combinar demanda, precios del mercado, almacenamiento y operación en microred para automatizar decisiones de carga y descarga, optimizar el consumo y reforzar tanto la eficiencia como la resiliencia energética de las instalaciones.

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España atraviesa un punto de inflexión en su mercado energético donde el cierre de la ventana de PPAs solares coincide con un intento regulatorio por recomponer la competitividad industrial, donde la combinación de precios capturados en mínimos, sobreoferta de proyectos y cambios en la demanda está modificando las reglas de juego para los grandes consumidores.

“La ventana de PPAs solares stand-alone se ha cerrado”, afirmó el fundador y consultor de ASB Renewables Consulting, Álvaro de Simón, al describir un escenario en el que los acuerdos a largo plazo pierden viabilidad desde el lado vendedor.

De Simón señaó que los precios capturados de la solar se sitúan en marzo por debajo de los 15 €/MWh, mientras el mercado mayorista se mantiene por debajo de los 50 €/MWh, configurando un entorno donde fijar precios a largo plazo implica asumir riesgos crecientes.

“Cuando ven la exposición al mercado de precios solares, comprometerse con un PPA a 30 €/MWh no garantiza cubrir el riesgo de pool”, explicó el consultor, al detallar la pérdida de atractivo de estos contratos.

“La expectativa de precios capturados parece que va a bajar por debajo de los 30 €/MWh al menos en los próximos dos años”, agregó.

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Esto deriva en una conclusión clara para el mercado: “La ventana está cerrada desde el punto de vista del vendedor. Es muy complicado ahora cerrar PPAs a precios razonables”, remarcó De Simón en diálogo con Energía Estratégica.

El fenómeno se da en un contexto de saturación de oferta, con más de 40 GW de proyectos compitiendo por una demanda estimada en 30 GW, lo que presiona aún más los precios y reduce las oportunidades de cierre.

Al mismo tiempo, la industria modifica su estrategia contractual ante la incertidumbre y reduce el horizonte de sus acuerdos. 

“Cada vez menos empresas quieren comprometerse más allá de cinco años. Idealmente prefieren renegociar año a año», afirmó, consolidando un cambio hacia esquemas contractuales más dinámicos.

En paralelo, el mercado comienza a desplazarse hacia estructuras más complejas y gestionables, principalmente hacia proyectos híbridos entre solar y eólica o fotovoltaica + BESS; es decir que combinaciones que reduzcan la exposición al perfil solar puro.

“Los más electrointensivos como por ejemplo el sector aluminio, teniendo en cuenta que su commodity es volátil, con materias primas muy volátiles, muchas veces son los que tienen menos coberturas, curiosamente. Y el motivo por el que tienen menos coberturas es porque precisamente quieren atarse menos», indicó el consultor.

«De alguna manera el que está más afectado es el que menos cobertura tiene, porque es el que quiere tener más libertad para negociar sus términos. Mayor volatilidad, mayor exposición a precios, menos cobertura”, añadió.

La energía representa entre el 30% y el 40% de los costes de estas compañías, lo que condiciona cualquier decisión de cobertura, según apunta De Simón. 

En particular, los grandes consumidores han soportado peajes de entre 20 y 30  €/MWh en alta tensión, lo que limita el beneficio de los bajos precios del pool.

“El gran consumidor, pese al contexto de precios bajos, ha tenido una penalización importante”, remarcó, especialmente tras los incrementos aplicados desde abril del año pasado.

RDL 7/2026: alivio regulatorio y nuevo alcance del autoconsumo

El Real Decreto-ley 7/2026, ya convalidado, introduce algunas medidas orientadas a aliviar estos desajustes y acelerar la electrificación. Entre ellas, destaca la reducción del 80% de los peajes eléctricos para la industria electrointensiva, una demanda histórica del sector.

Esta medida actúa directamente sobre uno de los principales sobrecostes que enfrentaban los grandes consumidores, corrigiendo parcialmente la brecha entre precios mayoristas y factura final.

“Más que ser una palanca de cambio, elimina una gran traba que dificultaba la competitividad”, explicó De Simón, al describir el impacto de la medida.

Este alivio se complementa con otras herramientas como la aceleración de los Certificados de Ahorro Energético y medidas para impulsar la electrificación industrial, configurando un marco más favorable para los grandes consumidores.

Uno de los cambios estructurales más relevantes es la ampliación del autoconsumo. El decreto extiende el radio hasta 5 kilómetros, habilitando nuevas configuraciones energéticas para la industria.

“Esto permitirá que polígonos industriales, centros logísticos o agroindustria puedan conectarse a instalaciones que antes no tenían acceso”, afirmó.

A nivel de red, el decreto también introduce mayor transparencia y mecanismos que penalizan la especulación en puntos de acceso, favoreciendo proyectos más avanzados.

“Muchos industriales tienen contratos con cláusulas que ya no se ajustan a su perfil operativo. La oportunidad no está solo en firmar nuevos contratos, sino en revisar los que ya están firmados”, advirtió De Simón, identificando un espacio crítico de optimización.

Aun así, la adopción de nuevas herramientas no es inmediata. Según el especialista, el sector industrial todavía mantiene una distancia respecto a los mercados de flexibilidad y los servicios de ajuste, que no terminan de integrarse en su operativa habitual. Esta situación refleja una brecha entre el desarrollo tecnológico disponible y su aplicación concreta en el ámbito productivo, donde aún falta mayor claridad en los modelos de negocio y en el valor que estas soluciones pueden aportar.

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El nuevo modelo de contrato para almacenamiento publicado el 17 de marzo de 2026 en el Diario Oficial de la Federación (DOF) introduce un cambio estructural en el rol del BESS dentro del sistema eléctrico mexicano, al establecer por primera vez un esquema contractual específico para su interconexión y conexión a la red. 

“El almacenamiento deja de ser un apéndice técnico sin figura contractual propia y se convierte en sujeto de derecho pleno dentro del sistema eléctrico nacional”, planteó Javier Gaona, principal BESS Consultant & Software Architect en Power Flow Analytics.

La normativa, emitida por la Comisión Nacional de Energía (CNE), define un marco obligatorio con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como contraparte y el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) como coordinador técnico, ordenando la integración del almacenamiento bajo reglas claras y estandarizadas .

Este cambio regulatorio impacta directamente en la percepción de riesgo. La eliminación de ambigüedades contractuales, históricamente uno de los principales frenos del sector, comienza a reflejarse en las condiciones financieras.

En ese sentido, Gaona señaló que “lo que sí cambia de forma inmediata es la bancabilidad” y proyectó “una compresión de entre 150 y 250 puntos básicos en la tasa de descuento”, un ajuste significativo en un segmento intensivo en capital.

Este cambio también redefine la naturaleza del activo, dado que según Gaona, el almacenamiento deja de depender exclusivamente de esquemas merchant y comienza a posicionarse como infraestructura, aunque de forma parcial, dado que el desarrollo del mercado de servicios complementarios aún presenta limitaciones.

Pero el verdadero punto de inflexión no se limita al costo del financiamiento, sino a la posibilidad de capturar valor en nuevos servicios de mercado. Hasta ahora, gran parte de las capacidades técnicas del BESS no podían traducirse en ingresos estructurados.

“Antes, inyectar energía a la red vivía en una zona gris legal que encarecía los seguros, complicaba los PPA y obligaba a construir estructuras ad hoc que consumían tiempo y dinero. Sin ese soporte regulatorio, bancabilizar servicios de revenue stacking era casi imposible: ningún financiador firma contra flujos que el contrato no reconoce”, analizó Gaona en diálogo con Energía Estratégica. 

Y agregó: “Ahora el punto de interconexión es un nodo gestionado con obligaciones de medición, protecciones y reporting en ambas direcciones, lo que exige mayor rigor en el diseño del sistema de control, en la selección del inversor y en la coordinación con el CENACE, y puedes documentar esos flujos con soporte regulatorio. Eso abre la puerta al arbitraje, la regulación de frecuencia y la potencia firme; servicios que antes eran técnicamente posibles pero financieramente inmonetizables”.

Sin embargo, el ejecutivo remarcó que el nuevo marco regulatorio no elimina todos los desafíos del sector, especialmente aquellos vinculados al diseño técnico y a la calidad de los supuestos sobre los que se estructuran los proyectos.

En ese punto, Gaona advirtió que “hay un riesgo que ningún contrato puede resolver y que me preocupa más que cualquier incertidumbre regulatoria: la calidad de los modelos de degradación”.

Según explicó, gran parte de las proyecciones actuales se apoyan en herramientas que no reflejan el comportamiento real de las baterías en operación. Las diferencias entre condiciones de laboratorio y entornos reales, como temperatura, humedad o ciclos térmicos,  pueden impactar directamente en el desempeño y en los flujos de caja esperados.

En esa línea, sostuvo que “ningún modelo que ignore la interacción no lineal entre factores internos y condiciones externas merece llamarse modelo de degradación”, anticipando posibles desvíos entre los rendimientos proyectados y los reales a lo largo de la vida útil del activo.

A este riesgo técnico se suma un condicionante clave en la ejecución: la cadena de suministro. Incluso con un marco contractual más claro, el despliegue del almacenamiento enfrenta limitaciones concretas en infraestructura crítica.

“El cuello de botella más severo hoy en México no es regulatorio, es físico”, afirmó Gaona, al detallar que los transformadores de potencia y equipos de interconexión presentan tiempos de entrega de entre 18 y 36 meses, lo que obliga a replantear los cronogramas de desarrollo.

En paralelo, explicó que los fabricantes de baterías están priorizando proyectos con mayor grado de avance, lo que introduce una nueva lógica competitiva en la asignación de capacidad productiva.

«No basta con tener el contrato firmado; hay que tener el hardware comprometido antes de que ese contrato se firme”, remarcó.

Otro factor que comienza a definir la rentabilidad del BESS es el análisis nodal, en un sistema donde la saturación de la red no es uniforme ni constante.

«Un análisis riguroso no busca solo dónde hay hueco; busca dónde la combinación de acceso, perfil de curtailment y dinámica de precios construye la mejor ecuación de retorno”, sostuvo el especialista introduciendo una visión más sofisticada del negocio.

Con una proyección de hasta 5000 MW de almacenamiento hacia 2030, México se posiciona ante una oportunidad estratégica para escalar el BESS, aunque su materialización dependerá de la calidad de ejecución de los proyectos.

En ese sentido, Gaona advirtió que el nuevo marco acelerará el despliegue, pero no de forma automática. “La ecuación completa requiere el contrato, el nodo correcto, el equipo asegurado y el cronograma honesto. Los cuatro”, resumió.

“México tiene hoy el marco regulatorio, la señal de mercado y el conocimiento acumulado para saltarse esa curva de aprendizaje. Lo que define si esa posibilidad se materializa no es el contrato, sino la calidad de las decisiones que se tomen en los próximos doce meses”, concluyó el especialista.

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El Ministerio de Energía y Minas (MINEM), a través de la Dirección General de Eficiencia Energética (DGEE), informó que el Perú cuenta con un importante potencial eólico distribuido en diversas regiones del país, el cual alcanza los 20493 MW, consolidando al territorio nacional como un escenario clave para el desarrollo de energías renovables.

El director general de Eficiencia Energética del MINEM, José Meza, destacó que este potencial se concentra principalmente en la costa norte y sur de nuestro país, donde las condiciones de viento son óptimas para la generación eléctrica a gran escala.

Detalló que, entre las regiones con mayor potencial eólico destacan Piura (7098 MW) y Lambayeque (7017 MW), que en conjunto representan más de dos tercios del total nacional, posicionándose como zonas estratégicas para el desarrollo de proyectos eólicos.

En esta lista continúan: Ica (2280 MW) y Arequipa (1020 MW), regiones del sur con condiciones favorables que permitirían ampliar significativamente la capacidad instalada. Asimismo, se identifican oportunidades de inversión en La Libertad (921 MW), Cajamarca (891 MW) y Áncash (708 MW), que también presentan un importante potencial para diversificar la generación eléctrica.

Finalmente, se encuentran Lima (429 MW) y Amazonas (129 MW), que también forman parte del mapa eólico nacional.

Meza subrayó que, pese a este amplio potencial con el que cuenta nuestro país, la capacidad instalada actual de energía eólica alcanza solo 1,01 GW, lo que representa el 5,0% del total aprovechable, evidenciando una gran brecha por cerrar y una oportunidad importante para impulsar inversiones sostenibles en el sector.

Indicó que existen diversos proyectos que cuentan con Estudio de Pre-Operabilidad aprobado por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), los cuales podrían incorporar hasta 8,2 GW adicionales al sistema eléctrico nacional.

El MINEM reafirma su compromiso de seguir promoviendo el desarrollo de energías renovables, impulsando inversiones que permitan aprovechar el potencial eólico de las regiones, contribuyendo a la diversificación de la matriz energética y al desarrollo sostenible del país.

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El mercado fotovoltaico global entra en una etapa de transición tras dos años de fuerte competencia y caída en los precios de los módulos solares, en un contexto donde el sector comienza a observar presiones en los costos de fabricación vinculadas a materias primas y cambios regulatorios.

“Las previsiones de los costes en 2026 son alcistas y estarán principalmente conducidas por tres factores: el precio de la plata, el aumento del silicio y la cancelación de la devolución del impuesto de exportación del 9% a partir de abril de 2026. Únicamente teniendo en cuenta estos tres actores, la estimación del aumento es de alrededor de +0,20-0,22 CNY/W”, aseguró Guillermo Estébanez, Product Solution Manager Southern Europe Utility de AIKO.

El ejecutivo explicó que el mercado habría alcanzado recientemente su punto más bajo tras un período prolongado de caída de precios. “Durante los dos últimos años, los precios de los módulos se redujeron drásticamente a causa de la competencia extrema, lo que deterioró en muchos casos los márgenes, pero también la calidad del producto y las materias primas”, afirmó en diálogo con Energía Estratégica.

“El precio de la plata subió de 8.000 a 27.000 CNY/kg durante 2025, con un impacto estimado en el precio medio de +0,13 a +0,15 CNY/W”, explicó el ejecutivo.

A este escenario se suman también las fluctuaciones en el precio del silicio dentro de la cadena de suministro fotovoltaica, otro componente central en la fabricación de células.

“Cada 10.000 CNY por tonelada en el precio del silicio se traduce en un aumento del coste del módulo entre 0,02 y 0,03 CNY/W”, precisó Estébanez.

Asimismo, el ejecutivo advirtió que el sector deberá absorber el impacto del cambio fiscal en China que afectará a los fabricantes exportadores. 

“La cancelación de la devolución del impuesto de exportación del 9% a partir de abril de 2026 tendrá un impacto estimado de +0,05 a +0,06 CNY/W”, agregó.

Mientras tanto, el mercado europeo atraviesa una etapa de moderación en su ritmo de crecimiento tras varios años de expansión acelerada.

Estébanez sostuvo que, si bien la demanda global continúa siendo elevada, la región mostró señales de desaceleración durante el último año. “Con entre 600 y 650 GW, en 2025 el mercado solar en la Unión Europea cayó ligeramente respecto a 2024”, indicó.

En concreto, el continente registró alrededor de 65.1 GW instalados, lo que representó una leve variación negativa del –0,7% interanual.

De acuerdo con el ejecutivo, esta dinámica responde principalmente a la reducción de subsidios en algunos países y a los cuellos de botella en infraestructuras energéticas, especialmente en los procesos de conexión a la red.

“La demanda a corto plazo sigue siendo moderada, mientras que se espera que el crecimiento a largo plazo sea constante”, afirmó.

A pesar de esta pausa en el ritmo de expansión, el horizonte del mercado europeo continúa siendo significativo. La Unión Europea mantiene el objetivo de alcanzar 750 GW de capacidad solar instalada hacia 2030, lo que requerirá sostener un elevado ritmo de despliegue durante los próximos años.

Dentro de este panorama, España continúa posicionándose como uno de los mercados más relevantes del continente. El país fijó la meta de alcanzar alrededor de 76 GW de capacidad solar instalada para 2030, impulsando así la expansión del mix renovable.

Frente a este escenario, AIKO refuerza su estrategia tecnológica a través de la investigación y desarrollo como uno de los pilares centrales de su posicionamiento en el mercado.

“I+D es una de nuestras principales insignias”, aseguró Estébanez.

Actualmente, más del 20% de los empleados de la compañía trabajan en esta área, respaldados por más de 450 millones de euros invertidos en los últimos tres años y más de 1.000 patentes registradas.

Según explicó el directivo, este enfoque permite acelerar los ciclos de innovación y optimizar el rendimiento de sus tecnologías. “AIKO es uno de los pocos fabricantes que controlan toda la cadena de valor, desde el cuarzo, el polisilicio, la oblea, la célula y el módulo”, destacó.

En ese marco, la empresa desarrolla soluciones orientadas a mejorar la eficiencia y reducir la dependencia de materias primas críticas.

“Hace tiempo empezamos a desarrollar soluciones más fiables a bajo coste. Una de ellas es el uso de cobre en vez de la plata para la metalización, lo que no solo permite reducir costes, sino también garantizar estabilidad en la cadena de suministro y una alta confiabilidad y conductividad”, apuntó.

Nuevas generaciones de módulos para distintos segmentos

En paralelo a su estrategia de investigación y desarrollo, AIKO presentó nuevas generaciones de módulos orientadas a distintos segmentos del mercado fotovoltaico, desde instalaciones residenciales hasta proyectos utility-scale. Entre las novedades se destacan las series Neostar, Infinite y Stellar, que incorporan la tecnología All Back Contact (ABC) para maximizar la captación de luz y mejorar la eficiencia de los paneles.

Según explicó Estébanez, los modelos de tercera generación introducen mejoras en potencia, eficiencia y durabilidad. Entre ellos sobresale el Neostar 3P54, que alcanza hasta 500 W de potencia y una eficiencia cercana al 25%, mientras que para plantas de gran escala la compañía desarrolló la segunda generación del Stellar, en concreto el Stellar 2N+, con potencias de hasta 680 W y niveles de bifacialidad de alrededor del 80%. Estas soluciones buscan optimizar la producción energética, reducir pérdidas eléctricas y mejorar el rendimiento de los proyectos a lo largo de su vida útil.

“Estamos entrando en una era de competencia por valor, impulsada por las necesidades del usuario final. Con el aumento de la eficiencia de los módulos del 21% al 25% y con perspectivas de alcanzar el 35% en 15 años, nos centramos en una innovación impulsada por el valor y centrada en el cliente”, concluyó el referente de la compañía.

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Durante su participación en FES Argentina 2026, GameChange Solar expuso un cambio estratégico que redefine su rol dentro del sector fotovoltaico: la compañía deja atrás su posicionamiento exclusivo como fabricante de seguidores solares para avanzar hacia un modelo de negocio más amplio, enfocado en soluciones integrales.

Este giro responde a una lógica clara: capturar mayor valor en la cadena y mejorar la competitividad de los proyectos en un contexto donde el precio ya no es el único factor decisivo.

“Estamos en la transición de dejar de ser únicamente una empresa de trackers a ser una empresa de energía”, afirmó el director de desarrollo de negocio para Latinoamérica de GameChange Solar, Juan González.

Reviva el primer día de FES Argentina: https://www.youtube.com/watch?v=rIfbzoRGgxU

La firma incorporó recientemente nuevas unidades vinculadas al suministro de equipamiento crítico, entre las que se destacan los transformadores de media tensión, con inversiones en mercados como India, así como el desarrollo de soluciones de Balance of System (BOS), que permite a la empresa ofrecer una propuesta más completa para proyectos utility scale.

El objetivo de fondo es optimizar el costo nivelado de energía (LCOE), abordando de manera integral todas las variables que impactan en el rendimiento de una planta, con influencia tanto en la generación como también en la eficiencia de la construcción y operación.

GameChange Solar genera confianza implementando excelencia

“Podemos ofrecer un costo nivelado de energía óptimo atacando los diferentes lados de la ecuación”, sostuvo González.

A esto se suma la optimización de los tiempos de ejecución, un aspecto cada vez más determinante en proyectos de gran escala, dado que la estrategia de preensamblado permite reducir tareas en campo y acelerar los cronogramas de obra.

“Enviamos la mayor cantidad de partes preensambladas desde fábrica para minimizar tiempos y tareas repetitivas en campo”, explicó el ejecutivo.

Este enfoque integral cobra especial relevancia en mercados como Argentina, donde la competitividad de los proyectos depende de múltiples factores simultáneos. Sin embargo, la compañía aún enfrenta un desafío clave: consolidar su presencia con proyectos concretos en el país.

Actualmente, la firma no cuenta con track record local, lo que representa una barrera en un mercado que muestra un grado creciente de madurez técnica y exigencia.

“Esperamos que el esfuerzo realizado se materialice en cerrar oportunidades concretas y tener un tracker instalado en Argentina”, señaló González.

La validación en el mercado argentino será determinante para escalar operaciones en la región. En un contexto donde los desarrolladores priorizan experiencia comprobada, la ejecución de los primeros proyectos marcará un punto de inflexión para la compañía.

En paralelo, la evolución de GameChange refleja una tendencia más amplia del sector: la transición de fabricantes de tecnología hacia proveedores de soluciones energéticas completas.

Esta transformación redefine la competencia en la industria, donde la integración entre tecnología, ingeniería y servicios pasa a ser un diferencial clave. Ya no se trata solo de suministrar equipamiento, sino de incidir en el desempeño global de los proyectos.

De cara a los próximos años, el desafío será consolidar este modelo en mercados como Argentina, donde el crecimiento del sector abre oportunidades, pero también exige resultados concretos en campo.

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La empresa Revolve Renewable Power Corp, un desarrollador, propietario y operador norteamericano de proyectos de energía renovable, anunció que ha firmado el acuerdo final de interconexión con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para su proyecto eólico «EL24» de 130 megavatios (MW), ubicado en Tamaulipas, México, alcanzando así un hito clave en el desarrollo del proyecto.

El Acuerdo de Interconexión establece los términos técnicos y comerciales bajo los cuales EL24 se conectará y entregará energía a la red eléctrica nacional de México. La firma de este acuerdo representa un paso fundamental en el ciclo de desarrollo del proyecto, ya que confirma los derechos de acceso a la red, la capacidad de conexión y el punto de interconexión.

Adicionalmente, la Compañía también ha recibido la aprobación de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), autoridad ambiental federal de México, para el primer permiso ambiental requerido en el sitio del proyecto, asegurando otro avance relevante.

“Garantizar el acuerdo final de interconexión para EL24 es un hito decisivo para este proyecto”, afirmó el CEO, Myke Clark.

«La certeza en la interconexión suele ser uno de los logros más complejos y que más valor agregan en el desarrollo de proyectos de esta escala. Este acuerdo reduce significativamente el riesgo, confirma nuestros derechos de acceso a la red y posiciona a EL24 firmemente en el camino hacia el estado Ready-to-Build (RTB). Estamos orgullosos de la ejecución disciplinada que nos ha traído hasta aquí y esperamos avanzar con los próximos hitos del proyecto”, agregó.

EL24 ya cuenta con un Permiso de Generación definitivo otorgado por la Comisión Nacional de Energía (CNE), el regulador federal del sector energético en México. El proyecto fue uno de solo cinco parques eólicos en todo el país que obtuvieron este permiso en el reciente proceso de adjudicación.

Con el Acuerdo de Interconexión firmado y el Permiso de Generación asegurado, Revolve enfocará sus próximos pasos en:

• Completar la ingeniería final y la optimización de aerogeneradores.
• Evaluar alternativas comerciales, incluyendo financiamiento para la construcción, alianzas estratégicas y posibles oportunidades de monetización.
• Alcanzar el estado Ready-to-Build (RTB) hacia finales de 2026.
• Iniciar la operación comercial en 2028.

La Compañía continuará informando a sus accionistas sobre nuevos avances y hitos del proyecto en los próximos meses.

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La Cooperativa Eléctrica de Trelew anunció la firma de un acuerdo sin precedentes en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), mediante el cual se contrató el 100% de su curva de potencia por el plazo de un año, a partir del 1 de abril de 2026.

Este acuerdo implica que, durante los próximos 12 meses, la Cooperativa dejará de adquirir potencia a CAMMESA, convirtiéndose en la primera distribuidora del país en adoptar esta modalidad desde la sanción de la Ley 24.065, hace más de tres décadas.

El hito fue posible gracias al respaldo de Energía del Sur S.A., empresa generadora con sede en Comodoro Rivadavia, consolidando un modelo innovador que articula de manera directa la oferta y la demanda energética dentro del sistema eléctrico nacional.

En este contexto, el interventor de la Cooperativa, Juan Manuel Alfonsín, destacó el carácter transformador de la medida: “Lo que parecía un objetivo inalcanzable se logró, y estos son los primeros pasos de otros que iremos anunciando más adelante”. Asimismo, remarcó la magnitud del avance alcanzado al decir que “la Cooperativa Eléctrica de Trelew está haciendo historia”.

«Este logro posiciona a Trelew y a la provincia del Chubut como protagonistas de un nuevo esquema energético, marcando un antes y un después en el funcionamiento del mercado eléctrico argentino», aseguraron desde la entidad.

Alfonsín también destacó el compromiso cotidiano con la comunidad. “Desde la Cooperativa trabajamos todos los días para brindar el mejor servicio público, y nos estamos preparando para acompañar el crecimiento de la ciudad y la llegada de nuevas inversiones”, dijo.

“En Trelew encontrarán una Cooperativa seria, profesional y competitiva, y por sobre todas las cosas, un socio estratégico que acompañará cada proyecto de desarrollo”, finalizó.

Este avance no solo fortalece el sistema energético local, sino que también sienta un precedente a nivel nacional, abriendo nuevas posibilidades para la gestión eficiente y autónoma de la energía en el país.

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A pocos días de las elecciones presidenciales del 12 de abril, Perú enfrenta un escenario de alta fragmentación política con 36 candidatos en carrera y un electorado aún indeciso. Mientras tanto el sector renovable mantiene su hoja de ruta con escasa dependencia del resultado electoral, según advirtió Edmundo Farge, CEO de Batech Energy, en diálogo con Energía Estratégica.

En ese contexto, los distintos postulantes han presentado propuestas energéticas que, en líneas generales, apuntan a acelerar la diversificación de la matriz mediante el impulso del gas natural, el hidrógeno y la electrificación con fuentes renovables.

Sin embargo, el escenario político se combina con una fuerte incertidumbre en el comportamiento del electorado, donde las encuestas reflejan que cerca de un tercio de los peruanos aún no define su voto. Según la encuesta de Datum, Keiko Fujimori (Fuerza Popular) lidera con un 13%, seguida por Rafael López Aliaga (Renovación Popular) con un 11,7%, mientras que más atrás se ubican Carlos Álvarez, Alfonso López Chau, Jorge Nieto y Roberto Sánchez, en un escenario sin diferencias contundentes.

Rafael López Aliaga propone priorizar el desarrollo de energías renovables —especialmente hidroeléctrica, solar y eólica— junto con la creación de polos de hidrógeno verde en el sur del país, particularmente en Arequipa y Moquegua, orientados a la exportación. Pero incrementando también el consumo de gas.

Por su parte, Keiko Fujimori impulsa el desarrollo de energías renovables no convencionales y la expansión de la electrificación rural, especialmente en la selva y zonas aisladas donde la cobertura aún es limitada. Asimismo, propone avanzar en una Agenda Nacional del Hidrógeno Verde junto a organismos estatales y cooperación internacional.

Fomentará la exploración de los recursos energéticos (Hidrocarburos), impulsando nuevos lotes en la selva y la costa norte, con reglas estables que promuevan inversión privada y mayor oferta nacional. Y creará Polo Energético del Norte, orientado a convertir a la macro región norte del país en un eje estratégico de generación, procesamiento y distribución de energía.

En este punto, también aparece la propuesta de Roberto Chiabra, que plantea optimizar el sistema energético aprovechando la diversidad geográfica del país, con energía solar en la costa e hidráulica en la sierra, además de ampliar programas de electrificación como “Sol para Todos” en zonas rurales y promover la integración energética en Sudamérica exportando energía. Impulsará la masificación del gas natural y la exploración y la construcción del Complejo Petroquímico del Sur. Consolidar, en caso se confirme, la existencia de reservas de gas y petróleo en el litoral norte frente a Lambayeque y La Libertad.

Roberto Sánchez, quien plantea que el Estado reserve para gestión directa los recursos estratégicos del país —como gas, petróleo, agua y energía—, además de la creación de un centro nacional de innovación orientado al desarrollo de iniciativas en construcción, saneamiento y renovables. Mientras que, Carlos Álvarez propone impulsar la inserción global de sectores con potencial como la agroindustria, la minería sostenible, la energía, los servicios digitales y el turismo sostenible, aunque sin detallar medidas concretas para el desarrollo energético.

En tanto, Alfonso López Chau presenta un enfoque más cuantitativo, con metas como alcanzar el 100% de acceso a la electricidad —desde el 94% actual—, elevar la participación de renovables al 30%, reducir en un 20% el costo de la energía en zonas rurales y «10 parques solares y 5 parques eólicos ya construidos». También incluye el impulso de proyectos piloto de hidrógeno verde y la creación de una hoja de ruta nacional para este vector.

Sin embargo, desde el sector advierten que estas propuestas no reflejan el estado actual del mercado ni los proyectos ya en desarrollo, tanto en renovables como en hidrógeno. “Ya hay más de 13 proyectos al 2028, no están enterados”, cuestionó Farge, y agrega que “falta mayor visión de los megaproyectos de hidrógeno”, en referencia a iniciativas de gran escala que ya se encuentran en marcha en el país.

A pesar del contexto electoral, el sector energético peruano muestra una particular resiliencia frente a los cambios políticos, lo que lo diferencia de otros mercados de la región. “Los impactos de la política peruana sobre el sector económico… son ínfimos o casi nulos”, afirmÓ el CEO.

 “Esto se debe a la fortaleza monetaria y el control de la inflación, sumado al alza de los metales del sector minero que demanda la energía eléctrica renovable”, agregó.

Esto se refleja en que Perú ha atravesado más de ocho presidentes en los últimos años sin alterar el rumbo económico ni energético.

La Ley 32249 y el verdadero termómetro del sector

Más allá del proceso electoral, uno de los principales puntos de atención para el sector energético es la reglamentación de la Ley 32249, orientada a promover un desarrollo más eficiente de la generación eléctrica y mejorar la competencia en el mercado.

Actualmente, la normativa se encuentra en discusión dentro del Ministerio de Energía y Minas, en un contexto de cambios institucionales. “La reglamentación se aprobará con el nuevo ministro del próximo gobierno”, proyectó Farge.

En paralelo, Perú cuenta con una cartera relevante de proyectos renovables. Existe el compromiso de incorporar 13 plantas solares que sumarán 2.243 MW hacia 2028, además de 105 proyectos aprobados que alcanzan los 23.077 MW. Sin embargo, solo 15 de estos proyectos cuentan con Concesión Definitiva de Generación.

Actualmente, el sistema eléctrico registra 1.021,3 MW eólicos y 734,2 MW solares, y se proyecta que la capacidad instalada renovable casi se triplique hacia 2030, alcanzando 2.861,5 MW fotovoltaicos y 1.641,6 MW eólicos.

En este marco, también emergen tensiones regulatorias, particularmente por cuestionamientos al diseño de bloques horarios que podrían favorecer a la generación solar frente a otras tecnologías.

«Hay observaciones de las plantas termoeléctricas sobre el esquema asociado a los bloques horarios para que solamente entren plantas solares en el bloque 8 (de la mañana) a 4 de la tarde, argumentando que no respeta un principio básico que es la neutralidad tecnológica. En la ley no va por ese lado, pero en la propuesta de reglamento sí», aseguró el ejecutivo.

La entrada Elecciones en Perú con más de 30 candidatos: quiénes lideran y qué proponen para las renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

CATL avanza en Argentina con su primer gran proyecto de almacenamiento utility scale, aportando baterías por más de 1,1 GWh de capacidad nominal para desarrollos de Central Puerto en el AMBA, lo que se convertirá en el mayor sistema BESS del país.

Este desarrollo no sólo marca un cambio en la percepción del mercado local, sino también “un hito para el país”, según las palabras de Lucas Ponce, ESS Sales Representative de CATL, al referirse a un proyecto que posiciona al país en un contexto donde el sistema eléctrico comienza a demandar soluciones inmediatas para mejorar su estabilidad y evitar interrupciones.

“Desde nuestro headquarter en China ven a la Argentina como un país súper estratégico, vienen con un all in en el país, poniendo equipo local, apoyo y también la sociedad jurídica para para después estar con la demanda que se empezando a crear y formular”, sostuvo Ponce durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Argentina. 

Mire la entrevista completa con CATL: https://www.youtube.com/watch?v=1pnNA0SxWvE

CAMMESA, renovables y nuevos modelos: las claves que definirán el mercado

Argentina ya llevó adelante la licitación AlmaGBA (713 MW BESS en nodos de Buenos Aires) y mantiene vigente la convocatoria AlmaSADI, destinada a 700 MW de storage stad-alone en distintos puntos del país; siendo las primeras subastas públicas para proyectos BESS de gran escala en territorio nacional.

AlmaSADI busca reducir cortes de suministro y mejorar la confiabilidad del sistema, con requisitos técnicos exigentes: proyectos entre 10 MW y 150 MW, hasta 180 ciclos anuales y una entrega mínima de cuatro horas consecutivas de energía. El cronograma, además, refleja la urgencia del sector, con adjudicación prevista para junio de 2026.

“Hoy claramente las oportunidades del país están pasando por las licitaciones que está lanzando CAMMESA. Vienen a ser una solución a un problema estructural de la red”, reconoció el ESS Sales Representative de CATL

En este escenario, CATL refuerza su rol como integrador de sistemas BESS, abarcando tanto componentes en corriente continua como alterna, lo que implica el desarrollo de un ecosistema de socios locales que mantengan el estándar de calidad, tanto en servicio, comisionamiento, pruebas, operación y mantenimiento.

“Con lo cual estos socios estratégicos que buscamos tener en cada región para nosotros es súper importante y ya estamos desarrollándolos en el país”, subrayó el entrevistado.

Asimismo, el crecimiento del almacenamiento también estará atado a la evolución de la matriz energética, en particular al avance de las renovables, considerando que en 2025 el promedio del abastecimiento de la demanda con renovables fue de alrededor del 17%.

“Cuando se supere el 25-30% de participación ERNC, el almacenamiento dejará de ser una opción y será una necesidad para el sistema”, advirtió Ponce, aclarando que también se suma el un desafío clave de la competitividad frente a otras inversiones energéticas, en un contexto de CAPEX intensivo. 

“Entonces, formula otros tipo de mecanismos para el desarrollo del almacenamiento, como venta de energía por franja horaria, grid forming también para más estabilidad a la red, tiene que venir complementados para que empresas como CATL hagan all-in en el país”, concluyó. 

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Se trata de los proyectos fotovoltaicos: “Alegría Solar”, con una capacidad de 600 MW y 300 MW en almacenamiento y, “Esperanza Solar”, con una capacidad de 300 MW y 150 MW en almacenamiento, ubicados en el estado de Campeche, en la península de Yucatán. Estos proyectos forman parte de la planeación vinculante emitida por la Secretaría de Energía (SENER).

Villarreal Salazar destacó que la formalización de los contratos de cobertura eléctrica marca un hito para la filial; además, con estos proyectos se fortalece el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), garantizando un suministro eléctrico confiable. Al mismo tiempo, se atiende la instrucción de la Presidenta de Mexico, Dra. Claudia Sheinbaum Pardo, de impulsar la generación con fuentes renovables de energía.

A lo largo de estos años, CFE Calificados ha consolidado su experiencia en el mercado eléctrico mayorista; hoy, con la incorporación de energía renovable, fortalece su propuesta de valor y se posiciona como un aliado estratégico para las empresas que buscan crecer de manera responsable.

Con estas acciones CFE Calificados ofrece energía renovable disponible para sus clientes, con precios competitivos y contribuye con el medio ambiente reduciendo la huella de carbono.

CFE Calificados avanza con paso firme y refrenda su compromiso de operar en estricto apego a las iniciativas y directrices impulsadas por la CFE y el Gobierno de México referentes a la Estrategia Nacional de Transición Energética, orientadas a consolidar un sector energético más eficiente, justo y sostenible. Además, continuará con el impulso de alternativas energéticas que generen valor para sus clientes y contribuyan al desarrollo sostenible del país.

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Growatt ha lanzado la iniciativa “Sonrisas Detrás de Cada Kilovatio”, campaña global que celebra a los ingenieros, instaladores y profesionales técnicos cuya experiencia y dedicación hacen posible la implementación de los sistemas solares y de almacenamiento de energía de Growatt en proyectos alrededor del mundo.

La iniciativa comenzó el 16 de marzo y se llevará a cabo hasta el 17 de abril de 2026, e invita a ingenieros de servicio, instaladores y socios EPC de Growatt, así como a equipos de soporte técnico y comisionamiento, a compartir fotos y experiencias desde sus proyectos, mostrando sonrisas genuinas.

Al destacar estas experiencias reales, Growatt busca reconocer a las personas detrás de cada instalación exitosa, al tiempo que fortalece su presencia global en soluciones energéticas inteligentes y la colaboración en la industria.

Reconociendo a los profesionales detrás de cada kilovatio

Cada instalación solar representa mucho más que equipos y tecnología. Detrás de cada sistema en operación hay un profesional que garantiza que el diseño, la instalación, el comisionamiento y la operación cumplan con los más altos estándares de rendimiento, seguridad y normativas locales.

La iniciativa brinda una plataforma para que los profesionales del ecosistema Growatt muestren su trabajo compartiendo fotos con sonrisas genuinas, productos Growatt y sitios de instalación, junto con una breve historia sobre el proyecto y lo que los hace sentir orgullosos como profesionales del sector solar.

Los participantes pueden enviar sus contribuciones al correo marketing@growatt.com. Como oportunidad adicional, también pueden publicar sus fotos en Instagram etiquetando @growatt.new.energy para competir por un premio de interacción en redes sociales.

Reconociendo el esfuerzo de los participantes a nivel global

Para celebrar las mejores historias y destacar las experiencias detrás de las instalaciones en todo el mundo, la campaña incluye premios e incentivos:

• Premio “Top Smiles” (mejores fotos inspiradoras)
  • Tarjeta de regalo de Amazon de $100 × 3 ganadores 
• Premio “Most Popular” (mayor interacción en Instagram)
  • Tarjeta de regalo de Amazon de $75 × 2 ganadores 
• Premios por participación (sorteo entre participantes válidos)
  • Tarjeta de regalo de Amazon de $25 × 2 ganadores 

Todos los premios son acumulables, con un máximo de hasta $200 por participación.

Fortaleciendo la comunidad global de profesionales Growatt

A medida que las soluciones solares y de almacenamiento se expanden a nivel mundial, Growatt continúa trabajando estrechamente con su red global de ingenieros, instaladores y socios EPC para ofrecer soluciones confiables respaldadas por un sólido soporte técnico.

La iniciativa refleja el compromiso de la empresa con el fortalecimiento de esta comunidad profesional, reconociendo sus contribuciones y fomentando el intercambio de experiencias reales entre mercados.

“Cada instalación exitosa cuenta una historia de dedicación, experiencia y colaboración”, afirmó Lisa Zhang. “Con la iniciativa ‘Sonrisas Detrás de Cada Kilovatio’, queremos celebrar a los profesionales que hacen posible que la energía limpia sea accesible para todos, una visión que siempre ha guiado la misión de Growatt”.

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FES Caribe 2026 consolidará su posicionamiento como uno de los principales puntos de encuentro del sector energético en América Latina, con un diferencial claro: la presencia de ejecutivos de primer nivel que hoy están liderando el desarrollo de renovables y almacenamiento en la región. 

La quinta edición del evento se realizará el 20 y 21 de abril en Santo Domingo, en un contexto donde República Dominicana acelera su transición energética. Y el listado de speakers confirma el carácter estratégico del encuentro.

¿Por qué? FES Caribe reunirá perfiles que abarcan toda la cadena de valor, desde fabricantes, desarrolladores, financiadores, utilities hasta autoridades regulatorias. 

ENTRADAS DISPONIBLES

El sector público tendrá un rol clave en el evento, con la participación de figuras como Betty Soto, Viceministra de Energía y Transición Energética de República Dominicana, y Edward Veras, Director Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía. También se suma Charly de la Rosa, desde la misma entidad, reforzando la conexión entre el ámbito regulatorio y el privado.

Además, entre los principales nombres se encuentran Gonzalo Feito y Héctor Núñez de Sungrow, marcando una fuerte presencia de uno de los actores tecnológicos más relevantes del mercado global.

A ellos se suman referentes clave del segmento de estructuras y componentes como Óscar Rubio (SL Rack) y Ángel Alegría (Schletter), mientras que el bloque tecnológico y de almacenamiento estará representado por ejecutivos como Luis Castillo (SolaX Power), Víctor San Román (Pylontech) y Ricardo Garro (CATL).

El ecosistema también incluye actores fundamentales en el desarrollo de proyectos y financiamiento con nombres como Katherine Rosa (Jiménez Peña Advisors) y Antonio Arauz (CIFI) aportarán la visión estructural y financiera; mientras que Vivian Acra (Marsh) y Walter Vargas (FMO) suman la perspectiva de gestión de riesgos e inversión. 

ENTRADAS DISPONIBLES

En paralelo, María Esparza (ACCIONA) y Alfonso Rodríguez (Soventix/ASOFER) aportarán experiencia directa en desarrollo y ejecución de proyectos.

A nivel regional, el evento también contará con ejecutivos como Ignacio Mesalles (JA Solar), Juan Maisterra (Gotion), Gerardo Hernández (TCL Solar) y Juan Manuel Rivarola (Antai), junto a perfiles como Camille Cruz (FlexGen) y Tirso Selman (Caribbean Transmission Development).

Un mercado en plena expansión

El respaldo de empresas líderes como Sungrow, Huawei, CATL, JA Solar, SolaX, Pylontech, Aggreko, CIFI, Marsh, FMO, EGE Haina, Acciona, entre otros partners, confirma el interés del sector en posicionarse en el Caribe. La presencia de estos actores no solo fortalece el evento, sino que también refleja el nivel de madurez y competencia del mercado.

ENTRADAS DISPONIBLES

Este interés se explica por el contexto actual de República Dominicana, donde el almacenamiento se posiciona como eje central del crecimiento energético tras la licitación EDES-LP-NGR-01-2025, que recibió propuestas por 1546 MWp y 1294.57 MWh, consolidando un nivel de competencia que multiplica casi por tres la capacidad licitada (600 MW renovable con BESS). 

El proceso avanza actualmente en su fase decisiva con la evaluación cualitativa de los proyectos. Mientras que la apertura de ofertas económicas está prevista para el 7 de abril, marcando el inicio de la evaluación financiera y un eventual mecanismo de subasta.

La adjudicación se espera entre el 27 de abril y el 5 de mayo, mientras que la firma de contratos está proyectada para el 22 de mayo, configurando un calendario clave para el desarrollo de proyectos en el corto plazo. 

Con un mercado en plena transformación y una fuerte presencia de líderes que hoy definen el rumbo del sector, FES Caribe 2026 se posiciona como una cita obligada para quienes buscan protagonizar el crecimiento de las renovables y el almacenamiento en el Caribe.

ENTRADAS DISPONIBLES

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El desarrollo solar en Centroamérica no avanza de manera uniforme. Las condiciones técnicas del sistema eléctrico, los marcos regulatorios y la percepción de riesgo generan escenarios muy distintos entre países, lo que explica por qué algunos mercados mantienen dinamismo mientras otros enfrentan mayores obstáculos para incorporar nueva generación.

Desde la experiencia regional en proyectos utility scale, Angélica Ferreira Piñeiro, Business Development Manager – Utility Scale Projects LATAM de Yingli Solar, sostuvo que estas diferencias responden a factores estructurales que condicionan el ritmo de crecimiento del sector.

“La diferencia de ritmos en Centroamérica responde principalmente a tres variables estructurales”, afirmó Ferreira Piñeiro. Según explicó, «se trata de la capacidad real del sistema eléctrico, el diseño regulatorio y el riesgo país, elementos que determinan la viabilidad y el avance de nuevos proyectos solares».

Uno de los aspectos determinantes es la capacidad del sistema de transmisión y el acceso a la red, que define cuánto puede crecer la generación renovable en cada país.

En Honduras, por ejemplo, existen restricciones técnicas que limitan la incorporación de nueva capacidad a gran escala. La red presenta saturaciones en distintos puntos de conexión, lo que dificulta el desarrollo de proyectos utility scale y reduce las oportunidades para nuevos desarrollos.

A estas limitaciones se suma el impacto de cambios regulatorios que modificaron las condiciones del mercado eléctrico, particularmente en el segmento de contratos privados.

En ese sentido, el aumento del umbral para ser consumidor calificado —que pasó de niveles cercanos a cientos de kW a más de 5 MW— redujo significativamente el universo de potenciales compradores de energía.

“El incremento del umbral para consumidores calificados a más de 5 MW redujo de forma significativa el espacio para contratos privados”, explicó la ejecutiva. Este cambio afecta directamente la posibilidad de estructurar PPAs privados, uno de los principales mecanismos para el desarrollo de proyectos solares en la región.

Aun así, el país busca abrir nuevas oportunidades mediante procesos de contratación pública de energía. Actualmente se encuentra en marcha la licitación por 1500 MW impulsada por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) para incorporar nueva capacidad de generación al sistema, cuya recepción de ofertas se amplió por tres meses.

Asimismo, más allá del ajuste en el cronograma, el Gobierno revisa el modelo bajo el cual se estructuró la subasta, cancelando el esquema Build, Operate and Transfer (BOT) e incorporando subastas inversas.

En paralelo, factores como la deuda del sistema con generadores, procesos de renegociación contractual y cierta incertidumbre normativa generan cautela entre los inversores y desarrolladores, lo que influye en el ritmo de avance de nuevas iniciativas.

Guatemala liderando el dinamismo regional

Mientras algunos mercados enfrentan restricciones estructurales, Guatemala atraviesa un momento más dinámico para el desarrollo solar.

El contexto reciente estuvo marcado por los efectos de la sequía asociada al fenómeno de El Niño, que redujo la generación hidroeléctrica del país y elevó la dependencia de centrales térmicas, incrementando los precios de la electricidad.

Este escenario abrió una ventana favorable para el ingreso de nueva capacidad renovable, particularmente solar.

Además, Guatemala cuenta con una red eléctrica más robusta y un marco regulatorio que facilita proyectos de menor escala, lo que permite desarrollos más ágiles en comparación con otros mercados de la región.

Entre los mecanismos disponibles se destacan los esquemas de Generación Distribuida Renovable, que habilitan proyectos de hasta aproximadamente 5 MW, favoreciendo la incorporación de nueva capacidad en tiempos más cortos.

A este contexto se suma una de las iniciativas más relevantes del mercado eléctrico guatemalteco: la licitación PEG-5, que contempla la incorporación de hasta 1400 MW de nueva capacidad de generación.

“El nivel de participación en este proceso confirma el interés del mercado y refuerza la percepción de dinamismo”, destacó Ferreira Piñeiro al referirse al proceso licitatorio.

El mercado salvadoreño

En contraste, El Salvador presenta un mercado más consolidado, donde el crecimiento del sector renovable se da de manera más gradual.

Las oportunidades actuales se concentran principalmente en proyectos solares en techos dentro del segmento comercial e industrial, así como en la optimización de activos existentes y el desarrollo selectivo de nueva capacidad.

En paralelo, el almacenamiento energético comienza a ganar relevancia como una herramienta técnica para acompañar el aumento de la penetración renovable en el sistema eléctrico.

Por el momento, sin embargo, este segmento aún no constituye el principal motor de crecimiento del mercado, sino más bien un complemento que irá cobrando mayor importancia conforme aumente la participación de energías renovables en la matriz.

Finalmente, el desarrollo solar en la región también se ve influido por factores internacionales vinculados a la cadena de suministro y al contexto geopolítico.

Las tensiones en Oriente Medio han afectado rutas marítimas estratégicas como el Canal de Suez, el Mar Rojo y el Estrecho de Ormuz, generando desvíos logísticos, mayores tiempos de tránsito y recargos adicionales en los costos de transporte.

En paralelo, el mercado global de módulos fotovoltaicos atraviesa un proceso de ajuste de precios, tras un periodo de fuerte presión sobre los fabricantes.

“Los módulos comienzan a alinearse con los costos reales de producción”, indicó Ferreira Piñeiro.

En este escenario, la logística y los costos de transporte adquieren un rol cada vez más relevante dentro de la planificación de proyectos, influyendo tanto en los presupuestos como en la bancabilidad de los cronogramas de suministro.

En síntesis, aunque el contexto internacional introduce nuevas variables, el desarrollo solar en Centroamérica continúa determinado principalmente por factores estructurales locales, como la capacidad de transmisión, la regulación y la estabilidad de cada mercado eléctrico.

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En el marco del fortalecimiento del trabajo sectorial en la Región de Atacama, la delegada presidencial regional, Sofía Cid Versalovic, informó el nombramiento de Manuel Nanjarí Contreras como nuevo Secretario Regional Ministerial de Energía de Atacama, designación realizada por el Presidente de la República, José Antonio Kast.

Este nombramiento se enmarca en la incorporación de nuevas autoridades en áreas estratégicas para el desarrollo regional, con el objetivo de consolidar una gestión pública más cercana, eficiente y conectada con las necesidades del territorio.

“Queremos que el Gobierno del Presidente José Antonio Kast siga avanzando con equipos que conozcan Atacama, que entiendan sus desafíos y que tengan la capacidad de conectar la gestión pública con las necesidades reales de las personas”, señaló la delegada presidencial, destacando el rol clave del sector energético en el crecimiento sostenible de la región.

Manuel Nanjarí es socieconomista de la Universidad de Valparaíso, con especialización en Desarrollo Económico Local y más de 15 años de experiencia en cargos gerenciales, directivos y de jefatura. Ha liderado equipos a nivel comunal, provincial y regional, con énfasis en articulación territorial y ejecución de proyectos estratégicos.

En el ámbito público, se desempeñó como Seremi de Economía, Fomento y Turismo de Atacama entre 2018 y 2022, además de ejercer como director de Desarrollo Comunitario (DIDECO) en la Municipalidad de Caldera y jefe del Departamento Social y de Proyectos en la Gobernación. En el sector privado, ha desarrollado funciones vinculadas a inversión, relacionamiento comunitario y, recientemente, como Project Manager en proyectos de parques fotovoltaicos.

Respecto de su nombramiento, el nuevo Seremi de Energía, Manuel Nanjarí, señaló que “uno de los principales desafíos será avanzar en la estabilidad de las tarifas eléctricas, porque sabemos el impacto que han tenido en la economía de las familias y de quienes emprenden. Trabajaremos para entregar mayor certeza y contribuir a una mejor calidad de vida en la región”.

Asimismo, agregó que “Atacama tiene un enorme potencial energético, especialmente en energías renovables, pero ese potencial debe traducirse en inversión, infraestructura y oportunidades concretas para las comunidades. Nuestro foco estará en destrabar proyectos, fortalecer la transmisión y el almacenamiento, y asegurar que el desarrollo energético llegue con beneficios reales a los territorios”.

Durante la jornada, la nueva autoridad sostuvo su primera reunión de trabajo con el equipo regional de la Seremi de Energía, instancia en la que abordaron los principales lineamientos de gestión para el período. Asimismo, se reunió con el director regional de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), Iván Lillo, con el objetivo de fortalecer la coordinación institucional en materias de fiscalización, seguridad y continuidad del suministro eléctrico.

La delegada presidencial subrayó que este tipo de nombramientos responden a la necesidad de contar con autoridades con capacidad de ejecución y conocimiento del territorio. “El sello del Gobierno en Atacama debe expresarse en una gestión activa, coordinada y cercana. Esperamos autoridades que aporten experiencia, diálogo y compromiso con el desarrollo de la región”, afirmó.

Con esta designación, el Gobierno refuerza su compromiso con el desarrollo energético de Atacama, una región clave en la transición hacia energías limpias, la atracción de inversiones y la generación de oportunidades para sus habitantes.

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Orygen Perú obtuvo la servidumbre de ocupación permanente para el proyecto Central Solar Fotovoltaica CERW Wayra Solar, un hito regulatorio clave para el desarrollo del que será el primer complejo híbrido eólico-solar a gran escala del país.

La medida fue oficializada mediante resolución del Ministerio de Energía y Minas (MINEM), que establece el derecho de uso del área necesaria para la infraestructura del proyecto, ubicado en el distrito de Marcona, provincia de Nasca (Ica).

Wayra Solar forma parte de un complejo que integrará generación eólica y solar, alcanzando una capacidad instalada total superior a los 400 MW. Este desarrollo combina los parques eólicos Wayra I y Wayra Extensión con la nueva planta fotovoltaica, configurando el primer esquema híbrido de gran escala en Perú.

La central solar demandará una inversión de aproximadamente US$ 71,8 millones y contempla la instalación de alrededor de 130.000 paneles fotovoltaicos en una superficie de 260 hectáreas.

Según el cronograma previsto, la construcción —iniciada en junio de 2025— permitirá que el proyecto entre en operación comercial durante el último trimestre de 2026.

Con la puesta en marcha de Wayra Solar, la empresa incrementará en 36% su capacidad solar instalada y consolidará su posicionamiento en energías renovables dentro del sistema eléctrico peruano.

El complejo permitirá a Orygen alcanzar una capacidad combinada (solar y eólica) de 662 MW, con una producción estimada de 2.390 GWh anuales. Además, contribuirá a evitar la emisión de aproximadamente 1,4 millones de toneladas de CO₂ por año.

La resolución ministerial establece que la compañía deberá garantizar la integridad del área de servidumbre, evitando cualquier uso que interfiera con la operación del proyecto, bajo responsabilidad legal en caso de incumplimiento.

Durante la etapa de construcción, el proyecto generará un promedio de 250 empleos mensuales, con picos de hasta 450 trabajadores, de los cuales el 60% corresponderá a mano de obra local, según datos de la empresa.

El avance de Wayra Solar se enmarca en la estrategia de Orygen de expandir su portafolio renovable y fortalecer la complementariedad entre tecnologías, permitiendo generación tanto en horario diurno como nocturno.

Este tipo de desarrollos híbridos cobra relevancia en el contexto de la transición energética del Perú, al aportar mayor estabilidad al sistema eléctrico y optimizar el uso de recursos renovables disponibles.

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Matrix Renewables, compañía respaldada por la plataforma de inversión de impacto TPG, ha firmado un acuerdo a largo plazo con la empresa EDF para la optimización de un sistema de almacenamiento con baterías de 500 MW/1GWh, actualmente en construcción en Eccles (Edimburgo, Escocia).

En el marco de este acuerdo, EDF prestará servicios de acceso al mercado (route-to-market) y optimizará la operación de las baterías en los mercados energéticos del Reino Unido una vez que el activo entre en funcionamiento. Está previsto que el proyecto inicie su operación comercial en el verano de 2027 y será el primer proyecto independiente de almacenamiento con baterías de Matrix Renewables en Reino Unido, así como uno de los mayores conectados al sistema eléctrico británico.

Ubicada estratégicamente en Eccles, a lo largo de los principales corredores energéticos de transmisión entre Escocia e Inglaterra, esta instalación de almacenamiento con baterías desempeñará un papel clave en el refuerzo de la red y en la facilitación del flujo eficiente de electricidad a través del sistema. Asimismo, al almacenar el exceso de energía procedente de fuentes renovables y liberarla durante los períodos de alta demanda, el proyecto contribuirá a una mayor integración de energías renovables en el sistema eléctrico del Reino Unido.

El proyecto forma parte de la estrategia de Matrix Renewables para expandir su cartera de almacenamiento con baterías y apoyar la transición del Reino Unido hacia un sistema energético más limpio y flexible, apoyando directamente el objetivo de Net Zero 2050 y el compromiso de Clean Power 2035.

Chris Matthews, director comercial de Matrix Renewables, señala: “Estamos muy orgullosos de liderar uno de los mayores proyectos de almacenamiento con baterías del Reino Unido y de contar con EDF para su optimización comercial. El almacenamiento energético desempeñará un papel fundamental para permitir e impulsar el crecimiento continuo de las energías renovables, mientras refuerza la red y la flexibilidad del sistema eléctrico”.

Por su parte, Stuart Fenner, director comercial de servicios empresariales y mayoristas de EDF asegura que: “cumplir con la misión de EDF de construir una “Gran Bretaña Eléctrica” depende de contar con activos flexibles capaces de responder de forma inmediata a las necesidades del sistema. Este proyecto aportará precisamente esa capacidad»

«A través de nuestra plataforma “Powershift”, optimizaremos la batería en tiempo real para apoyar la estabilidad de la red, gestionar los picos de demanda y favorecer una mayor integración de energías bajas en carbono”, añadió.

El proyecto de Eccles ha cumplido todas las condiciones de planificación y ya cuenta con las autorizaciones requeridas, lo que permite que su construcción avance según lo previsto. Matrix Renewables continúa ampliando activamente su cartera de proyectos de generación y almacenamiento con baterías en el Reino Unido y prevé desarrollar más de 3 GW de capacidad en los próximos años.

EDF opera cinco centrales nucleares, más de 35 parques eólicos terrestres y tres parques eólicos marinos. Desde 2009, EDF ha invertido cerca de 9.000 millones de libras en su parque nuclear para mejorar su fiabilidad y prolongar la vida útil de las centrales. Actualmente, estas cinco instalaciones cubren aproximadamente el 12% de la demanda eléctrica del Reino Unido.

Además, es uno de los principales desarrolladores de energías renovables en el Reino Unido a través de EDF Power Solutions UK & Ireland. Cuenta con más de 2 GW de capacidad renovable en operación y más de 10 GW en fase de construcción, planificación y desarrollo, abarcando distintas tecnologías como la eólica terrestre y marina, la solar y el almacenamiento con baterías.

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La compañía Fugro ha sido seleccionada por Petrobras para llevar a cabo una campaña geotécnica en el Proyecto Piloto de Energía Eólica Marina de Río de Janeiro, el primer desarrollo offshore de Sudamérica que avanza bajo un proceso formal de licencia ambiental, según informó la propia empresa.

El proyecto, de 18 MW, marca un hito en la diversificación energética de la región, en un contexto en el que varios países comienzan a desarrollar marcos regulatorios para impulsar la eólica marina.

Las actividades incluyen muestreo de suelo, ensayos in situ y análisis de laboratorio en cuatro ubicaciones costeras y de aguas poco profundas, junto con investigaciones en tierra para apoyar la llegada y el trazado del cable.

Mientras que las operaciones de campo y los análisis comenzarán en abril y continuarán hasta el tercer trimestre de 2026, con la presentación del informe final prevista para 2027.

“A medida que Sudamérica avanza con sus ambiciones en el sector de la energía eólica marina, los datos geológicos iniciales son una de las herramientas más importantes para reducir la incertidumbre y garantizar el éxito a largo plazo de los proyectos”, afirmó Céline Gerson, presidenta y directora del grupo Fugro en las Américas.

“Al asociarnos con Petrobras en esta etapa temprana, contribuimos a establecer la base técnica necesaria para impulsar la energía eólica marina de manera responsable y ampliar las opciones energéticas futuras en Brasil y en toda la región”, agregó.

Y cabe recordar que el presidente de Brasil, Luiz Inácio “Lula” da Silva propuso hacer de Petrobras una empresa energética integrada, retomando fuertes inversiones en fertilizantes, biocombustibles y energías renovables

Tal es así que, a lo largo de los últimos años, la compañía inició el proceso en el Instituto Brasileño del Medio Ambiente y de los Recursos Naturales Renovables (IBAMA)  para la concesión de diez licencias ambientales para el desarrollo de proyectos eólicos offshore por casi 23 GW de capacidad entre los estados de Río Grande do norte (3 zonas), Ceará (3), Maranhão (1), Río de Janeiro (1), Espírito Santo (1) y Río Grande do Sul (1).

Sumado a que cuenta con una con WEG, empresa brasileña que fabrica motores y equipos eléctricos,​ equipos de energía y transporte, para el desarrollo de la turbina eólica “más grande del país”, de 7 MW capacidad, 220 metros de altura (equivalente a seis estatuas de Cristo) y que pesará cerca de 1830 toneladas, conforme a la información compartida por los funcionarios de ambas entidades.

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