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El directorio de la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (ACENOR) de Chile sostuvo un encuentro clave con el Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), en el que se abordaron medidas inmediatas y de largo plazo para fortalecer la seguridad y resiliencia del sistema eléctrico chileno, tras el blackout que ocurrió el 25 de febrero y que afectó a gran parte del país.

“La reunión fue muy importante porque los clientes eléctricos fueron los principales afectados por este blackout”, manifestó Javier Bustos, director ejecutivo de ACENOR, en diálogo con Energía Estratégica. 

Según el ejecutivo, el costo económico de la falla se estima entre USD 400 y 500 millones, lo que pone en evidencia la necesidad de acciones concretas y, por tanto, resulta relevante entender el diagnóstico realizado por el CEN y de qué manera se está avanzando. 

Entre las iniciativas de corto plazo, Bustos destaca la actualización del plan de recuperación del servicio, que ya cuenta con un calendario de implementación. Además, se evalúa el funcionamiento de los esquemas automáticos de generación y carga que, durante la falla, no lograron evitar la propagación del apagón.

Otra preocupación relevante es el monitoreo de los recursos distribuidos, particularmente de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), a fin de “evitar que la desconexión de estos recursos ante una falla propague aún más el efecto en el sistema”.

En cuanto a las medidas de mediano y largo plazo, Bustos explicó que en la instancia se conversó sobre el fortalecimiento de la verificación de las instalaciones críticas: “Discutimos la necesidad de realizar auditorías técnicas que acrediten que las centrales e infraestructuras cumplan con los estándares que necesita el sistema”.

Asimismo, remarcó la necesidad de fortalecer la capacitación y certificación de operarios y despachadores, en un escenario donde cada vez hay más actores en el sistema eléctrico, a fin de garantizar una operación segura y eficiente.

A pesar del tiempo transcurrido desde la falla, el Coordinador Eléctrico Nacional aún recolecta información de los agentes coordinados. Además del informe oficial, se esperan los diagnósticos de entidades externas como Electric Power Research Institute (EPRI) y un grupo de académicos de universidades chilenas.

En paralelo, están en discusión una serie de normativas clave vinculadas a la seguridad y calidad de servicios y a la conexión de medios de generación en el sistema de distribución. 

“Será fundamental que estos análisis alimenten la actualización de estas normas, permitiendo que las nuevas inversiones en generación y almacenamiento eleven los estándares de seguridad del sistema”, sostiene Bustos.

Por otro lado, ACENOR expresó su preocupación por los costos que enfrentan los clientes libres en Chile. “Pagamos cerca de USD 3 millones anuales en planes de recuperación del servicio, además de entre USD 600 y 700 millones en infraestructura de transmisión”, revela Bustos.

“Ello involucra el contrato de energía que cada cliente libre firma, el pago por capacidad para que haya suficiencia, el pago de la infraestructura de transmisión, cargos sistémicos, servicios complementarios donde se incluyen los planes de recuperación de servicio, sobrecostos del sistema y una serie de elementos”, detalló el representante de los clientes libres de Chile. 

El directivo advierte que, pese a estos desembolsos, el sistema no ha ofrecido el nivel de confiabilidad esperado. Por lo que, ACENOR impulsa una agenda que permita optimizar los costos y poner al usuario en el centro de la transición energética, que aborde tanto las necesidades de la oferta como también aquellas de la demanda y a precios más competitivos. 

“Hay que revisar cómo se está pagando la transmisión, los servicios complementarios o incluso el presupuesto del Coordinador Eléctrico Nacional; a la par de rever cómo podemos hacer más eficientes todos los presupuestos y costos”, indicó. 

“Por tanto, el consejo principal para futuras autoridades es que hay que poner a los clientes en el centro, con el objetivo de lograr una transición energética justa para todos”, remarcó el director ejecutivo de ACENOR.

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La transición energética en Colombia sigue ganando impulso en un contexto global que otorga cada vez mayor relevancia a las energías limpias. De acuerdo con World Energy Council (WEC), en 2023 la inversión mundial en energías renovables superó los 1,7 billones de dólares, representando el 70 % del gasto global en generación eléctrica. En Colombia, este fenómeno se refleja en un aumento significativo en la inversión en energía solar y eólica.

En 2025, el país planea activar 22 nuevos proyectos de energía renovable, lo que sumará 697 megavatios a la capacidad instalada, pasando a ser el 15% de la generación de energía eléctrica de Colombia. Esto fortalecerá la matriz energética nacional y atraerá una inversión privada superior a los 500 millones de dólares, de acuerdo con SER Colombia.

Este crecimiento en la incorporación de energías renovables se debe en gran parte a la caída de los costos de tecnologías como la solar fotovoltaica y la eólica, que han permitido a las empresas del sector ofrecer soluciones más competitivas. Asimismo, el sector ha sido dinamizado por la aparición de nuevos modelos de negocio, impulsados en su mayoría por jóvenes emprendedores colombianos, que están innovando en áreas como la comercialización, financiación, soluciones y el acceso a la energía.

La flexibilización del sistema energético, promovida por la generación distribuida (producción de energía eléctrica a través de pequeñas fuentes de generación cercanas a los puntos de consumo), ha permitido mejorar la resiliencia ante posibles crisis, lo cual es crucial para el futuro energético del país.

A la par de estos avances, los consumidores colombianos también están tomando un rol activo. Cada vez más hogares se suman a modelos de autoconsumo y se integran en comunidades energéticas, lo que les permite generar y consumir su propia energía de manera más eficiente y respetuosa con el medio ambiente. Además, los contratos de energía verde ganan terreno, ofreciendo alternativas más sostenibles y responsables para los usuarios.

Sin embargo, los desafíos persisten. La volatilidad de los mercados energéticos, exacerbada por las tensiones políticas y geopolíticas internacionales, sigue siendo una de las principales preocupaciones para los líderes del sector. Frente a este panorama, es necesario fortalecer la planificación, reducir la incertidumbre regulatoria, diversificar las fuentes de energía y continuar invirtiendo en infraestructura para optimizar la transmisión y distribución de la electricidad. La cooperación internacional será crucial en este proceso, ya que es esencial unir esfuerzos entre el sector público, privado y la sociedad civil para alcanzar los objetivos de sostenibilidad y garantizar un acceso equitativo a la energía.

En este marco de transformación y dinamismo, Barranquilla se convertirá en el centro de discusión sobre el futuro energético de América Latina. Del 21 al 23 de mayo de 2025, la ciudad será sede del 8° Encuentro y Feria Renovables Latam, un evento de gran relevancia para los actores del sector energético en la región.

Más de 100 empresas estarán presentes, junto con expertos internacionales, líderes empresariales, funcionarios gubernamentales, y académicos, quienes se reunirán para abordar las tendencias y las oportunidades en energías renovables. Los asistentes tendrán la oportunidad de explorar las últimas innovaciones tecnológicas, participar en ruedas de negocios para fomentar la inversión y conocer los avances en energías limpias, movilidad eléctrica, hidrógeno verde, entre otros.

Este evento, uno de los más importantes en la región, reunirá a más de 4.000 personas, quienes podrán participar en conferencias, paneles y sesiones técnicas sobre temas clave como la evolución de los mercados energéticos, la transformación de la industria y el impacto de las tecnologías emergentes.  Además, la muestra comercial crecerá significativamente, ofreciendo una visión más completa de las soluciones que está implementando la industria de las energías renovables.

El ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, asistirá al evento y será ponente en el Diálogo ministerial: ¿Hacia dónde vamos y qué nos espera?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Recomendaciones del Coordinador Eléctrico Nacional

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El futuro de la red eléctrica, un factor clave

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

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

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

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

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

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

El evento completo de la edición FES Iberia 2024

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

VER AGENDA

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

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

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

Resumen del encuentro

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Evaluación ambiental y plazos de aprobación más ágiles

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Un conflicto sin resolución: el rol pasivo de ANEEL

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Lecciones del apagón y desafíos a futuro

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

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

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

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

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

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

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

Roadmap con norte en la eficiencia y fiabilidad 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Adaptaciones necesarias para un sistema renovable con respaldo

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

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

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

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

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

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

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CVE Chile consolida una hoja de ruta ambiciosa hacia 2028 con más de 40 proyectos en desarrollo y una meta de superar 1,4 GW en capacidad. La compañía, dedicada globalmente al desarrollo, construcción y operación de parques de generación distribuida, busca combinar distintas escalas de proyectos con soluciones flexibles para responder a las dinámicas del mercado energético chileno.

“Con el objetivo de desarrollar en promedio 200 MW por año, en CVE estamos evaluando dedicar una parte de nuestro portafolio a la venta en fase RTB o en etapa COD”, precisó Zakya Ben Ali, country manager de CVE Chile, en diálogo con Energía Estratégica. 

La planificación incluye un pipeline de proyectos ya financiados y otro en vías de ventas, lo que permite sostener el desarrollo con visión de largo plazo. Esta diversificación estructural también se refleja en el tipo de proyectos que componen su cartera: desde Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) hasta Utility Scale de 150 MW de capacidad.

““El portafolio de más de 1,4 GW que estamos desarrollando se basa en una combinación equilibrada de proyectos PMGD y Utility Scale, lo que nos permite abordar distintos segmentos del mercado. Según la demanda, podemos estructurar clústers que integren contratos PPA y sistemas de almacenamiento (BESS), ofreciendo soluciones a medida para cada cliente”, manifestó la especialista. 

La compañía ya está operando en una nueva fase estratégica que incorpora almacenamiento como un eje clave, este paso responde tanto a la evolución del mercado como a las nuevas necesidades de integración de nuevas tecnologías para evitar vertimientos de centrales de generación renovable no convencional (ERNC). 

Hoy en día, el nivel de vertimientos en proyectos PMGD sigue siendo bastante acotado, especialmente en comparación con los proyectos de mayor escala. Sin embargo, la red de distribución está cada vez más limitada por la congestión en las subestaciones eléctricas y la necesidad de obras de refuerzo.

A esto se suma que el mercado presenta señales económicas positivas para el almacenamiento, lo cual habilita acelerar su despliegue. “Los precios de BESS son cada vez más atractivos y podemos empujar más esa estrategia a la mayoría de nuestros proyectos”, sostuvo la directiva.

“Ahora estamos avanzando hacia una generación distribuida más diversificada: con baterías, más PPA y mayor eficiencia. Aunque esta transición lleva dos años en desarrollo, 2025 marcará claramente el punto de consolidación operativa de este nuevo enfoque” agregó la entrevistada.

Desafíos para el sector

A pesar del impulso estratégico, CVE Chile se enfrenta a retos estructurales, especialmente en lo que respecta a la tramitación de permisos. En este contexto, la acumulación de solicitudes ha extendido los plazos significativamente, generando retrasos en la planificación.

“Antes, un proyecto PMGD se desarrollaba en tres años, pero en algunos se extendió hasta cinco años”, reveló la country manager de CVE Chile. 

Este desajuste afecta no solo la previsibilidad del negocio sino también la posibilidad de responder ágilmente a las necesidades del sistema, dado que algunas obras de refuerzo vinculadas a los proyectos también sufren demoras que comprometen el calendario general de ejecución.

No obstante, desde la compañía reconocieron voluntad y apertura por parte del Gobierno para enfrentar esta problemática, por lo que esperan que en el corto plazo mejoren y se optimicen los plazos.

En un entorno energético desafiante, marcado por congestión en redes, complejidades normativas y presión por acelerar la transición, CVE Chile se posiciona como un leader que combina visión estratégica y capacidad operativa. “El 2025 es un año desafiante, pero teniendo la fortaleza de ver toda la cadena de un proyecto, desde el desarrollo a operación, nos da la oportunidad de adaptarnos al mercado”, concluyó Ben Ali.

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En el marco del Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), Harold Steinvorth, director de Generación Distribuida para Latinoamérica de Trina Solar, anticipó un cambio de tendencia en los precios de los principales componentes fotovoltaicos. El directivo sostiene que la caída sostenida de precios en el último año ha tocado fondo y que el sector comenzará a ver una recuperación que restablezca el equilibrio comercial de la cadena de valor.

“Los precios de módulos sí han caído drásticamente e innecesariamente también”, manifestó Harold Steinvorth, subrayando que se trata de una situación crítica para los tecnólogos. “Estamos en un momento en donde los fabricantes de paneles solares hemos vendido módulos por los últimos meses, si no año y pico, por debajo de costo”, advirtió. Esta dinámica, según el portavoz de Trina Solar, no es saludable para ninguna industria y debe corregirse.

Desde su visión, el mercado ya había alcanzado valores competitivos hace tiempo, con retornos atractivos para la mayoría de los actores del sector. “Los precios que teníamos hace un año, estábamos hablando de precios de 14 centavos, 15 centavos, pues ya eran precios bastante atractivos”, recordó el referente empresario. Sin embargo, la profundización de la caída trajo consecuencias negativas para los fabricantes y distribuidores.

Steinvorth comentó que esta situación no es exclusiva de los módulos, sino que comienza a afectar también a otros componentes principales de la cadena de valor fotovoltaica. “Ahora también escuché que está sucediendo también con los inversores, bueno, la estructura todavía no, pero esperemos que no llegue a eso, ni tampoco el almacenamiento”, señaló.

En este contexto, Trina Solar espera que los precios de los módulos e inversores comiencen a subir hasta alcanzar un punto de viabilidad comercial para todos los eslabones. “Es importante que el precio recupere, que el mercado esté preparado, avisado, de que esto es una situación real”, recomendó.

Expectativas para la generación distribuida

Otro de los temas que abordó el directivo durante su participación en FES Mexico es el potencial crecimiento de la generación distribuida en México. Allí, consideró que existen condiciones favorables, pero que es necesario consolidar algunos aspectos claves del marco regulatorio y financiero.

“Hace un año estábamos hablando justamente en este panel de las oportunidades que tenía México de crecer en el segmento de generación distribuida y ahora, con las nuevas reglas que están por implementarse, creo que se nos está abriendo esa oportunidad”, destacó Steinvorth.

Y aunque advirtió que todavía “falta ese último empujón” para consolidar el escenario normativo y operativo, “a la hora de tener una seguridad jurídica con las nuevas reglas bien claras, definitivamente también van a ser atractivo de capital y poder dinamizar y que el financiamiento sea un catalizador en la industria”, subrayó.

Para este segmento de mercado, Steinvorth también se refirió a las tecnologías que se perfilan como estándar en la industria. En particular, destacó la consolidación del TopCon, que Trina Solar y más del 70 % de los fabricantes a nivel mundial están impulsando.

“El TopCon es una tecnología vieja y hasta ahora viene siendo una tecnología que alcanza un grado de madurez comercial”, introdujo el referente empresario para anticipar que ya se perfila una segunda generación de esta tecnología, que traerá eficiencias más altas bajo los mismos formatos y tamaños actuales.

La elección de módulos, según el directivo, dependerá más del mercado que de la oferta. En este sentido, llamó a reforzar la formación del cliente final para que tome decisiones más informadas. “En la educación del usuario final y que ese ‘siempre más es mejor’, es en donde creo que todos los que estamos aguas arriba no hemos logrado educar bien al usuario”, reconoció.

Incluso plantea que muchas instalaciones sobredimensionadas podrían evitarse con un enfoque más técnico. “Hay opciones en el mercado y es cuestión de que los diferentes actores que hay aguas abajo de los fabricantes también estén alineados con ese mensaje”, afirmó.

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Ecoener sigue sumando más capacidad renovable hasta llegar a los 150 MW en Panamá. Mientras lleva a cabo la construcción de 48 MW totales en provincia de Veraguas, ha recibido la concesión provisional de nuevos proyectos.

Los nuevos proyectos sumarían 19,8 MWac y 23,92 MWdc, cada cual de 9.90 MWac y 11,96 MWdc. Se trata del Parque Fotovoltaico A Coruña y el Parque Fotovoltaico María Pita. Ambos a ubicarse en el corregimiento de Mendoza, distrito de La Chorrera, provincia de Panamá Oeste.

Mediante la Resolución AN N° 20056 y la Resolución AN N° 20057, la empresa obtuvo el certificado de Licencia Provisional y tendrá 12 meses para presentar a la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos documentos tales el titulo de Propiedad o constancia de arrendamiento para uso del terreno, planos, información detallada de la conexión a la red, entre otros.

Luego, podrá proceder enviando el cronograma actualizado que detalle las actividades a realizar para la obtención de la Licencia Definitiva que les permitirá posteriormente avanzar en la construcci6n, instalación, operación y explotación de la planta para la generación de energía.

Cumplido aquello, Coruña y María Pita se sumarían al listado de proyectos de Ecoener en ejecución, como la Planta fotovoltaica Santiago, la Planta Fotovoltaica La Mesa, la Planta Fotovoltaica Agua Viva y la Planta Fotovoltaica San Bartolo actualmente en construcción, todos de 12MWp ubicados en el Distrito de La Mesa, Provincia de Veraguas.

“El objetivo nuestro es alcanzar los 150 MW en el país”, comentó Patricia Forjan, directora comercial de Ecoener en Panamá.

Pero las iniciativas de la empresa no se detienen sólo con los proyectos de generación. El pasado mes fueron distinguidos por el Ing. Alberto Melamed, alcalde del distrito de Montijo por apoyar actividades deportivas. Además, buscan ampliar su impacto positivo con otros trabajos a nivel social y ambiental.

«Somos la única empresa en Panamá que estamos haciendo capacitaciones sobre gestión ambiental. Además vamos a reforestar una de las islas de interés nacional que es Isla Cébaco”, añadió la referente de Ecoener en conversación con Energía Estratégica.

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ZNShine, fabricante con más de 30 años de experiencia en la industria fotovoltaica, promueve dos soluciones tecnológicas con gran receptividad en nuevos proyectos solares en Latinoamérica.

En el marco del evento Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), Manuel Arredondo, Country Manager México de ZNShine, explicó que, aunque ZNShine mantiene una línea conservadora en el diseño del motor del panel, ha desarrollado innovaciones clave para incrementar su competitividad.

En concreto, el ejecutivo detalló que la empresa está enfocando su estrategia en paneles rígidos con vidrios recubiertos de grafeno y paneles flexibles de bajo peso, pensados para mercados y aplicaciones específicas.

Respecto al encapsulamiento en vidrio destacó sus propiedades autolimpiantes. “Buscamos tener una solución costo eficiente, en este caso TOPCon; sin embargo, la encapsulamos en un vidrio especial que permite (…) una reducción del soiling factor de hasta el 30%”, destacó Arredondo.

Este desarrollo se apoya en una de las patentes más destacadas de la compañía: su revestimiento especial de grafeno, un nanomaterial reconocido por ser el más delgado, ligero y resistente del mundo. Su aplicación sobre el vidrio otorga propiedades hidrofílicas a los módulos, permitiendo repeler el polvo y la suciedad y reduciendo así la frecuencia de limpieza. Según ZNShine, esta tecnología ha sido clave para la firma de contratos PPA en países como México, y ha comenzado a permear en mercados de distribución.

De acuerdo con el referente de la empresa en México, se trata de una solución costo eficiente que va ganando mercado. En tal sentido, el comportamiento reciente del precio de los paneles solares fue otro aspecto que el ejecutivo analizó con detalle. Aunque reconoció incrementos en los costos, también hizo referencia a una reducción significativa en relación con valores históricos. “El panel cuesta ahora la mitad de lo que costaba hace un año y medio… en costo comparativo, pues es mucho más barato ahora, inclusive con los incrementos”, precisó Arredondo.

Por otro lado, Manuel Arredondo indicó durante su participación en FES Mexico que la compañía está apuntando a paneles flexibles de hasta 510 W y tan solo 8 kg de peso, lo que representa una reducción significativa frente a los paneles rígidos tradicionales que rondan los 30 kg. Esto abre nuevas posibilidades de instalación en superficies antes descartadas por limitaciones estructurales.

“Lo interesante es que es de bajo peso… todos esos techos que han sido descartados sistémicamente desde 2014 o 2007 actualmente se vuelven a activar en el 2025, lo cual es una alternativa muy interesante”, remarcó Arredondo, en relación con las oportunidades del producto flexible. Esta innovación tiene una alta receptividad en Latinoamérica, especialmente en aplicaciones BIPV (Building Integrated Photovoltaics), donde la integración arquitectónica es fundamental pero también en instalaciones en techos curvos y/o que precisan cargas livianas.

En ese contexto, alentó a los desarrolladores a identificar nichos de mercado y diseñar soluciones específicas a partir de las características de cada proyecto.

En el caso de México, consideró que la evolución del mercado ha sido clave para impulsar estas estrategias tecnológicas. En opinión del representante de ZNShine, la cancelación de subastas en 2018 actuó como catalizador para el desarrollo de un ecosistema robusto en generación distribuida, que hoy destaca por su dinamismo de contratos e innovación en los diseños de nuevos proyectos fotovoltaicos.

“Viene de una cancelación de subastas en el 2018 que ha llevado a una profesionalización fuerte en ingeniería y en desarrollo”, sostuvo Arredondo. A su juicio, el mercado local respondería aún mejor cuando se eliminen barreras, destacando la importancia de facilitar permisos y evitar trabas regulatorias que puedan frenar nuevos modelos de negocio, especialmente en PPAs.

“Creo que definitivamente el mercado de generación distribuida es muy positivo en México. Es un mercado que le gusta experimentar con nuevos productos, con nuevos modelos de negocio, definitivamente es importante cuidarlos”, subrayó.

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La inclusión de baterías en los proyectos renovables plantea nuevos desafíos para el sector asegurador en República Dominicana, entre ellas incertidumbres técnicas que requieren un análisis detallado por parte de aseguradoras y reaseguradoras.

“Se agrega incertidumbre en el momento de la inclusión del almacenamiento en los proyectos, una tecnología relativamente nueva, localmente de baja experiencia, porque para el reasegurador y el asegurador se está agregando un factor más de riesgo.”, sostuvo Nelson Cordero, director comercial de Seguros APS, durante el evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe). 

El directivo subraya que esta tecnología genera una mayor concentración de valores asegurados en una misma ubicación física, lo cual incrementa el valor en riesgo ante eventualidades. “Estamos hablando de una mayor concentración de valores a riesgo en una misma ubicación, que básicamente pudiera duplicar o incrementar significativamente el valor que se tiene en peligro ante cualquier tipo de eventualidad, más los riesgos propios de una nueva tecnología que todavía desconocemos”, remarcó.

La situación se vuelve aún más desafiante en la antesala de la licitación de las distribuidoras eléctricas, un proceso que genera incertidumbre sobre si coexistirá con el mecanismo de contratación directa vigente. 

A esto se suman los requerimientos técnicos actuales, como la exigencia del 50% de capacidad de almacenamiento para proyectos renovables variables mayores a 20 MW, con escasa claridad sobre los modelos de compensación; debido a que, en un escenario con un cambio de tecnología e introduciendo un nuevo factor como el almacenamiento y sin predictibilidad en cuanto a los precios, desde el sector ya han manifestado que resulta difícil pedir un financiamiento sin un PPA.

A pesar de este contexto desafiante, Seguros APS ha logrado consolidar una presencia relevante en el mercado de energías limpias. La empresa, con más de 25 años de trayectoria en el sector asegurador y una reciente expansión hacia fondos de pensiones y administración de fondos de inversión, ha asegurado once parques solares con una capacidad instalada de 620 MW y un valor total en riesgo de aproximadamente 800 millones de dólares.

“Es un negocio en el cual creemos y hemos respaldado aproximadamente un 20% de participación de mercado”, afirmó Cordero, reflejando el compromiso de la aseguradora con el desarrollo renovable del país.

Desde la perspectiva climática, República Dominicana ofrece una localización óptima para la generación solar y un track récord “bondadoso”, pero también una alta exposición a catástrofes naturales, lo que deriva en un “tiempo óptimo” para las colocaciones de seguros. 

En este entorno de riesgos climáticos y tecnológicos, la información técnica y la documentación rigurosa se vuelven herramientas clave para garantizar colocaciones de seguros eficaces. Para Cordero, la transparencia y el respaldo documental son elementos fundamentales que habilitan mejores condiciones contractuales.

“El desarrollador que busque hacer una colocación de seguro tiene que documentar la misma documentación que lleva a la banca o los inversionistas para capturar el capital, debe transparentarla al asegurador”, expresó.

“Con el almacenamiento hablamos de una tecnología relativamente nueva, pero todo lo que se pueda documentar y demostrar, facilitará y agilizará todas las gestiones del proyecto”, resaltó, aclarando que la estrategia más eficiente parte de identificar aseguradoras que compartan la visión del desarrollador, como práctica esencial para alinear objetivos entre partes.

“Lo ideal es documentar y utilizar las herramientas idóneas y los canales adecuados para hacer las colocaciones de seguro, no solamente limitado al proceso, ya que al mismo tiempo está la protección que necesita el inversionista de una recuperación ante cualquier catástrofe que se salga de las manos del desarrollador. Por lo que, a mayor información y documentación, el apetito lo va a abrir y abrirá las tarifas y costos que eso me va a traer en consecuencia”, concluyó. 

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El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile llevó a cabo la apertura de ofertas administrativas y técnicas de la re-licitación de obras de expansión del sistema de transmisión eléctrica vía el Artículo 157 y Decretos Exentos N° 4/2024 y N°200/2022.

El proceso recibió el interés de las empresas Tucapel Energía, Changshu Fengfan Power, Engie, Sistema de Transmisión del Sur, Transemel y PowerChina, firmas recurrentes en este tipo de convocatorias en el país. 

Dichas compañías presentaron ofertas para 8 de las 11 obras de transporte eléctrico, las cuales tienen plazos de ejecución que oscilan entre 18 y 48 meses, siendo mayormente para ampliar las subestaciones eléctricas del Sistema Eléctrico Nacional de Chile (SEN). 

Entre las particularidades de la convocatoria se destaca que Tucapel fue la única empresa que ofertó para el aumento de capacidad línea 1×66 kv TAP Loma Colorada – Loma Colorada y ampliación en S/E Loma Colorada.

Además, Engie fue la única que hizo lo propio para el seccionamiento de la línea de transmisión  1×110 kV Arica – Pozo Almonte en la subestación eléctrica Dolores, de la cual es propietaria. 

Mientras que aquellas empresas que se postularon para la ampliación en la SE Calama, debían hacerlo tanto en 110 kV y 220 kV debido que sólo se podía presentar una oferta global para dicho grupo, en lugar de separarlas como obras individuales como sí se permitía para los otros proyectos. 

El Coordinador Eléctrico Nacional iniciará el proceso de evaluación de las propuestas administrativas y técnicas, y posteriormente realizará la apertura de ofertas económicas de la licitación. En tanto que la entidad deberá resolver la adjudicación en un plazo máximo de 60 días hábiles, de acuerdo a lo informado en las bases de la convocatoria. 

A continuación, el detalle de las propuestas de cada empresa:

• Tucapel Energía
  • Aumento de capacidad línea 1×66 kv TAP Loma Colorada – Loma Colorada y ampliación en S/E Loma Colorada
  • Reactor en S/E Nueva Pichirropulli
  • Ampliación en S/E Ancud (NTR ATMT)
  • Ampliación en S/E Nueva Pichirropulli 220 kV (IM)
• Sistema de Transmisión del Sur
  • Ampliación en S/E Ancud (NTR ATMT)
• Engie
  • Seccionamiento línea 1×110 kV Arica – Pozo Almonte en S/E Dolores
• Changshu Fengfan Power Equipment
  • Ampliación en S/E Calama 110 kV
  • Ampliación en S/E Calama 220 kV
  • Reactor en S/E Nueva Pichirropulli
  • Ampliación en S/E Ancud (NTR ATMT)
  • Ampliación en S/E Nueva Pichirropulli 220 kV (IM)
• Transemel
  • Ampliación en S/E Calama 110 kV
  • Ampliación en S/E Calama 220 kV
• PowerChina 
  • Ampliación en S/E Calama 110 kV
  • Ampliación en S/E Calama 220 kV

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Comienza la cuenta regresiva para un nuevo webinar exclusivo. Tras el reciente encuentro «Storage: Oportunidades en Latinoamérica», se avecina un nuevo espacio virtual organizado por Energía Estratégica, medio especializado de Strategic Energy Corp.  

El jueves 12 de junio se realizará el webinar titulado «Innovación tecnológica de la fotovoltaica», cita en la que referentes del sector energético analizarán el presente, desarrollo y futuro de la energía solar y su papel para la transición energética en la región.

La actividad dará inicio a las 8:00 hs (México), 9:00 hs (Colombia y Panamá), 10:00 hs (Chile) y 11:00 hs  (Argentina, Chile y Uruguay) y contará con inscripción gratuita, por lo que estará abierta al público general, profesionales del sector, desarrolladores, fabricantes y actores del ecosistema energético.

En un contexto de fuerte expansión del sector solar en distintos mercados latinoamericanos, el evento reunirá a referentes técnicos y estratégicos para debatir sobre las principales dinámicas de crecimiento, las demandas actuales del mercado y las soluciones tecnológicas que están marcando la diferencia. 

INSCRIPCIÓN GRATUITA

Es por ello que el programa contempla dos paneles centrales que permitirán abordar un análisis estratégico de los mercados, así como una visión especializada de expertos de primer nivel. 

A las 9:00 hs COL se desarrollará el primer panel de la jornada, denominado “Enfoque regional: Dinámicas de crecimiento y oportunidades en los mercados de Latinoamérica”, que explorará los marcos regulatorios, estrategias de inversión, proyecciones de expansión y cómo avanzan las diversas metas fijadas en los países

Mientras que el segundo panel de debate comenzará a las 9:45 hs COL, bajo la temática “Innovación tecnológica: ¿Qué demandan los mercados solares y hacia dónde evolucionan las soluciones fotovoltaicas?”. Allí se debatirá la importancia de la eficiencia en los proyectos, la evolución de productos del sector, retos, posibilidades y perspectivas en la integración con proyectos tanto utility scale como de generación distribuida. 

Ambos paneles contarán con la participación de referentes de empresas de primer nivel destacadas del sector fotovoltaico de Latinoamérica, quienes compartirán su conocimiento técnico y estratégico en torno a las tendencias que están redefiniendo el mercado solar.

Por lo que el webinar «Innovación tecnológica de la fotovoltaica» se presenta como una oportunidad clave para acceder a información actualizada, conocer experiencias concretas y establecer vínculos con otros actores relevantes de la industria energética, en un espacio de discusión de alto nivel.

INSCRIPCIÓN GRATUITA

No se pierda la oportunidad de asistir e inscríbase gratuitamente para participar del encuentro organizado por Energía Estratégica y mantenerse al tanto de las principales novedades para la industria renovable.

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La tecnología fotovoltaica supera los 12,5 GW de capacidad instalada en México, de acuerdo con datos de ASOLMEX a diciembre del 2024. Si bien la mayor capacidad corresponde a proyectos utility scale (8,1 GW), la generación distribuida ha tenido un crecimiento exponencial en los últimos años (4,4 GW).

Solo en 2024 se concretaron más de 106 mil nuevos contratos por 1.086 MW, marcando un incremento interanual del 48,4 %. Este fenómeno confirma lo que Itzel Rojas, gerente de ventas para México y Chile de Seraphim, destaca como una de las particularidades del mercado mexicano: “es interesante cómo en un país tan grande lo que permea y manda en el mercado actualmente es la generación distribuida”.

No obstante, también están comenzando a destrabarse iniciativas de gran escala. De acuerdo con Itzel Rojas, los números de la participación de la energía solar en la matriz eléctrica mexicana podría ir en ascenso si se retoman proyectos utility scale que habían entrado en standby durante el sexenio de gobierno anterior y algunos nuevos proyectos que impulsaría el sector público de la mano de la empresa estatal de electricidad.

“Estamos empezando a ver varios proyectos de utility que empiezan a florecer, que quizás estaban frenados o que se encontraban en standby pero ya están cambiando su perspectiva”.

Durante una entrevista audiovisual en Future Energy Summit Mexico (FES Mexico) la referente empresaria consideró que el sector solar está siendo contemplado con otra visión desde la política pública, incluso con objetivos concretos que se están comenzando a trazar en planes de expansión como el anunciado por la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

“Comparado con el año pasado, sí se nota un interés genuino de la industria especializada en la energía fotovoltaica, pero no solo de la industria, sino también del gobierno”.

“Hay muchas altas expectativas de mejora en el mercado. Vemos ya objetivos planteados en el Plan México que lanzó la presidenta. Entonces, ahí estaremos atentos a si estos cambios se van dando paulatinamente o rápidamente”, comentó.

Dentro de las proyecciones de crecimiento de CFE, el nuevo Plan de Fortalecimiento y Expansión del Sistema Eléctrico Nacional contempla 4.673 MW de proyectos solares, incluyendo los avances en el proyecto fotovoltaico Puerto Peñasco, donde se licitarán 580 MW adicionales antes de fin de año. Para Seraphim, estos desarrollos abren oportunidades para innovar en soluciones adaptadas a distintos segmentos del mercado.

En ese sentido, la compañía está posicionando su tecnología TopCon, una de las que más predomina actualmente a nivel global. “Los fabricantes de paneles solares tenemos que tener una patente para su fabricación, y cuando esta se crea, todos tenemos la responsabilidad de producir masivamente. Seraphim tiene bastantes patentes y puede fabricar en distintas potencias esta tecnología”, explicó Rojas.

El módulo que más se comercializa en México en estos momentos, señala la especialista, es un bifacial de celda rectangular en potencias de 610 W y 620 W. Pero más allá de ese modelo convencional, la firma también está desarrollando productos con un alto grado de diferenciación técnica, como el módulo flexible y el módulo “full screen”.

El enfoque de Seraphim va más allá de los productos. Rojas remarca la importancia de ofrecer un servicio técnico de calidad, adaptado a las necesidades de cada cliente: “Nos estamos esforzando mucho por llevar información y dar un servicio premium de atención. Estamos muy acostumbrados a tratar con clientes de alto nivel y de todo el rubro de la fotovoltaica en general”.

La compañía también prepara su incursión en soluciones integrales que incluyan sistemas de almacenamiento. En alianza con CRRC, Seraphim busca combinar sus módulos con baterías y inversores PCS desarrollados por la firma china. “CRRC tiene un gran avance en cuanto a investigación y desarrollo. Y bueno, Seraphim también es un brazo fuerte en cuanto a módulos fotovoltaicos. Entonces el poder unir esas fuerzas nos ayuda realmente a penetrar el mercado de forma buena”, asegura Rojas.

Ese enfoque integral podría ser crucial en los próximos años. México contempla incorporar 2.216 MW de almacenamiento solo a través de CFE, además de hasta 13,5 GW adicionales entre 2024 y 2038, si se suman inversiones que proyecta el PRODESEN. La articulación de soluciones híbridas y flexibles, con respaldo energético y electrónica avanzada, será determinante para que tanto la generación distribuida como los grandes parques sigan expandiéndose en un sistema eléctrico cada vez más exigente.

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El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) comienza a mostrar un impacto concreto y positivo en el sector energético argentino, particularmente para el segmento de las renovables, más allá que incluye incentivos en otros rubros e industrias de la economía nacional. 

Juan Cruz Azzarri, abogado especializado en derecho energético y partner del estudio legal Martinez de Hoz & Rueda (MHR), analizó la repercusión del régimen y destacó que puede marcar el inicio de un nuevo ciclo de desarrollo para grandes proyectos a nivel nacional.

“El RIGI ya está generando un impacto muy positivo, dado que baja el impuesto a las ganancias de 35 a 25 puntos, da estabilidad fiscal y regulatoria, brinda libre disponibilidad de divisas y otorga una serie de garantías para incentivar la inversión para todos aquellos proyectos que adhieran”, sostuvo durante el evento Future Energy Summit (FES) Argentina. 

Estas condiciones resultan clave para destrabar el financiamiento, especialmente el internacional, y justificar la viabilidad económica de nuevos desarrollos.

“Con todo el pipeline y oportunidades que hay, necesitan de ciertas regulaciones adicionales respecto al mercado para que sea más rápido el desarrollo. Pero todos los proyectos que se hagan en los próximos 2 o 3 años, si el poder ejecutivo extiende el plazo del RIGI, pueden ser de gran envergadura por la viabilidad necesaria para realizarlos”, agregó el especialista.

Un ejemplo tangible es el parque solar El Quemado, de la firma YPF Luz, ubicado en el departamento de Las Heras, provincia de Mendoza, que se convirtió en el primer proyecto aprobado bajo el RIGI. 

La iniciativa contempla una inversión en dos etapas que permitirá alcanzar 305 MW de capacidad instalada, a partir de 500.000 paneles fotovoltaicos bifaciales, cuya energía será comercializada en el mercado mayorista a través del MATER.

Además, desde el estudio legal MHR ya trabajan en tres nuevos proyectos que están en carpeta y con intenciones firmes de presentarse al régimen, algunos de ellos impulsados por inversores internacionales. 

Azzarri aseguró que la herramienta “permite justificar a inversores extranjeros la inversión en Argentina”, y que la adhesión de las principales provincias con potencial renovable ha contribuido a reducir la incertidumbre legal y económica, incluso a nivel municipal.

El especialista también pone el foco en la capacidad de transporte eléctrico, un cuello de botella para el crecimiento del sector. Sin embargo, observa que el RIGI también permite superar este obstáculo, ya sea con proyectos propios de transmisión eléctrica, o bien asociados a parques de generación. 

Retos pendientes para consolidar el régimen

Uno de los desafíos clave es contar con un marco regulatorio más claro y competitivo. “Estamos volviendo a un mercado competitivo donde se tiene que dar la discusión para tener mayor certidumbre respecto a cuál va a ser el campo de juego”, afirmó el abogado de MHR. 

En ese sentido, considera que las señales y lineamientos de mercado que está emitiendo la Secretaría de Energía de la Nación son un paso en esa dirección, aunque todavía insuficientes para consolidar el nuevo ciclo de expansión.

Asimismo, un aspecto central para el futuro del sector es que las distribuidoras eléctricas se vuelvan sujetos de crédito y también estén obligadas a cumplir objetivos de consumo de energía renovable, tal como sucede con los grandes usuarios. 

“Hay que sacar regulaciones para que tengan que cumplir lo mismo, aunque hoy no estén en condiciones económicas de hacerlo, pero con garantías del sistema de CAMMESA o del Estado nacional como escalón inicial y luego se reduzcan esas garantías a medida que las distribuidoras sean sujetos de crédito”, planteó Azzarri. 

“También sería interesante la necesidad de que haya algún pago mínimo y algún grado de consideración de la potencia. Reconocer ciertos pagos para la industria renovables, o dar algún ingreso mínimo que permita el financiamiento y el repago del mismo en el mediano y largo plazo para el desarrollo de renovables y que compitan en igualdad”, concluyó.  

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El paquete de reformas constitucionales en México continúa dando qué hablar. La Ley del Sector Eléctrico (LESE), que llegó para desplazar a la Ley de la Industria Eléctrica (LIE), es una de las propuestas de leyes secundarias en materia energética que más repercusiones directas traería al ámbito de las energías renovables.

Esteban Torres Gutiérrez, director de LT Consultores —firma especializada en consultoría legal y gestión de actividades previas a la construcción de infraestructura eléctrica—, consideró en una entrevista con Energía Estratégica que la transformación legislativa ha sido profunda y que esperan a la reglamentación para terminar por comprender cómo aterrizarán las nuevas medidas en la actividad diaria.

“Apenas en el sector nos estábamos acomodando a la ley de la industria eléctrica y viene un cambio de régimen en México muy importante. Salvo por el punto de la estatización, en otros aspectos pareciera que viene más noble todo lo que es el cuerpo de la ley. Pero hasta que no tengamos los reglamentos que se emiten hasta dentro de 180 días promulgada la LESE, pues aún seguirá en vigor la LIE”, puntualizó.

En la LESE se anticipan nuevos conceptos que podrían cambiar las reglas del juego para proyectos privados en distintos aspectos. Entre ellos, el director de LT Consultores explicó a este medio de noticias que aparecen cambios vinculados a estudios o tramitología previa, como una nueva «Manifestación de Impacto Social del Sector Energético (MISSE)», cambios al capítulo «Del Uso y Ocupación Superficial», cumplimientos de «avalúos», entre otros.

Vinculados a aquellos, un punto crítico que se desprende de las modificaciones al artículo 2 constitucional sobre el reconocimiento de derechos a los pueblos y comunidades indígenas y afromexicanas pareciera haber pasado desapercibido por algunos actores que podrían recibir impactos directos en los costos y plazos de los estudios requeridos para infraestructura eléctrica de transmisión y generación.

“El nuevo artículo 2 constitucional implicará un cambio grandísimo en las leyes mexicanas que van a repercutir en todo el cuerpo jurídico de México”, advirtió Esteban Torres Gutiérrez.

El sector eléctrico no sería la excepción. “Si tú quieres construir un nuevo proyecto energético, un campo solar, un parque eólico, una línea de transmisión, subestación eléctrica, y tu proyecto en México llega a impactar a una comunidad indígena, aunque no tengan regularizada su tierra, tendrás que contemplarlo en tus estudios y gastos, no sólo para mitigación”, remarcó el consultor.

Según el especialista de profesión sociólogo, la implementación del MISSE traerá consigo una nueva exigencia: realizar estudios de impacto social mucho más serios, rigurosos y científicos que los elaborados bajo el esquema anterior de Evaluación de Impacto Social (EVIS).

Torres describió que los procedimientos del EVIS se podrían considerar mucho más simples que la metodología que deberá empezar a implementarse con las MISSE: “En México, hacías la evaluación de impacto social en dos o tres meses, inmediatamente era entregarla a la Secretaría de Energía, y si ya cumplías con eso, te la sellaban, o no pasaba más que te hicieran unas pequeñas observaciones, las atendías, la volvías a regresar y ya te daban el resultado positivo”.

Con la MISSE, en cambio, el panorama cambiaría drásticamente: “Con la Manifestación de Impacto Social del Sector Energético ya tendrías que hacer evaluaciones que has de cuenta que serían similares a lo que es una evaluación de impacto ambiental”.

Torres adelantó que el Estado tendría la facultad de rechazar un proyecto basándose en el contenido de la evaluación social: “Ahora sí el Estado te va a decir ‘¿sabes qué? En base a tu evaluación de impacto social, no te doy el permiso’. Antes con la EVIS no pasaba eso, pero hoy se va a poner más duro el gobierno en la revisión de ese tipo de evaluaciones de impacto social, y ahora sí te va a ordenar mitigación a los impactos sociales que hagas”.

De allí, los desarrolladores, inversionistas y promotores de proyectos tendrán que considerar desde el principio los recursos para atender los aspectos sociales de los proyectos, es decir que no sólo será un costo vinculado al estudio sino que ahora también deberían compartir recursos de sus proyectos a las comunidades. Aspecto que mueve mucho el tapete al sector.

“Ahora los lugares sagrados, los terrenos, las propiedades de las comunidades, toman otra perspectiva muy diferente de la que se tenía antes, y todo esto pues el gobierno mexicano lo hace para cumplir con los ordenamientos que en su momento se comprometió con organismos internacionales, como la OIT”, explicó el director de LT Consultores.

Respecto de las recomendaciones a los nuevos reguladores y a quienes formulen la política pública, Esteban Torres Gutiérrez hizo hincapié en la necesidad de fortalecer la metodología y la caracterización social en las disposiciones que se emitan sobre las MISSE. Desde su perspectiva, esta sería una oportunidad de alinear las instancias de aprobaciones de proyectos a los criterios de “justicia energética” y profesionalizar los estudios que requerirán de equipos multidisciplinarios, metodologías científicas y un contacto mucho más estrecho con las comunidades involucradas.

Dicho todo lo anterior, con la creación de la Manifestación de Impacto Social y Socioeconómico (MISSE), los tiempos de tramitación podrían extenderse considerablemente en comparación con la anterior Evaluación de Impacto Social (EVIS). Torres advirtió que mientras que una EVIS tardaba en promedio entre seis a ocho meses para su elaboración y aprobación, con la nueva MISSE los procesos podrían fácilmente alargarse a entre doce y hasta dieciocho meses, considerando los mayores requisitos de documentación, participación comunitaria y los mecanismos de seguimiento que ahora se exigen.

Ahora bien, cada cambio en la Ley del Sector Eléctrico (LESE) no implica ampliación de los tiempos o elevación de los costos para los proyectos.  En cuanto a ajustes que se dieron en el capítulo «Del Uso y Ocupación Superficial», Torres resaltó que uno de los mayores avances es que ahora se permite una mayor flexibilidad para realizar asambleas de manera más ágil.

“En la anterior ley te pedían que hagas una asamblea dura, que le llamamos acá en el argot de los ejidos, una asamblea donde deberían de estar todos los ejidatarios legalmente constituidos como tales. Pero hoy lo dejan más abierto”, destacó. A diferencia de antes, donde solo los titulares podían votar, ahora los ejidatarios podrán otorgar poderes simples para ser representados, facilitando así el quórum necesario. Aunque Torres enfatizó que los proyectos deberán asegurarse de llevar a cabo procesos de consulta y socialización adecuados para evitar conflictos futuros.

Sobre el tema de los avalúos, el referente de LT Consultores enfatizó que la eliminación de la necesidad de validación por parte de la Secretaría de Energía cambiará la dinámica. “En la anterior ley, los avalúos estaban, hasta cierto punto, controlados; o se tenía que quedar el visto bueno por la secretaría”, explicó. Con la nueva ley, los valores deberán determinarse conforme a procedimientos del Instituto de Administración y Avalúos de Bienes Nacionales (INDAABIN), en pos de lograr mayor agilidad al darle un precio a los predios que se piensan ocupar, o a las servidumbres de paso de líneas.

El profesional advirtió que persisten diferencias que podrían generar tensiones, especialmente entre proyectos privados y los desarrollados por la CFE. Mientras que los privados están limitados a contratos de servidumbre de 30 años, prorrogables, la empresa estatal puede pactar servidumbres a perpetuidad. “Hay una desigualdad que puede afectar la competitividad”, comentó.

De acuerdo con Esteban Torres Gutiérrez, director de LT Consultores, será importante que los privados planteen estos tema en cabildeos, a través del diálogo con las autoridades, y consultas públicas de las nuevas reglamentaciones, en los espacios de consulta que se abran, para lograr condiciones más agiles y equitativas.

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Deetken Impact ha logrado posicionarse como un actor clave en el financiamiento de energías renovables en América Latina, identificando los elementos esenciales para integrar almacenamiento en estos proyectos y superar las barreras que enfrenta el sector. 

La compañía, que administra fondos de inversión de impacto, culminó en 2024 la colocación de 60 millones de dólares en capital para iniciativas renovables en Centroamérica y el Caribe, promoviendo la instalación de 310 MW, de los cuales el 90% corresponde a energía solar fotovoltaica.

“Este año terminaremos de colocar esos fondos, con los cuales financiamos casi 250 MW de generación renovable en República Dominicana, que representa el 80% de la capacidad instalada que financiamos con los fondos y cerca de la mitad del dinero que colocamos en los fondos”, aseguró Fernando Alvarado, CEO de Deetken Impact, durante el encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe). 

Además, el especialista analizó los principales desafíos y la percepción de riesgo que genera la incorporación de almacenamiento, dado que los inversionistas tienden a evitar ser pioneros en tecnologías que aún carecen de marcos regulatorios consolidados.

“Hay que entender muy bien cuáles son las fuentes, sobre todo si están debidamente soportadas en reglas de juego, marco regulatorio y tarifario claro para confiar como inversionista que los existirán los ingresos a largo plazo sobre la base técnica, legal y financiera para recuperar los costos incrementales de incorporar el componente de almacenamiento”, sostuvo 

“Además, se necesita claridad sobre el modelo de comercialización porque hay oportunidades tanto para los proyectos de gran escala como de generación distribuida que pueden responder a distintas motivaciones”, agregó. 

En mercados con estructuras spot maduras como República Dominicana, Guatemala o Panamá, el almacenamiento puede representar una oportunidad adicional, siempre que existan proyecciones confiables de precios a largo plazo. 

Pero para atenuar la percepción de riesgo en la estructuración, el CEO de Deetken Impact reveló que los promotores están incorporando mecanismos como los cash sweeps, que aceleran el pago de préstamos en caso de que los ingresos o la generación no alcancen los niveles previstos. 

“Se facilita el financiamiento aún con incertidumbres, porque tampoco creo que va a ser posible para todos los proyectos contar con 100% de la generación contratada”, explicó Alvarado.

Otro aspecto clave identificado por la compañía es la necesidad de una mayor estandarización en la estructuración de los proyectos y mantener rigor en cuestiones vinculadas al licenciamiento ambiental, social y el relacionamiento comunitario. Factores pueden detener un proyecto si no se gestionan adecuadamente.

Además, Alvarado resaltó la importancia de definir responsabilidades claras sobre la operación y mantenimiento de las plantas en los contratos EPC y O&M, así como de asegurar un modelo financiero robusto. 

“Todo se resume en el modelo financiero. Lo fundamental para un proyecto es que si la generación y los precios que se proyectaron se dan, le irá bien al proyecto. Por lo que es importante tener un equipo profundo, como también garantizar la logística para no tener demoras”, apuntó. 

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La Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM-AG Chile) y la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN-AG), firmaron un acuerdo de colaboración con el objetivo de establecer una agenda que fomente un ecosistema energético más competitivo, descentralizado y sostenible. 

Esta iniciativa se enmarca en un contexto de transformación regulatoria -como la reducción del umbral para ser considerado cliente libre y en el interés compartido por impulsar temas clave como el desarrollo de almacenamiento energético y la prestación de servicios energéticos a pequeñas y medianas empresas.

En ese sentido, la presidenta del directorio de GPM y Country Manager de Verano Energy, Carolina Galleguillos, indicó que “este acuerdo es de suma importancia para nosotros, pues les permitirá identificar, evaluar y avanzar con nuevas oportunidades de venta de energía a nuestros socios, sobre todo para los que cuentan con PMGDs que dada la coyuntura actual necesitan buscar otras maneras de remuneración”. 

Asimismo, el presidente de ACEN, Daniel Canales, enfatizó que “este acuerdo se posibilita por la reciente rebaja de la potencia conectada para optar a cliente libre, desde 500 a 300 kW, y en un polo de intereses comunes como son el despegue del almacenamiento energético y el beneficio de los productos y servicios energéticos a pequeñas y medianas empresas”. 

La agenda de colaboración busca fortalecer el desarrollo del sector energético chileno en su conjunto, promoviendo la innovación y la inclusión de nuevos actores, siempre dentro de un marco ético, legal y competitivo.

Ambas asociaciones reconocen que, mediante una colaboración estructurada y transparente, pueden compartir buenas prácticas y explorar conjuntamente oportunidades para ampliar la participación de sus empresas asociadas en el mercado eléctrico, todo ello con estricto resguardo de la libre competencia y los marcos regulatorios vigentes. 

En este marco, se establecerán mecanismos formales de coordinación a través de una mesa de trabajo conjunta, la cual definirá hitos y les dará seguimiento, evaluará el impacto de las iniciativas impulsadas y asegurará que toda cooperación se realice sin comprometer la independencia de cada entidad ni generar ventajas indebidas a empresas asociadas. 

Objetivos de la Agenda 

• Establecer mecanismos de cooperación entre GPM–AG Chile y ACEN Chile.
• Fomentar el desarrollo de la comercialización de energía a clientes libres de pequeña y mediana escala. 
• Fomentar el desarrollo de almacenamiento de energía. 
• Explorar y entender el mercado de servicios energéticos adicionales a empresas productivas y de servicios.
• Garantizar que la colaboración no genere conflictos de interés entre empresas y asociaciones sin fines de lucro, resguardando la libre competencia.

Implementación y Seguimiento 

• Creación de una mesa de trabajo con representantes de ambas asociaciones. 
• Desarrollo de un cronograma de hitos clave y revisión periódica de avances.
• Establecimiento de indicadores de desempeño y evaluación de impacto de la colaboración. 

La entrada GPM-AG Chile y ACEN Chile firman agenda de colaboración se publicó primero en Energía Estratégica.

La Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE) advierte que se necesita con urgencia reanudar el tratamiento de la Ley de Armonización del Sistema Eléctrico Nacional (Expediente 23414), actualmente en pausa en la Asamblea Legislativa. El presidente de la entidad, Jorge Manuel Dengo Garrón, afirma que “se tiene que retomar la discusión y continuar avanzando con ese proyecto”.

El Plan de Expansión de la Generación (PEG) 2024-2040 plantea la necesidad de incorporar 2.495 MW al sistema nacional, de los cuales 1.861 MW (un 75%) deberían provenir de tecnología fotovoltaica y eólica. En ese contexto, ACOPE considera que la participación del sector privado es determinante para cumplir con este objetivo.

“ACOPE como uno de sus principales propósitos siempre tiene a fortalecer y ampliar la participación del sector privado en el sector eléctrico costarricense”, remarca Dengo Garrón, y pone como ejemplo que los procesos más recientes de licitación adjudicaron solo  86 MW en proyectos solares y 80 MW en eólicos, ambos con un tope de 20 MW por proyecto. Estas convocatorias resultarían insuficientes frente al volumen que marca el PEG para los próximos 15 años.

Durante una entrevista con Energía Estratégica, el presidente de ACOPE sostuvo que el Expediente 23414, “sí permite aumentar la participación tanto de los generadores privados como de las cooperativas, de las empresas municipales”. El texto legislativo contempla además la incorporación del sector de grandes consumidores, ampliando el mercado y su competitividad. Y esto no sería todo.

Entre los principales cambios que introduciría la normativa se destaca la creación del Mercado Eléctrico Mayorista, que permitiría subastar  al menos el 90% de la demanda de las distribuidoras. Además, se propone la elaboración de un Plan Nacional Indicativo de la Generación y de la Transmisión, que complemente la planificación de la expansión de infraestructura eléctrica. En ese marco, ACOPE señala que el libre acceso al Sistema Eléctrico Nacional y un despacho económico transparente también deben ser pilares fundamentales.

También la iniciativa legislativa se plantea el establecimiento del ECOSEN (Ente Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional), una figura que actuaría como operador del sistema y del mercado, eliminando el conflicto actual entre juez y parte.

“El proyecto de ley, si bien es una reforma te diría modesta a la Ley General de Electricidad, lo vemos como un cambio positivo en el mercado”, sostiene Dengo Garron, quien además expresa su preocupación por el freno en la discusión del proyecto. Según detalla, “la versión que está en discusión en este momento fue inicialmente impulsada por el Ejecutivo y han sido incorporados comentarios de las diferentes fracciones legislativas”.

No obstante, la misma fracción legislativa que propuso el texto sustitutivo fue la que recientemente solicitó paralizar su tratamiento, lo que genera incertidumbre. Frente a esto, ACOPE reitera que es prioritario que la Asamblea Legislativa retome este debate independientemente de la fuerza política.

Burocracia y regulación 

Más allá del marco legal, Jorge Dengo Garrón advierte que aunque el PEG 2024-2040 plantee incrementar la capacidad del parque generador, existen barreras regulatorias que dificultan incluso la permanencia de infraestructura renovable ya existente en la matriz energética. “A veces por un vencimiento de concesión o de un contrato se encuentran una serie de barreras para poder renovar los mismos trámites administrativos que ya fueron logrados”, apunta.

Según el dirigente gremial, esos obstáculos no sólo frenan nuevas inversiones, sino que comprometen la continuidad operativa de plantas en funcionamiento. Agilizar estos procesos sería una vía directa para mantener el suministro renovable y sostener el crecimiento energético que exige el país.

Además, subraya la necesidad de que Costa Rica avance en temas regulatorios vinculados a nuevas tecnologías, especialmente en lo referido al almacenamiento de energía, un aspecto que aún no se ha discutido en profundidad a nivel nacional. “Costa Rica ha sido un poco lento en abrazar el cambio regulatorio… sí hay que avanzar un poco más”, sostiene.

Crecimiento, previsibilidad y apertura

Con una demanda energética que crece al 4% anual, impulsada por sectores como el tecnológico, médico y de centros de datos, Costa Rica requiere reglas claras y dinámicas para garantizar previsibilidad y atraer inversión. “Hay una oportunidad interesante”, apunta el presidente de ACOPE, en relación a las expectativas que genera la expansión industrial de alta tecnología.

Dengo Garrón destaca algunos esfuerzos recientes por parte de la Administración para retomar contratos de compra de energía y mejorar procesos de concesión, pero insiste en que “se puede profundizar bastante más en esos temas”.

ACOPE sostiene que para cumplir con los objetivos del PEG 2024-2040, es esencial modificar el modelo eléctrico y crear condiciones de mercado que favorezcan la competencia, la confiabilidad y la expansión de fuentes renovables. En ese sentido, el debate del Expediente 23414 se vuelve estratégico para destrabar estos desafíos estructurales y permitir una transformación sostenible del sistema energético costarricense.

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Con más de 600 MW de capacidad instalada en la isla entre sistemas de estructura fija y seguidores solares, Schletter GmbH ha logrado consolidarse como uno de los actores más relevantes del mercado solar en República Dominicana y va por más.

“Somos una compañía alemana de ingeniería, suministro y distribución de estructuras metálicas para el sector solar. Schletter cuenta con más de 30 años de experiencia en el sector solar y tenemos más de 30 GW instalados, tanto en autoconsumo como utility scale”, explicó Alejandro Ramos, Sales Director Spain & Latam de Schletter.

El interés de la empresa en seguir creciendo en el país se fundamenta en la combinación de condiciones solares favorables y una regulación que, si bien aún presenta desafíos, comienza a ofrecer señales alentadoras con la habilitación de nuevos contratos de compra de energía (PPA).

“Estamos todos a la espera del pistoletazo de salida y en el momento que se habiliten los PPA vamos a salir todos a ver qué proyectos se van a realizar, dónde se van a realizar”, adelantó Ramos.

Entre los productos estrella que ofrece la compañía se encuentran sus seguidores solares, en particular el sistema 2V, que se ha ganado la confianza del mercado dominicano por su eficiencia en la captación solar y estabilidad ante condiciones climáticas adversas. “Es el que mejor tiene el aprovechamiento del terreno del suelo. A pesar de que quizás hace unos años daba miedo en el mercado entrar en un seguidor con una vela tan larga, tenemos más de 200 MW instalados en esta tecnología y no ha habido ningún problema a nivel de estabilidad”, afirmó Ramos.

El ejecutivo participó recientemente en un panel de debate durante el evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), donde compartió estos detalles sobre la estrategia de Schletter y su visión sobre la evolución del mercado regional. Allí explicó que, aunque los avances en los módulos solares son más visibles —como el aumento en la capacidad de los paneles bifaciales hasta 720W—, en el caso de las estructuras el desarrollo se orienta más hacia la seguridad, durabilidad y optimización de diseño.

“Podemos crear seguidores que puedan abarcar una mayor vela sin afectar la seguridad del producto. Nuestro concepto de diseño es completamente distinto al de la competencia”, sostuvo Ramos.

Además de la ingeniería estructural, la empresa también ha innovado en la forma en que sus componentes interactúan con los módulos solares. “Utilizamos correas que van más hacia el perímetro del área del módulo evitando que el módulo se vea afectado. Eso reduce el riesgo de microfracturas que afectan directamente la potencia que puede generar la planta”, agregó.

La visión de largo plazo de Schletter también se refleja en su estrategia de suministro. Con fabricas en Alemania, China y Turquía, la empresa garantiza una disponibilidad sostenida de productos para clientes en distintos mercados. “Hemos habilitado de una a dos líneas de producción para poder nosotros garantizar siempre un suministro ya no puntual sino fluctuado a lo largo del tiempo”, puntualizó Ramos.

Esta filosofía de trabajo responde a una clara conciencia sobre ofrecer calidad y no cantidad, y los riesgos que puede implicar optar por soluciones más baratas en el corto plazo. Según Ramos, “hay compañías que han decidido tomar estrategias de mercado donde el precio inicial es el único factor importante, que lamentándolo mucho ya no están”. Por eso, defendió que “la responsabilidad que tenemos como uno de los suministradores más grandes de la región es dar a entender al otro lado de la moneda cuáles son los riesgos y beneficios de las decisiones que se tomen”.

Y añadió: “Al final no sólo queremos que el cliente esté tranquilo durante la duración de la obra sino durante los 20 años que ellos vayan a mantenerse con nosotros”.

La experiencia de Schletter en República Dominicana ya tiene hitos concretos. Ramos destacó la reciente finalización de dos proyectos: Cumayasa y Payita, ambos con seguidores de la compañía, tanto en configuración 1V como 2V. “Están ahí. Es el mejor ejemplo de que no solamente en el layout en el AutoCAD o en el Excel las cosas se cumplen, sino que las plantas están presentes en la zona sin ningún tipo de problema estructural. Es uno de los puntos que más orgullosos nos sentimos desde Schletter”, aseguró.

Para el referente de la empresa, la sostenibilidad y rentabilidad a largo plazo de los proyectos solares depende en gran parte del servicio postventa y del acompañamiento técnico. “Más allá del precio, definitivamente el factor decisivo es el soporte técnico, el servicio postventa. Es lo que va a hacer que sea rentable y sostenible en el tiempo”, reflexionó. En ese sentido, Schletter no se limita a entregar un producto: busca construir alianzas duraderas con EPCs, desarrolladores y otros actores clave del sector.

“Cada vez más se va viendo una diferencia entre quién quiere estar en el sector por hacerlo sostenible, por mantenerlo perpetuo en el tiempo, por crear una confianza… y quienes solo buscan hacer negocio rápido”, concluyó Ramos. En el caso de Schletter, la apuesta es clara: apuntar a clientes alineados con una visión de futuro, que valoren la tecnología de calidad, la seguridad, la durabilidad y el respaldo de una compañía que aspira a seguir presente en la isla.

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Yingli Solar proyecta un rol clave en el mercado argentino a partir del nuevo escenario habilitado por la licitación AlmaGBA, orientada a adjudicar 500 MW de potencia en sistemas de almacenamiento (BESS) en el área metropolitana de Buenos Aires (AMBA). 

Esta oportunidad, combinada con ajustes regulatorios y la evolución de esquemas como los PPA privados, configura una base fértil para la instalación de nuevos proyectos solares e híbridos en el país.

“Están pasando cosas en el mercado que hacen que un proveedor de presencia global como Yingli Solar empiece a tomar un foco muy importante sobre Argentina”, sostuvo Luis Contreras, director ejecutivo para Latinoamérica y España de la firma, durante una entrevista destacada en Future Energy Summit (FES) Argentina. 

La compañía, con presencia consolidada en mercados internacionales, identifica en Argentina un entorno dinámico para ofrecer sus soluciones de alto rendimiento y capitalizar su roadmap tecnológico enfocado en eficiencia, confiabilidad y adaptación a la topografía local.

Yingli Solar apuesta actualmente por módulos N-Type TOPCon, una tecnología que permite mayor eficiencia, menor degradación y mejor comportamiento bajo altas temperaturas y baja irradiancia, a sabiendas que luego arribará la tecnología IBC (Interdigitated Back Contact por sus siglas en inglés – todos los contactos en la cara posterior) y después las células Tándem. 

“El objetivo es aumentar la eficiencia, rebajar la degradación lo máximo posible y aumentar las prestaciones en cuanto a altas temperaturas y bajas irradiancias”, describió el directivo como parte del plan de innovación que se alinea con las necesidades de rendimiento de proyectos en condiciones exigentes como las que presentan algunas regiones argentinas.

“Seguimos un roadmap claro, hoy en día muy centrados en TOPCon y con claros hitos de transición hacia las células de contacto posteriores y las tándem, que llegarán cuando la producción en masa realmente sea suficientemente competitiva y otorgue todos los atributos de la mejora tecnológica a unos costes suficientemente competitivos”, detalló.

Actualmente, Yingli Solar ofrece módulos con células TOPCon de 210 mm x 210 mm que alcanzan potencias de hasta 720 Wp, y alternativas de 640 Wp con células de 186 mm x 186 mm, logrando una propuesta tecnológica que cubre un amplio abanico de requerimientos técnicos y financieros. Estas características hacen que la firma esté bien posicionada para acompañar proyectos solares puros o sistemas híbridos que incluyan almacenamiento.

En ese sentido, la licitación AlmaGBA representa una oportunidad estratégica. Con presentación de ofertas prevista para el 10 de junio y adjudicación el 23 de julio, el proceso permitirá el desarrollo de proyectos entre 10 y 150 MW de potencia, con hasta 8 horas consecutivas de almacenamiento por ciclo de descarga completa. 

Para Yingli Solar, se trata de una puerta de entrada clave para desplegar soluciones híbridas en una región crítica como el AMBA, pero también un impulso que puede extenderse a otras zonas del país que históricamente no han contado con presencia renovable significativa.

“El mercado argentino lo vemos muy interesante, fruto de esta licitación de 500 MW de almacenamiento. Es una oportunidad que arrastrará nuevos proyectos de la mano de la hibridación entre solar fotovoltaica con baterías”, analizó Contreras. Estas configuraciones, añade, proporcionan beneficios concretos en calidad y gestión de red, y posicionan a Yingli Solar como un socio tecnológico y comercial confiable para desarrollos a largo plazo.

Financiamiento y suministro flexible frente a las barreras locales

El entusiasmo por el mercado argentino no implica desconocer sus complejidades. Yingli Solar identifica retos estructurales que pueden obstaculizar el despliegue masivo de proyectos, como la capacidad de transporte eléctrico, la necesidad de regulación clara y estable, y condiciones macroeconómicas adversas como la volatilidad cambiaria o costos logísticos de importación.

Frente a estos obstáculos, la compañía se propone como facilitador de soluciones financieras y de suministro que mitiguen los riesgos para sus clientes. En esta línea, buscan acercar posibles inversores, consolidando esquemas de colaboración de largo plazo que refuercen la viabilidad de los proyectos.

Por último, la solidez económica de la empresa emerge como una ventaja competitiva en un mercado global cada vez más desafiante. “Estamos enfrentando en los próximos años una situación un poco dura en competitividad en las cadenas de suministro de productos solares fotovoltaicos. Por lo que uno de los pilares fuertes de la compañía es la situación solvente fuerte de los estados financieros”, remarcó Contreras, posicionándose en Argentina con una propuesta integral, que combina tecnología avanzada, respaldo financiero, visión de largo plazo y flexibilidad comercial.

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José Medina, ingeniero de aplicaciones de BESS de Sungrow, brindó una entrevista audiovisual exclusiva en el marco del evento Future Energy Summit Mexico (FES México). Allí, el referente de la empresa fabricante de productos y soluciones de electrónica de potencia y almacenamiento, reafirmó el potencial del mercado mexicano para expandir el uso de baterías, especialmente aquellos que combinan funcionalidades de acoplamiento en corriente continua con sistemas fotovoltaicos.

“En un acoplamiento en DC podríamos optimizar el almacenamiento energético, almacenar toda la energía y finalmente despacharla en otro horario donde quizás sea necesario”, resalta. A diferencia de las soluciones de acoplamiento en corriente alterna (AC Coupling), esta arquitectura permite una gestión más eficiente del recurso solar generado.

De cara al futuro, la compañía espera que el mercado mexicano atraviese un punto de inflexión. “Esperamos que de aquí a fin de año o comienzo del próximo se libere alguna especie de boom”, anticipa Medina, quien también reconoce que coexistirán proyectos con capacidades grid forming y otros de integración más convencional.

Sungrow proyecta una participación activa en este crecimiento con una oferta que se adapta a las condiciones técnicas y regulatorias locales. “Siempre vamos de la mano con los distintos mercados apoyándolos. Vemos un potencial desarrollo bien importante acá en México”, destaca el ingeniero, y enfatiza: “Nuestros enfoques están siempre en ayudar a nuestros clientes a encontrar la mejor solución que se adapte de manera específica tanto a la ubicación como a las aplicaciones que ellos esperan desarrollar”.

La seguridad y confiabilidad se posicionan como ejes centrales en la estrategia de Sungrow para el despliegue de sistemas BESS en México, donde la empresa apuesta por consolidar su presencia con soluciones avanzadas como Power Titan 2.0. Este sistema, además de cumplir con las principales normativas IEC, UL y NFPA, ha sido sometido a una prueba pionera de Large Scale Burn Test supervisada por DNV.

“Se indujo una falla, un thermal runaway, y se dejaron sin operar los sistemas de contención contra incendio para comprobar si el fuego quedaba contenido”, manifiesta José Medina, ingeniero de aplicaciones de BESS de Sungrow. “Después de más de 25 horas, toda la energía se liberó y el fuego quedó contenido solo al interior de este contenedor”, detalla.

Durante el ensayo, realizado con cuatro contenedores de 20 MWh, el equipo afectado fue ubicado a distancias mínimas de otros contenedores —uno a 15 cm, otro a 1,5 metros y un tercero a 3,5 metros—, que no sufrieron ningún daño, demostrando un nivel superior de aislamiento térmico. “Esto otorga un grado de protección de seguridad adicional”, subraya Medina. Según el especialista, si un incidente como el registrado recientemente en una planta de almacenamiento de Estados Unidos hubiera ocurrido con Power Titan 2.0, “el fuego hubiese quedado contenido únicamente en un contenedor y no afecta a toda la planta por completo”.

Además de las características de seguridad, Sungrow avanza en capacidades técnicas de soporte a la red, fundamentales en mercados que transitan de arquitecturas grid following a esquemas de grid forming, donde el inversor no solo sigue a la red sino que presta estabilidad al sistema eléctrico.

“El inversor de batería tiene capacidades adicionales para otorgar inercia, control de frecuencia y voltaje, e incluso funciones de Black Start”, explica Medina. Este tipo de operaciones permiten restablecer parte del sistema eléctrico en caso de apagones, como el ocurrido en Chile meses atrás. De haber contado con estos sistemas, afirma, “se hubiese podido apoyar a las demás plantas generadoras en restablecer quizás de una manera más rápida u óptima la red en general”.

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SL Rack, empresa alemana dedicada mayoritariamente a la fabricación de trackers y estructuras fijas para suelos y cubiertas planas e inclinadas, arrancó 2025 con una batería de contratos estratégicos, consolidando su posición como uno de los actores más dinámicos en el competitivo mercado de la fotovoltaica.

Este avance se enmarca en una etapa de fuerte crecimiento de la firma, tanto en Europa como en América Latina, con presencia destacada en República Dominicana.

“Hemos cerrado contratos marco con clientes de España, Italia y principalmente Alemania y Holanda que nos garantizan la base para afrontar este año de una manera muy positiva”, manifestó Óscar Rubio, Sales Manager Ibérica & Latam de SL Rack, durante el encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe).

“Estamos hablando de unos contratos que superan el GW de estructuras”, precisó Óscar Rubio, subrayando que ese volumen posiciona a SL Rack con un rol clave en proyectos de gran envergadura en ambas regiones.

Incremento en la capacidad de producción

El crecimiento de SL Rack no se limita al volumen contratado. La empresa también alcanzó un nuevo hito al elevar su capacidad de producción. “En octubre conseguimos el reto de una capacidad productiva de 50 MW semanales”, detalló Rubio. Esta expansión permite afrontar proyectos de gran escala, como los que se están gestando en República Dominicana, país que fue sede de FES Caribe.

“Esto nos ha permitido que SL Rack haya facturado en el 2024 por segundo año consecutivo la barrera de los 200 millones de euros”, remarca el directivo. Se trata de un resultado notable considerando que la compañía fue fundada recién en 2018 por el reconocido Ludwig Schletter.

A la par, la firma avanzó en acuerdos estratégicos para reforzar su cadena de suministro. “Hemos cerrado un acuerdo con nuestro socio chino […] para poder suministrar también estructuras para proyectos de gran envergadura garantizando la calidad y la fiabilidad de SL Rack”, comentó Rubio. Aunque la producción principal se mantiene en Alemania, algunos componentes se fabrican en China y este nuevo entendimiento permitirá reforzar la disponibilidad y la respuesta ante grandes demandas.

Retos y oportunidades en Latinoamérica

SL Rack ha desplegado un movimiento progresivo para consolidar su presencia en mercados estratégicos. En 2024, la filial de la empresa en la región ibérica y latinoamericana logró sus primeros contratos de suministro en República Dominicana, “proyectos mayoritariamente de autoconsumo tanto para cubierta como para suelo”.

“Por fin también conseguimos cerrar un acuerdo de distribución en el mercado ibérico con un grupo distribuidor importante”, reveló Rubio, quien considera que estos avances consolidan la presencia de la compañía en mercados clave, más aún en un contexto marcado por la caída de los mercados europeos y latinoamericanos, por lo que el referente de SL Rack valoró especialmente el arranque de 2025: “Ha empezado muy bien a pesar de todas las condicionantes”, subrayó.

Entre los temas críticos que afectan al desarrollo de proyectos solares, Rubio puso el foco sobre una cuestión técnica que considera central: la caracterización del terreno. “El principal riesgo que tenemos los fabricantes de estructuras es la determinación de la tipología del terreno”, advirtió.

A pesar de que las pruebas geotécnicas y de Pull-Out Test deberían ser una etapa estándar en todo proyecto, gerente de ventas indicó que se siguen cometiendo errores graves. “¿Me podéis creer que todavía hoy el 95% de los geotécnicos que recibimos vienen incompletos en relación a la corrosividad del terreno?”, lamentó. Esa falta de información técnica conlleva riesgos importantes: sobredimensionamiento innecesario, incremento de costos y fallas futuras en obra.

“Es vital que el informe del ensayo geotécnico sea completo y hay una norma además que lo explica”, comentó Rubio. Y, en tal sentido, considera que los riesgos de suelo no deben minimizarse. “Creerme, el mayor riesgo que tenemos los estructuristas y el proyecto es el riesgo suelo”, remarcó con énfasis, invitando a que los impulsores de nuevos proyectos puedan contar con SL Rack, no sólo para proveer sus estructuras de calidad, sino también para acompañar desde etapas tempranas a los desarrolladores y EPCs para asegurar el éxito de los proyectos.

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Genneia anunció una inversión de USD 110 millones para la construcción del Parque Solar San Juan Sur, su cuarto desarrollo fotovoltaico en la provincia argentina. El proyecto, que estará ubicado en el departamento de Sarmiento, tendrá una capacidad instalada de 130 MW y generará aproximadamente 300 puestos de trabajo en el pico de la obra.  

El anuncio fue realizado en la Casa de Gobierno de San Juan, con la participación del equipo directivo de Genneia, encabezado por César Rossi, presidente; Bernardo Andrews, CEO; y Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos. Por parte de las autoridades provinciales, participaron el gobernador Marcelo Orrego y su asesor Federico Conte Grand; el Arq. Fernando Perea, Ministro de Infraestructura, Agua y Energía; Gustavo Fernández, Ministro de Producción, Trabajo e Innovación; y el Ing. Lucas Estrada, presidente de EPSE.

El nuevo centro de generación, ubicado a un kilómetro al este de la localidad de Retamito, ocupará una superficie de 500 hectáreas y contará con 250.000 paneles solares bifaciales, capaces de captar la radiación directa y reflejada del sol, lo que optimiza su eficiencia energética. 

Con su puesta en marcha para el segundo semestre de 2026, se evitará la emisión de 160.000 toneladas de CO₂ por año, y se generará energía limpia suficiente para abastecer el equivalente a 90.000 hogares. Mientras que la energía generada estará destinada al abastecimiento de grandes usuarios del mercado a término (MATER).

Bernardo Andrews, CEO de Genneia, afirmó: “Este nuevo proyecto representa un paso estratégico para seguir fortaleciendo nuestra presencia en San Juan y acompañar el desarrollo de la minería, uno de los motores económicos clave de la provincia. Con la entrada en operación del parque San Juan Sur en 2026, alcanzaremos los 350 MW instalados en la provincia, reafirmando nuestro compromiso con la transición energética, el desarrollo regional y el abastecimiento sostenible para los grandes consumidores del país”.

Por su parte, el gobernador Marcelo Orrego afirmó que: “La continuidad de inversiones de la empresa Genneia es una excelente noticia para San Juan. No sólo impulsamos el crecimiento de una matriz energética más limpia, sino que además promovemos el empleo local y el desarrollo económico sustentable para todos los sanjuaninos. Esto destaca nuestro rol pionero en el desarrollo renovable aprovechando nuestro recurso natural más importante, el sol”.

En el marco de su plan de inversiones de los últimos cinco años (2022-2026), Genneia alcanzará una inversión total de casi USD 900 millones, incluyendo proyectos estratégicos como el parque eólico La Elbita en Buenos Aires y los desarrollos solares Sierras de Ullum, Tocota III y San Juan Sur en la provincia de San Juan, así como Malargüe I, San Rafael y Anchoris en Mendoza. Estas iniciativas refuerzan el compromiso de la compañía con la expansión de las energías limpias y el crecimiento sostenible en distintas regiones del país. Para 2026, Genneia habrá superado los 1,7 GW de capacidad instalada en energías renovables, consolidando su posición como líder indiscutido del sector en Argentina.

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En el marco de la Novena Asamblea Ordinaria de Socios se eligieron cinco nuevos integrantes que se suman al Directorio de la Asociación Chilena de Hidrógeno (H2 Chile) para el período 2025-2026: Mónica Buvinic de TotalEnergies H2; Josefa Ibaceta de ECIT; Darren Ledermann de Wood; Patricio Lillo, socio profesional; y Mauricio Ramírez de Marval.

Ellos se suman a la mesa liderada por Rebeca Poleo y Grace Keller, como presidenta y vicepresidenta respectivamente, con foco en impulsar una agenda centrada en escalar la industria del hidrógeno verde (H2V), consolidar políticas públicas y regulaciones habilitantes y fortalecer el trabajo colaborativo con el Estado, orientado al crecimiento y desarrollo sostenible del país.

“Sabemos que enfrentamos un contexto desafiante. Pero también sabemos que habilitar una industria es complejo y requiere de tiempo y voluntad política. Estamos construyendo una visión estratégica de largo plazo, donde el H2V y sus derivados son un motor de transformación, no sólo energética, sino también territorial, social y económica. La valiosa y diversa trayectoria de los directores que hoy se suman a la gestión gremial será esencial para avanzar en estos desafíos”, destacó la Presidenta de H2 Chile, Rebeca Poleo.

“El futuro se construye desde el presente. Hoy avanzamos con convicción, colaboración y visión de país; trabajando con sentido de urgencia, pues, aunque se trata de una industria del futuro, su habilitación exige acciones concretas ya,” añadió.

En la Asamblea se destacaron los avances del sector en 2024 y el primer trimestre de 2025, además de ahondar sobre los logros de H2 Chile y las proyecciones para el próximo periodo, cuyo foco estará en impulsar mejoras en el acceso a instrumentos financieros, avanzar en certeza jurídica, continuar fortaleciendo un diálogo transversal, materializar cartera de inversiones en H2V, legitimidad social, entre otros.

“El timing es crítico si queremos consolidar a Chile como líder en H2V. Estamos en una etapa en que no basta con tener proyectos anunciados; necesitamos que se aprueben -respetando todos los resguardos de nuestra legislación ambiental-, se construyan y comiencen a operar. Para eso, es fundamental contar con instrumentos de financiamiento adecuados para las etapas tempranas de desarrollo, incentivos a la demanda interna, infraestructura habilitante desplegada y certeza jurídica. Como gremio, colaboramos activamente con los distintos organismos del Estado y todos los actores del ecosistema para destrabar cuellos de botella y acelerar la implementación efectiva de los proyectos. Ya contamos con una cartera de inversión en el SEIA de 25.000 millones de dólares y esta semana alcanzará más de 40.000. Chile requiere activar las inversiones, retomar el crecimiento y generar empleo en aquellas zonas donde más se necesita”, señaló el Director Ejecutivo de H2 Chile, Marcos Kulka.

Como H2 Chile, agradecemos a los socios y socias que participaron en esta instancia y, de manera especial, a los Directores(as) que en esta oportunidad concluyen su periodo: Andrés Alonso de Antofagasta Minerals, Alexandra Belaúnde de Arcadis, y Max Correa de CISC. Su dedicación y conocimiento han sido clave para el crecimiento de la Asociación y su rol en la promoción de una industria de alto estándar.

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Fe Energy Group avanza en su posicionamiento dentro del mercado dominicano con una cartera de proyectos renovables, alineados a su visión estratégica centrada en generar un impacto positivo a nivel medio ambiental, económico y social.

«Para nosotros este año el 2025 va a ser una consolidación del portfolio que estamos desarrollando, que va a ser alrededor de medio gigavatio de proyectos eólicos y solares», comentó Alberto García Feijoo, CEO & Founder de la compañía.

El ejecutivo destacó que el 2024 ha sido un año de siembra para la compañía, tras iniciar operaciones en República Dominicana hace apenas un año. Desde entonces, Fe Energy Group ha establecido alianzas con empresas locales y ha fortalecido su relación con los organismos nacionales.

Con presencia en cinco países —cuatro en Latinoamérica y España como mercado principal—, la compañía apuesta por una filosofía de desarrollo a largo plazo. «Nuestro compromiso siempre es que todos los proyectos los empezamos desde cero y estamos hasta el final», subrayó García Feijoo, enfatizando la importancia del vínculo social y territorial en cada uno de los desarrollos que impulsa.

Uno de los pilares de la estrategia de Fe Energy Group en República Dominicana es la hibridación de tecnologías renovables. Así lo remarcó su CEO durante su participación en el encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe).

«Los desarrolladores tenemos que ir a soluciones energéticas integrales, no a plantear un proyecto eólico o solar», sostuvo García Feijoo. En esta línea, destaca que los proyectos híbridos permiten optimizar los factores de carga, mejorar el aprovechamiento de las redes de transporte y facilitar una gestión más eficiente de la energía.

La experiencia internacional de la empresa respalda esta visión. «Han sido clave del éxito de nuestro portfolio ya en varios países y aquí en Dominicana vemos que esto va a ser clave», aseguró el directivo sobre la aplicación de estos modelos.

Además, advirtió que, si bien la energía solar ha liderado en los últimos años, será fundamental complementar la matriz con proyectos a partir de la cinética del viento para evitar desequilibrios. «Consideramos que la energía eólica va a ser muy relevante en los próximos años», indicó.

Lecciones del mercado español para el dominicano

La trayectoria de más de dos décadas en el mercado español ha sido una fuente invaluable de aprendizajes para Fe Energy Group. Con cerca de 60 GW de capacidad instalada en renovables como eólica y solar, España enfrenta hoy retos que República Dominicana puede anticipar y gestionar de manera proactiva.

«Seguimos aprendiendo muchas cosas y tenemos muchos retos», comentó García Feijoo, destacando que uno de los principales desafíos ha sido la optimización de las redes de transporte.

El ejecutivo advierte sobre los problemas que genera una penetración solar desmedida sin una adecuada planificación. «La penetración solar que ha sido tan intensiva en los últimos años está provocando muchos problemas de curtailment y de estabilidad en la red», explicó, señalando cómo esta situación ha reducido el atractivo de nuevos proyectos solares en España frente a los eólicos.

Este contexto europeo ofrece un espejo para el desarrollo dominicano. «La ventaja es que ya hemos pasado por esa curva de aprendizaje y que lo podemos estar implementando», afirmó García Feijoo, resaltando la oportunidad que tiene el país caribeño de capitalizar la experiencia internacional.

Consultado en FES Caribe sobre las acciones clave para acelerar el desarrollo renovable en República Dominicana, el CEO de Fe Energy Group fue contundente: «Voy a ser muy reiterativo, para mí las dos palabras claves son ‘red’ y ‘PPAs’».

Alberto García Feijoo subrayó la necesidad de planificar una red de transporte eléctrica a medio y largo plazo, más allá de las capacidades actuales. La expansión y optimización de esta infraestructura será esencial para absorber el crecimiento de la generación renovable.

En paralelo, destaca la importancia de asegurar contratos de compraventa de energía (PPAs) que permitan cerrar financieramente los proyectos. «Hay que garantizar esos PPAs que se hagan, que cierren los proyectos», enfatizó.

Ambos factores —infraestructura y marcos contractuales sólidos— son, según el ejecutivo, los pilares sobre los que podría sostenerse la transición energética dominicana para atraer inversiones y garantizar la estabilidad del sistema.

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WEG afianza su apuesta por el mercado argentino con una estrategia centrada en soluciones integrales de energía renovable y almacenamiento, en un contexto donde las demandas técnicas y regulatorias generan nuevas oportunidades para actores con experiencia global y presencia local.

“Veíamos una gran oportunidad de desarrollo del mercado. El foco está en renovables y el avance tecnológico nos permite dar soluciones, tanto en fotovoltaica y aerogeneradores, como también potenciando la nueva ola de baterías para almacenamiento de energía”, reconoció Mauricio Borsi, Gerente Comercial Automación – Digital & Systems de WEG, durante una entrevista destacada en Future Energy Summit (FES) Argentina. 

Desde su perspectiva, el avance en almacenamiento en baterías en el país es incluso más acelerado que en otras economías relevantes de la región, considerando que la Secretaría de Energía de la Nación ya lanzó la licitación AlmaGBA, que busca adjudicar 500 MW en sistemas de almacenamiento BESS en las redes de Edenor y Edesur; mientras que Brasil lanzará la “Subasta de capacidad de reserva –  LRCAP Almacenamiento” a finales de mayo y se espera que la licitación se lleve a cabo hacia finales del corriente año.

“Lo que está ocurriendo en Argentina es novedoso para la región. Brasil lleva años desarrollando una reglamentación y todavía no la pudo poner en marcha, mientras que Argentina está haciendo el camino que seguramente copiará Brasil en pocos meses”, aseguró Borsi.

“Sentimos que estamos en el momento y lugar justo cuando es necesario para dar respuesta y soporte a las empresas que se presentarán en la licitación AlmaGBA. Por lo que pensamos que haremos una buena propuesta técnica y económica para estar presentes en el mercado”, agregó. 

Cabe recordar que la presentación de ofertas se realizará el 10 de junio, mientras que la adjudicación se dará a conocer el 23 de julio. Los proyectos podrán tener hasta 8 horas de almacenamiento continuo por ciclo de descarga completa, y deberán ofrecer entre 10 MW y 150 MW de potencia, según los nodos de conexión.

“Estamos muy seguros de la oferta que estamos dando en Argentina”, destacó el especialista con respecto al respaldo técnico de la casa matriz y la trayectoria acumulada tanto a nivel local como en en otras geografías del mundo, con soluciones de baterías ya concretadas en Estados Unidos, Australia y Sudáfrica.

La empresa considera que el almacenamiento de energía en baterías son el complemento ideal para una matriz energética como la argentina, que cuenta con una base cada vez más diversificada pero intermitente. 

“Entendemos que los sistemas BESS vienen a ser el complemento de las renovables, ya que llegan para hacer la acumulación y un mejor despacho de energía”, subrayó el entrevistado. 

Uno de los diferenciales que WEG pone sobre la mesa es su capacidad de integrar toda la cadena de soluciones energéticas, desde la generación hasta el almacenamiento, sin depender de terceros, y brindando al cliente o al usuario final “la energía justa en el momento deseado”.

Perspectivas de crecimiento

La expectativa de crecimiento es una constante en el discurso de la empresa. Con el respaldo de su trayectoria y estructura corporativa, WEG se proyecta con fuerza y objetivos ambiciosos. 

“Debemos seguir creciendo y pensamos que en el corto plazo vamos a multiplicar la facturación”, afirmó el Gerente Comercial Automación – Digital & Systems de WEG. 

Es decir que con la mira puesta en la licitación AlmaGBA y la expansión de las renovables en Argentina, WEG se posiciona como un actor clave en la transición energética nacional, apostando a soluciones de alto impacto tecnológico, confiabilidad operativa y visión de largo plazo.

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Con más de 125 millones de dólares facturados durante 2024 en 25 proyectos activos en distintas regiones, Ventus consolida su crecimiento sostenido en Latinoamérica y avanza con paso firme hacia una nueva etapa de expansión. Su estrategia contempla el fortalecimiento de sus negocios en países de Sudamérica donde ya están activos, así como el desembarco en mercados de Centroamérica y el Caribe.

“Tanto en Uruguay como en Colombia, que son mercados donde ya somos maduros, estamos explorando por ejemplo el hidrógeno verde que va a tomar mucha fuerza y tiene mucho potencial, así como temas de movilidad eléctrica. Y también estamos buscando la expansión hacia Centroamérica y el Caribe”, manifestó Mauricio Durán Forero, responsable Comercial para Centroamérica y el Caribe de Ventus, durante el evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe).

Desde su fundación en Uruguay hace más de una década, Ventus ha evolucionado de manera acelerada. “Hemos crecido exponencialmente a lo largo de estos 15 años de historia”, destacó Durán Forero. La expansión, señaló, ha sido orgánica, lo cual aporta confianza y solidez frente a socios e inversores estratégicos.

Actualmente, Ventus cuenta con una presencia consolidada en Argentina, Chile, Colombia y Uruguay, donde ha desarrollado y ejecutado proyectos de energías renovables variables, y se encuentra dando sus primeros pasos con almacenamiento energético en baterías.

“Toda la parte de EPC la hacemos nosotros tanto para proyectos eólicos como solares, adicionalmente en todo el tema de almacenamiento”, puntualizó.

Uno de los mercados con mayor potencial identificado por Ventus en su estrategia de expansión es República Dominicana, especialmente por su regulación avanzada en materia de almacenamiento, la cual se abordó en detalle durante FES Caribe.

“Las baterías pueden ser un diferenciador con respecto a los servicios auxiliares que pueden prestar”, apuntó Durán Forero. Si bien reconoce que aún hay aspectos por perfeccionar —como la remuneración de servicios, más allá de la regulación de frecuencia primaria y secundaria—, consideró que la regulación dominicana es un ejemplo para la región. “Obviamente no es perfecta y faltan ciertas cosas por regular, pero creo que es un ejemplo para implementar este tipo de sistemas que claramente son el futuro”, sostuvo.

Participación integral en la cadena de valor

Uno de los diferenciales de Ventus radica en su capacidad para intervenir en múltiples etapas de la cadena de valor de los proyectos energéticos. “Por un lado se tiene el desarrollo, luego todo el tema de financiación, posteriormente EPC y, finalmente, la venta de energía como tal”, introdujo Durán Forero, señalando que en la única etapa de la que no participa directamente es en la compra-venta de energía.

En ese sentido, comentó que la empresa tiene amplia expertise en los procesos de desarrollo, EPC y operación y mantenimiento (O&M). En cuanto al desarrollo, aclaró que Ventus no solo realiza el diseño  sino también se ocupa de la permisología, impulsando activamente iniciativas propias y de terceros en las regiones donde opera.

“Ventus es un jugador en el mercado que ha venido mutando y ha venido evolucionando en cuanto a desarrollo”, afirmó.

En lo que respecta a la financiación, la compañía -si bien, no ofrece créditos directos- tiene la capacidad de garantizar recursos con aliados financieros para proyectos bancables en mercados donde ya está posicionada, como Colombia o Uruguay.

Lecciones aprendidas: regulación y desarrollo

A medida que Ventus se expande, la experiencia acumulada le ha permitido identificar errores comunes de los participantes del mercado y convertirlos en aprendizajes propios. Mauricio Durán Forero enfatizó durante FES Caribe que la falta de conocimiento sobre los marcos regulatorios locales es uno de los principales obstáculos para el desarrollo exitoso de proyectos renovables en la región.

“No conocer la regulación, no conocer los procedimientos, no conocer los tiempos… si no se conocen desde un comienzo, se presenta una oferta que de ninguna manera va a estar aterrizada ni va a ser real”, advirtió. En particular, compartió su expertise adquirida en mercados como Colombia, donde consideró que los factores sociales o ambientales pueden impactar significativamente los presupuestos y cronogramas, si no son debidamente identificados desde la etapa inicial.

De igual manera, el responsable Comercial para Centroamérica y el Caribe de Ventus mencionó que hay que tomar como prioridad para atender las dificultades logísticas en países de Centroamérica, donde procesos como trámites portuarios pueden volverse complejos y afectar la planificación de obras. En todos los casos, reiteró que una adecuada comprensión de pormenores en cada etapa es clave para evitar sobrecostos y retrasos.

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Chile consolidará su liderazgo en la instalación de sistemas de baterías en la región de Latinoamérica, al anticipar en casi cinco años su meta de 2000 MW de capacidad instalada, inicialmente prevista para 2030. 

Así lo confirmó el ministro de Energía, Diego Pardow, durante la inauguración del proyecto BESS del Desierto, llevado adelante por la firma Atlas Renewable Energy junto a COPEC: “En enero de 2026 cumpliremos la meta de 2 GW de almacenamiento”. 

Actualmente, el país registra 954 MW de capacidad instalada en sistemas de almacenamiento, equivalente al 48% del objetivo planteado para 2030, pero la reciente inauguración del proyecto BESS del Desierto aportará 200 MW adicionales, permitiendo superar el umbral de 1 GW en el corto plazo. 

“Este avance representa un adelantamiento de casi cinco años respecto a las proyecciones originales”, aseguró el titular de la cartera energética de Chile. 

El crecimiento del sector se refleja en el último Reporte de Proyectos en Construcción e Inversión en el Sector Energía del Ministerio de Energía, donde se destaca que existen 4.552 MW en ejecución, lo que representa un 76% de cumplimiento de la meta de 6000 MW fijada para 2050. 

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

Finalmente, ante el Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) se encuentran 37 proyectos por 6321 MW y 31.768 MWh, que representan inversiones por más de USD 6500 millones, de modo que Chile apuesta al almacenamiento de corta duración como solución clave para maximizar su extraordinario potencial solar. 

“Necesitamos una solución tecnológica para aprovechar toda la capacidad que tiene el desierto de Atacama y el almacenamiento mediante batería es una tecnología clave. Sólo el desierto de Atacama tiene la capacidad de suministrar 60 veces la demanda de Chile en términos de su capacidad de generación”, enfatizó Pardow. 

Cooperación regional en regulación

Además del avance en infraestructura, Chile impulsa la cooperación internacional en materia regulatoria, a tal punto que está colaborando con las autoridades brasileñas para la normativa de los sistemas de baterías, la cual se espera se publique en el transcurso de mayo. 

Y la regulación serviría para conocer varios de los parámetros en los que se desarrollará la “Subasta de capacidad de reserva –  LRCAP Almacenamiento” de Brasil, donde los proyectos deberán negociar la disponibilidad de energía en forma de potencia (al menos 30 MW) y se vaticina que la inclusión de los sistemas de baterías podría acarrear la oferta de más de 1,5 GWh de proyectos de esa índole.

Pardow subrayó la importancia de compartir experiencias sobre mecanismos como los pagos por potencia y la coordinación operativa de sistemas BESS. “Desde Brasil quieren aprovechar de alguna manera la experiencia que hemos desarrollado nosotros. Y ojalá se pueda desarrollar de la manera más rápida en distintos lugares de Latinoamérica para que haya densidad robusta de aprendizaje”, sostuvo. 

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México lleva 4,4 GW de capacidad instalada histórica en generación distribuida, con 1 GW sumado en 2024, prácticamente el 25% en un solo año. Las expectativas para lo que se pudiera incorporar durante este sexenio no se quedan atrás. La Secretaría de Energía a través de los programas de desarrollo nacional han estimado un rango de crecimiento entre 8 GW a 12 GW para los siguientes años en este segmento del mercado.

Durante el encuentro Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), Hugo de la Rosa, gerente de ventas para el segmento C&I en México de JA Solar, identificó tres pilares esenciales que si funcionan en sintonía podrán acercar a México a lograr aquella cifra al 2030: financiamiento, regulación y tecnología.

“Es muy importante entender que la certidumbre en la regulación le va a dar a cientos sino miles de industriales en México la posibilidad de desarrollar estos proyectos”, manifestó De la Rosa. La estabilidad normativa es vista como un factor decisivo para atraer inversiones y acelerar la adopción de sistemas de generación distribuida.

JA Solar, con 20 años en la industria y más de 8 años de presencia en México, apuesta por mejorar la eficiencia tecnológica como motor de crecimiento. “Nosotros como fabricantes siempre estamos buscando impulsar la eficiencia no solamente del módulo, también de nuestra celda”, destacó el referente comercial.

El enfoque está en optimizar el costo nivelado de energía (LCOE) para que los contratos de compraventa de energía (PPAs) resulten más atractivos no sólo en el segmento utility sino también en generación distribuida, principalmente comercial e industrial. Al respecto, De la Rosa subrayó que “la toma de decisión de estos proyectos que van a venir de C&I en México siempre va a estar cayendo en qué tan rentable es el proyecto”.

Estrategias frente al precio y avances tecnológicos

El comportamiento del precio de los paneles solares también juega un rol clave en la dinámica del mercado. Para Hugo de la Rosa, los fabricantes ya han alcanzado su punto más bajo en el valor de sus productos: “El precio piso muy seguramente ya lo vimos, ya se conoció, ya pasó”.

Reconoce que el mercado de módulos fotovoltaicos se comporta hoy como un sistema spot, con variaciones constantes que presionan los márgenes de los fabricantes. “Coincido en que el usuario final es el que más beneficio se ha llevado de esto”, afirmó, destacando que México sigue ofreciendo rentabilidades atractivas que impulsarán el crecimiento el mercado hacia los 12 GW proyectados.

No obstante, la prioridad de JA Solar está en seguir mejorando la eficiencia de las celdas y módulos, más allá del precio. Según De la Rosa, es fundamental ofrecer confianza y certidumbre a largo plazo: “El tema va más para continuar aumentando la eficiencia y que el usuario diga: con quién voy a trabajar y que en 20 años pueda decirle ‘quiero repotenciar mi planta, ¿vas a estar aquí?’”.

En cuanto a innovación, esta marca Tier One apuesta por la tecnología TOPCon N-Type, que ha demostrado ser “muy resiliente” tanto en los distintos segmentos del mercado. “Lo hemos utilizado a nivel utility, lo tenemos a nivel generación distribuida y C&I… 2 GW están ahí trabajando”, asegura el gerente de ventas, reforzando la idea de que este fabricante se ha vuelto un referente en TOPCon N-Type.

Soporte técnico y adaptación al mercado mexicano

Con la evolución de las tecnologías, surge un nuevo desafío: el manejo de paneles de mayor tamaño y potencia. “Hay que cuidar mucho todo ese crecimiento que ha habido a potencias superiores”, advirtió el ejecutivo durante su participación en un panel de debate de FES Mexico.

Si bien pueden alinearse a lo que EPCs y clientes finales están buscando, advirtió que el acompañamiento sería necesario ante la disponibilidad de nuevos productos con características distintivas para diferentes aplicaciones en el mercado que, si no se introducen bien, pueden llevar a sacar conclusiones no recomendadas.

Desde su perspectiva, “la elección de las potencias también creo que es un tema muy cultural”. Por ejemplo, señaló que en estas latitudes “el usuario final siempre va a querer la potencia más grande pero no va a tomar en cuenta la complejidad tecnológica y física de hacer estos proyectos”.

Ante este panorama, JA Solar refuerza su compromiso con los integradores locales, ofreciendo soporte técnico especializado para proyectos C&I, un segmento que todavía está en fase de maduración en el país. “Proyectos de 5 MW y 10 MW son muy nuevos en México, por lo que cualquier apoyo que podamos hacerles, estamos aquí listos”, comentó De la Rosa.

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Solar Steel, empresa dedicada al diseño y suministro de seguidores solares, ha firmado un acuerdo para el suministro de 472 MWdc/396MWac de sus seguidores solares 1P con Inver Renewable Management (filial del Grupo Enhol, propietario del proyecto). Un acuerdo que implica la instalación de más de 6.800 de sus seguidores solares para el proyecto más grande de Perú y una de las más grandes de Latinoamérica, la CSF Illa, en la Joya de Arequipa.

Solar Steel continuará su compromiso con el país proporcionando su última configuración 1P como tecnología de vanguardia que maximizará la eficiencia y la producción de energía limpia en este nuevo parque solar en el que se estima una capacidad de generación de 1,2 TWh, aproximadamente el 2,5% de la energía generada del país. 

Los seguidores solares 1P de Solar Steel darán soporte a más de 740.000 módulos de alta potencia y permitirán optimizar el aprovechamiento de la luz solar en uno de los países con mayor índice de radiación solar del mundo.

Según Ernesto Oliver, CEO de Inver Renewable Management, «este acuerdo marca un hito para nosotros, consolidando nuestra apuesta por la descarbonización y la generación limpia en un país donde llevamos operando más de 17 años», a lo que Christopher Atassi, CEO de Solar Steel, añadió: «A su vez, siendo un hito clave para el país, refuerza la imagen familiar en la industria solar de ambos grupos, Enhol y Gonvarri Industries. Ambas compañías compartimos los mismos valores y es gratificante de ver como éstos perduran a lo largo de los años.”

La construcción de esta central fotovoltaica ya ha comenzado y se espera que su operación perdure a lo largo de toda su vida útil, estimada en 30 años. Ambas empresas apoyarán a las comunidades locales a través de proyectos corporativos de Acción Social, con un ambicioso plan de inversión social y ambiental para contribuir al desarrollo de la zona.

El proyecto, que representa un cambio de paradigma en el mercado eléctrico peruano, ya cuenta con la concesión definitiva de generación y transmisión por parte del Ministerio de Energía y Minas de Perú, así como con la certificación ambiental, que contempla compromisos a largo plazo en materia social y medioambiental.

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Con una inversión estimada de 16.000 millones de dólares, el Proyecto H2 Magallanes, impulsado por TotalEnergies H2, ha dado un paso clave al presentar su Estudio de Impacto Ambiental (EIA) e ingresar oficialmente al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) en Chile.

Ubicado en la comuna de San Gregorio, el proyecto contempla la producción de amoníaco verde a partir de hidrógeno renovable (H2V), con destino principal a la exportación. Se desarrollará en una estancia de 72.000 hectáreas, de las cuales aproximadamente 4.000 serán utilizadas para infraestructura clave: aerogeneradores, plantas de electrólisis, unidades de producción y almacenamiento, infraestructura eléctrica y un terminal portuario con planta desaladora.

Además de su escala energética, H2 Magallanes destaca por su compromiso con el entorno ya que se han realizado más de 20 estudios científicos y un proceso de Participación Ciudadana Temprana (PCT), dando origen a un Plan de Inversión Social basado en empleo local, proveedores regionales, sostenibilidad y cultura.

“La presentación del EIA marca un paso clave para nuestra compañía, pero el camino recién comienza. Ahora iniciaremos el proceso de evaluación, responderemos a las observaciones de las autoridades y la ciudadanía, y trabajaremos para obtener la calificación ambiental. La competencia internacional es intensa, y mejorar nuestra competitividad y atractividad como país es fundamental para avanzar”, subrayó Antoine Liane, gerente general de TE H2 Chile.

El proyecto contará con una potencia instalada de 5000 MW eólicos y, con una vida útil proyectada de 25 años, se espera que genere hasta 10.000 empleos durante la construcción y produzca 1,9 millones de toneladas de amoníaco verde al año

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Future Energy Summit (FES) Iberia 2025 reunirá a más de 400 ejecutivos del sector público y privado el próximo 24 de junio en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt, en Madrid. Esta tercera edición se perfila como una instancia clave para el análisis de las oportunidades de negocio en energías renovables y la presentación de nuevas tecnologías.

En el marco de este encuentro, participarán altos directivos como Héctor Erdociain, CSO y CTO de Chemik Group; Luis Contreras, Director Gerente de Yingli Solar; y Luis Miguel Álvarez, Vicepresidente de Desarrollo para Europa y Latinoamérica de Matrix Renewables. Los tres ejecutivos serán parte de debates técnicos y estratégicos donde se pondrán sobre la mesa soluciones tecnológicas, modelos de inversión y perspectivas de mercado.

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El programa de este año incluirá un panel exclusivo con grandes empresas latinoamericanas, otro centrado en las oportunidades del sur de Europa, y un bloque dedicado a los offtakers, que analizarán la evolución de los esquemas de contratación de energía y su impacto sobre el desarrollo de nuevos proyectos.

Además, entre los speakers se destacarán Joao Costeira, de Repsol; Carlos Relancio, de Galp; y Carolina Nester, de Sonnedix.

El evento completo de la edición FES Iberia 2024

Además de su fuerte contenido de análisis y debate, FES Iberia es reconocido por su networking estratégico, donde se concretan acuerdos y alianzas clave para la transición energética. En 2024, el evento contó con reuniones privadas, espacios de intercambio de alto nivel y un exclusivo cóctel VIP que reunió a los principales inversores y desarrolladores del sector.

Innovación tecnológica y posicionamiento estratégico

Chemik aprovechará el espacio para presentar su sistema TCS Series, una solución integral para la instalación aérea de cableado en proyectos fotovoltaicos que permite optimizar tiempos, reducir costos y eliminar zanjas. “Este sistema permite separar los cables del torque tube, minimizando pérdidas térmicas y mejorando la instalación”, detalla Héctor Erdociain.

La solución TCSMULTICAB, parte de esta línea, tiene un impacto directo sobre la reducción del CAPEX. “Un proyecto de 300 MW tiene un coste de unos 2,5 millones de euros en zanjas. Con este sistema, ese coste baja a unos 500.000”, afirma el ejecutivo. Además, la empresa presentará su sistema Checkness, que transforma la instalación eléctrica en un sistema modular, y String+, una tecnología que permite optimizar la configuración de los strings y reducir el CAPEX en hasta un 4%.

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“En un networking encontrarse con gente con decisión es lo que marca la diferencia entre FES y otros eventos del sector”, subraya Erdociain, al destacar la calidad técnica de los asistentes.

Por su parte, Luis Contreras, de Yingli Green Energy Europa, participará con el objetivo de reforzar la presencia de la compañía en el mercado regional. “Nosotros buscamos en FES Iberia hacer un trabajo de posicionamiento de marca en la mente del cliente”, afirma. En su visión, el escenario actual impone nuevas exigencias: “Hay mucha desinversión. No hay tanto volumen de proyectos solo fotovoltaicos sin baterías en España”, advierte.

Contreras también resalta la presión que genera la sobreoferta en el mercado global. “Producimos el doble de capacidad frente a la demanda real. Hay una atomización de fabricantes que el mercado no puede sostener”, señala, al tiempo que expresa una crítica contundente a los aranceles norteamericanos: “La superprotección va a dañar el mercado norteamericano. Ya lo vivimos en Europa en 2016 y fue un desastre”.

En tanto, Luis Miguel Álvarez, Vicepresidente de Desarrollo para Europa y Latinoamérica de Matrix Renewables, aportará la visión de la compañía sobre estrategias de crecimiento, almacenamiento y la evolución del financiamiento para grandes proyectos. Álvarez ya ha sido parte de paneles sobre gestión de activos y sistemas de almacenamiento en ediciones anteriores de FES, y su presencia reafirma el interés de Matrix en consolidar su presencia en el mercado ibérico.

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José Antonio Irastorza, de Risen Energy, otra empresa que estará presente en esta edición, resume el espíritu del evento: “FES es una oportunidad para poder sentar bases de lo que puede venir en los meses siguientes”.

Las entradas Early Bird ya están disponibles a través del sitio oficial del evento. Las consultas y acreditaciones pueden canalizarse a través del correo: commercial@strategicenergycorp.com.

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PCR reafirma su posición en el mercado energético con una estrategia que combina innovación tecnológica, desarrollo de infraestructura y expansión nacional e internacional, de manera que la compañía proyecta alcanzar aproximadamente 1 GW de capacidad renovable en Argentina, integrando nuevas obras de generación y transmisión que marcan un hito en el sector.

Actualmente, PCR cuenta con 530 MW eólicos operativos y se encuentra en plena construcción de 18 MW fotovoltaicos en la provincia de San Luis. “Será un proyecto clave porque será el primer parque híbrido a nivel nacional, donde la potencia eólica y solar se evacúa por la misma estación transformadora», sostuvo Martín Brandi, CEO de PCR, durante una entrevista destacada en Future Energy Summit (FES) Argentina. 

“Por otra parte tenemos 440 MW eólicos con prioridad de despacho que surgen de una obra de ampliación del sistema de transporte a cargo nuestro. Hemos identificado una obra de transmisión que permite evacuar 440 MW adicionales de potencia en el corredor hacia Buenos Aires”, agregó. 

Este despliegue será posible gracias a la prioridad de despacho adjudicada en el Mercado a Término (MATER), viabilizada por la repotenciación de capacitores serie en la ET Olavarría y la ampliación de la ET 500 kV Bahía Blanca; siendo la primera empresa en lograr una adjudicación con obra de transmisión asociada bajo la Res. SE 360/2023 del MATER.

El despliegue de los 440 MW se hará por etapas. La compañía primeramente sumará cerca de 210 MW mediante la construcción de 30 MW eólicos en Bahía Blanca, con inicio de obras en 2025 y operación prevista para 2026, y 180 MW que se ubicarán entre Bahía Blanca y Olavarría, cuya entrada en operación está proyectada para 2027; para posteriormente avanzar hasta lograr los 440 MW. 

“Cuando completemos los 440 MW eólicos y 18 MW solares, llegaremos a aproximadamente 1 GW de potencia renovable instalada en el país”, aseguró Brandi.

“Y en el futuro cercano se viene la competencia entre tecnologías, considerando que el país está transicionando desde un mercado que en general era administrado hacia un mercado de competencia libre”, manifestó anticipando un escenario donde la eficiencia y la innovación serán determinantes.

Expansión internacional

La estrategia de crecimiento de PCR no se limita al ámbito local. La compañía, con presencia histórica en Argentina y Ecuador, decidió dar un paso firme en uno de los principales mercados energéticos del mundo: Estados Unidos. 

«Nos llevó un tiempo encontrar en dónde podíamos jugar, dado que Estados Unidos es uno de los mercados más competitivos del mundo y que tiene la particularidad que sus estados operan de distinta manera” comentó el CEO de PCR. 

La empresa ya adquirió los paneles solares y la tierra para iniciar este año la construcción de sus primeros 30 MW fotovoltaicos en el estado de Texas, a la par que está desarrollando proyecto solar de 220 MW con almacenamiento de 110 MW / 440 MWh en Diamond Tail, condado de Sandoval (Nuevo México). 

“Empezamos desarrollando proyectos grandes  y en la actualidad estamos próximos a lanzar la construcción de 30 MW solares. Pero cuando una compañía como PCR entra en Estados Unidos, no tiene mucho sentido hacerlo sólo por 30 MW, sino que iremos paso a paso. Primero tenemos que lograr que los primeros 30 MW sean un éxito y a partir de ahí seguiremos”, concluyó Brandi. 

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Eco Green Energy continúa innovando en tecnología fotovoltaica. Entre las últimas aplicaciones desarrolladas por la compañía se destaca Neptune Floating PV, un sistema solar de última generación para instalaciones civiles, comerciales e industriales de mediana y también gran escala, en espejos de agua dulce.

Eliana Zavala, gerente de ventas para Latinoamérica de Eco Green Energy, impulsa una estrategia comercial en la región destinada a ampliar la presencia de este sistema solar flotante. Según reveló la representante de la marca, en estas latitudes busca alcanzar 100 MW en ventas de Neptune durante este año 2025.

En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Eliana Zavala profundizó en las características técnicas, ventajas competitivas y potencial de este sistema que ya acumula casos de éxito en mercados latinoamericanos como el ecuatoriano, donde ha suministrado este sistema con paneles solares de 450 W para que el epecista GPS Group, S.A. construya la primera planta fotovoltaica flotante en Puerto Inca con una potencia total de 302,4 kW.

Estructura adaptable y de alta resistencia

El sistema Neptune está compuesto por una estructura que incluye flotadores fabricados con polietileno de alta densidad, un material resistente a agresiones ambientales como radiación UV, salinidad, acidez y cambios extremos de temperatura.

En concreto, su diseño modular incluye un flotador de pasarela —clave para facilitar el mantenimiento y operación del sistema— y otro flotador para alojar los paneles solares. A ello se suman rieles, soportes, conectores, cables de acero, pernos y tuercas de plástico, que garantizan la estabilidad y durabilidad del montaje.

Además, la especialista destacó que “los flotadores son insolubles en disolventes orgánicos, aptos para uso alimentario y certificados como ecológicos”. Esto permite su implementación en piscinas camaroneras y granjas acuícolas, donde es esencial mantener estándares de seguridad alimentaria.

Neptune Floating PV

Módulos solares de alto rendimiento

Uno de los grandes diferenciadores del sistema Neptune es su adaptabilidad. Los módulos solares pueden solicitarse de acuerdo con las necesidades específicas del proyecto. Según Zavala, los rangos que ya tienen disponible para suministro son: “TopCon en potencias que van desde 450 W hasta 735 W. Y en PERC comienzan en 410 W y alcanzan hasta 700 W”.

Esto significa que los clientes pueden optar por módulos de mayor capacidad y más eficientes como los de 620 W o 735 W, ideales para proyectos que requieren mayor rendimiento en proyectos de espacios limitados pero que no presentes problemas con el aumento del peso.

Al respecto, Zavala subrayó la compatibilidad del sistema con una amplia gama de tamaños y pesos de paneles requeridos por distintos tipos de desarrollos: “os módulos adaptables al sistema Neptune tienen un rango de módulos TOPCon de 450W con 1.7×1.1m con un peso de 24.8kg y una eficiencia de 23.30% hasta módulos de 735W con 2.3×1.3m con un peso de 38.7kg y una eficiencia de 23.66%”.

Ventajas técnicas frente a otras soluciones del mercado

La vocera de Eco Green Energy detalló una serie de atributos que distinguen a Neptune en el mercado de energía solar flotante además de su resistencia a rayos UV, humedad, calor, frío y abrasiones. “El polietileno de alta densidad nos permite tener una mejor garantía por 10 años y hasta con una vida útil de 25 años.”, indicó.

En términos de instalación, el sistema está diseñado para facilitar el montaje y gracias a un manual paso a paso se logra efectividad y rapidez en el armado. Pero aquello no sería todo. Los ángulos de inclinación han sido optimizados para maximizar la generación de energía y se incluyen soportes eléctricos flotantes para inversores y amplificadores de potencia, así como esquemas de cableado personalizados.

“Es una solución integral que es personalizable y también se adapta a las necesidades del proyecto, dependiendo si va a ser en un lago, en un reservorio, en un embalse”, destacó Zavala.

Requisitos técnicos y ambientales del sitio

El sistema Neptune ha sido diseñado para ser instalado exclusivamente en cuerpos de agua dulce. Zavala aclaró que entre los requisitos físicos y ambientales se incluyen aguas tranquilas, de poca profundidad (entre 1 y 10 metros), sin vegetación ni obstáculos, y con acceso desde tierra firme. Técnicamente, el sitio debe contar con niveles de agua estables, baja sedimentación, buena radiación solar y ausencia de contaminantes.

También existen requisitos legales. “Hay que asegurarse que no interfiera con actividades como turismo, pesca o navegación. Además, se deben obtener permisos de uso del agua y evaluación del impacto ambiental”, indicó.

Actualmente, el sistema Neptune está diseñado exclusivamente para ambientes de agua dulce. “No es apto para el mar ni para zonas costeras”, aclaró Zavala. Según detalló, debe instalarse a una distancia mínima de 10 kilómetros del mar para evitar daños por salinidad y oleaje. Sin embargo, adelantó que “el próximo año estamos evaluando sacar otra solución que sería aplicable para aguas saladas y alta mar”.

Los modelos más solicitados, según precisó, oscilan entre los 585 W y 620 W, lo que confirma la preferencia del mercado por soluciones que equilibran eficiencia y adaptabilidad. Para adquirir estas soluciones en Latinoamérica, los interesados pueden revisar la lista de distribuidores autorizados en la web oficial de Eco Green Energy, o bien, si requieren importar directamente desde China pueden comunicarse con Eliana Zavala, gerente de ventas para Latinoamérica de Eco Green Energy, al correo sales4@eco-greenenergy.com

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México está sentando las bases para el despliegue de baterías en el Sistema Eléctrico Nacional. Un gran paso fueron las Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACGs) para la integración de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica emitidas en septiembre del año 2024. Pero aún restaría regulación y normas complementarias que terminen por brindar claridad a los players del sector.

Con una sólida presencia global y soluciones de almacenamiento energético certificadas bajo estándares internacionales, Pytes Energy mira con atención estos avances. Según Ernesto Nájera Morales, director de desarrollo de negocios en Latinoamérica y el sudeste de Estados Unidos de la compañía, “se han incrementado considerablemente los números de cotizaciones que se han realizado desde el año pasado” por lo que se preparan para una expansión en el país, aunque reconoce que aún hay incertidumbre en torno a las reglas que les permitan dar un salto en las ventas.

“La compañía ya está posicionada aquí en México y ya tenemos varios proyectos que se han realizado, sobre todo en la zona de Baja California Sur”, indicó Nájera Morales en entrevista con Energía Estratégica. La meta ahora es escalar operaciones más allá del ámbito residencial, donde Pytes ya tiene tracción, y “enfocarse de lleno a hacer proyectos de comercial industrial aquí en México y resto de Latinoamérica”.

La estrategia forma parte de un movimiento regional más amplio. Con clientes en más de 60 países, Pytes ha demostrado una gran capacidad de adaptación gracias a su oferta de soluciones modulares, baterías de alto y bajo voltaje, todas tecnologías de fácil instalación. Sus productos estrella, como el HV48100 para sistemas de alto voltaje y las baterías V5 y V10 para aplicaciones residenciales, han sido bien recibidos en el mercado latinoamericano.

“Tenemos una tecnología de una batería de alto voltaje con su gabinete, todo muy modular, muy fácil de instalar, que hemos tenido muy buena aceptación al momento de presentarla con los clientes. Ayudará mucho a los proyectos de Load Shifting y Peak Shaving”, señaló el referente de la marca en la región.

Sin embargo, a pesar del creciente interés y el aumento en solicitudes de cotizaciones, el avance del mercado enfrenta aún una barrera clave: la falta de definiciones claras en la regulación sobre almacenamiento energético. “Yo creo que la historia de este principio de año y de finales del pasado se llama incertidumbre”, subrayó Nájera. Si bien existe un “optimismo positivo con este cambio de gobierno” y las recientes publicaciones relacionadas con la transición energética, el ejecutivo apuntó que “todavía faltan esos puntos finos dentro de la norma para poder saber exactamente cómo vamos a jugar”.

En ese sentido, Pytes —que cuenta con más de dos décadas de experiencia en el sector— considera que es necesario establecer de manera concreta las reglas del juego: remuneración, estándares técnicos, y condiciones de participación en el mercado. “Ya se dijo que sí va a haber un torneo de storage y que si vamos a poder jugarlo, pero ahora hay que saber cuáles son las reglas y cómo hay que hacerlo”, graficó el directivo.

Entre los aspectos que requieren mayor claridad se encuentran las modalidades de remuneración. Nájera planteó que es fundamental conocer si se optará por “algún esquema fijo o variable”, y sobre todo que no se recurra a fórmulas “ambiguas” que puedan prestarse a interpretaciones dispares. “Creo que sí es importante saber cómo se va a hacer. Si va a haber alguna fórmula que no sea como en otras ocasiones, donde la fórmula es un poquito ambigua y que puede variar y cambiar, sino que esté bien establecido qué factores se van a utilizar, cómo se van a calcular y que todos sepamos cómo va a funcionar”, sostuvo.

Otra preocupación relevante es la regulación de estándares técnicos. Desde Pytes enfatizan que no solo debe normarse sobre las características de los equipos, sino también sobre las instalaciones y los perfiles de los instaladores. “Lo que se defina hoy va a sembrar una base sólida entre todos los que quieren hacer bien las cosas, que es lo que queremos hacer todos o deberíamos querer la mayoría”, afirmó Nájera Morales.

Aunque la compañía está con la mirada puesta en el marco regulatorio pendiente, del cual dependerá si puede consolidar una segunda etapa de crecimiento con foco en proyectos comerciales e industriales, aquello no quita que el panorama para Pytes en México sea alentador. “Tiene que venir algo que sea positivo en las regulaciones y que ayude a que esto se desarrolle”, comentó Nájera Morales. 

Más allá de México, la empresa proyecta una expansión en otras economías clave del continente. “México es un país bastante fuerte, Colombia es el otro. Estamos viendo que en Chile va a haber también bastante necesidad de estas tecnologías”, comentó. En tal sentido, Pytes está fortaleciendo sus equipos regionales con nuevas contrataciones en varios mercados latinoamericanos, anticipando un crecimiento sostenido conforme se consolide el marco normativo.

Según el vocero, si bien los mercados latinoamericanos aún tienen incertidumbres, representan una oportunidad por estar “empezando a poner las reglas, empezando a poner un piso sólido para que podamos implementar esto y hay que aprovecharlo”.

A lo largo de su trayectoria, Pytes ha apostado por un enfoque centrado en la innovación, la adaptabilidad y el cliente. Con sistemas diseñados para ofrecer ahorro energético mediante estrategias como load shifting o peak shaving, sus soluciones están pensadas tanto para entornos residenciales como comerciales e industriales. “Estas tecnologías tienen varios esquemas donde pueden ayudar al ahorro de energía”, explicó Nájera, quien destacó la importancia de que el usuario final pueda “utilizarlas” de forma flexible cuando haya transparencia en las reglas.

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Se realizó la Asamblea de Socios de la Asociación de Comercializadores de Energía (ACEN) que renovó su Directorio. Por unanimidad de los asociados se eligió a la nueva gobernanza que quedó conformada por Andréa Küster Lüdtke, Legal Counsel Chile en Grenergy, Daniel Canales, gerente general de Acierta Energía, Sebastián Novoa, Gerente General en Evol Services, Daniel Soto, Gerente Comercial en Cinergia Chile, y Mauricio Olivares, Director Comercial en Copec Emoac. 

Una vez conformado el nuevo Directorio, éste procedió a escoger a Daniel Canales como su presidente y líder por un año, para luego tomar el cargo Mauricio Olivares hasta el año 2027.   

El secretario ejecutivo, Eduardo Andrade, remarcó en su discurso el exitoso posicionamiento de ACEN en la comunidad energética durante 2024 y agradeció al past president, Sebastián Novoa, su destacada gestión que se prolongó durante 4 años. Novoa, uno de los socios fundadores, contribuyó en la delineación de la estrategia, tanto local como internacional, para situar a la comercialización como un actor importante e imparable de los mercados eléctricos más modernos.

Por su lado Canales, el entrante presidente, mencionó que la comercialización en Chile comienza una etapa de consolidación con la reciente rebaja del límite de 500 kW a 300 kW permitiendo que alrededor de 3.000 pymes puedan optar al mercado libre. Aún más, señaló que uno de los objetivos de su año frente a la gremial es movilizar a la industria para que se continúe bajando el límite de la potencia conectada.   

Daniel Canales es Ingeniero Civil de Industrias Energía Eléctrica de la Pontificia Universidad Católica de Chile y tiene un MBA en Estrategia en la misma casa de estudios. Canales tiene más de 20 años de experiencia en el sector eléctrico que incluyen cargos gerenciales en Mainstream Renewable Power, Atria Energía y Acierta Energía, la comercializadora de energía de Atlas Renewable Energy.

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La Asociación Brasileña de Grandes Consumidores de Energía y Consumidores Libres (ABRACE Energía) se posicionó sobre la propuesta presentada por el Ministerio de Minas y Energía (MME) para la modernización del sector eléctrico contiene avances importantes. La entidad consideró que la reforma busca acomodar al segmento de bajos ingresos de la población, reducir los subsidios sectoriales y promover la apertura del mercado sin aumentar las distorsiones en el sector. Pero trae riesgos relevantes al redistribuir cargas y costos, cargar con nuevos costos y transferir una porción proporcionalmente mayor de la Cuenta de Desarrollo Energético (CDE) a los consumidores industriales en el mercado libre, comprometiendo la competitividad de la producción nacional.

ABRACE destaca que el CDE, fondo que financia políticas públicas en el sector, ya tiene un impacto significativo en la industria que está en el mercado libre. Estos consumidores industriales pagan actualmente una “tarifa” de CDE, que en última instancia cubre las políticas públicas y debería ser de carácter tributario, equivalente a los consumidores residenciales, del orden del 12% de sus facturas finales de energía. Además, el CDE, a diferencia de los impuestos, no se compensa a lo largo de las cadenas productivas y acompaña el costo de los productos exportados, penalizando la producción.

La propuesta puede resultar ineficaz para lograr su objetivo: al intentar proteger a los pequeños consumidores, termina aumentando los costos de los productos que éstos consumen (recordemos que la energía representa hasta el 35% del costo de un litro de leche y el 25% del costo de los materiales de construcción, por ejemplo). Los brasileños gastan, en promedio, el doble por mes en energía incorporada a productos y servicios que en su factura de electricidad residencial. Penalizar a la industria es penalizar a toda la sociedad con inflación y pérdida de empleos, de ingresos para los consumidores y de ingresos fiscales para el Gobierno.

La propuesta del Ministerio también incluye a los consumidores libres en el reparto de costos, como Angra 1 y 2, Generación Distribuida y un nuevo cargo que pretende compensar costos con el excedente de energía que se promoverá con la ampliación del mercado libre. En la visión de ABRACE, Brasil tiene la oportunidad de utilizar su energía limpia y competitiva como base para la reindustrialización y el desarrollo social.

La asociación ha mantenido el diálogo con el MME, apoyando los puntos positivos y contribuyendo a una reforma amplia y efectiva, centrándose en la eficiencia con la corrección de la señal del precio de la energía, la correcta distribución de costos y riesgos en el sector y la reducción real de cargas con la búsqueda de nuevas fuentes de financiación para las políticas públicas. Por último, recuerda la importancia del libre mercado, que, a diferencia de los segmentos estimulados y subsidiados, paga todos los cargos sectoriales de las políticas públicas y los asociados a la operación y seguridad del sistema y el costo total del transporte de energía.

Por último, la Asociación reconoce los esfuerzos del Gobierno para proteger la ventaja competitiva del país en su potencial energético limpio y barato, como el veto del presidente Lula a los llamados jabutis del proyecto de ley de parques eólicos marinos, que ahora corre el riesgo de ser revocado. Entre las propuestas de mejora que Abrace ha defendido ante el Gobierno está la inclusión en la reforma de mecanismos para estimular el consumo industrial de energía limpia y barata, necesaria para la reindustrialización del país, para que tengamos una sociedad más próspera y justa y también para la recuperación del propio sector eléctrico.

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Energía Estratégica, parte de Strategic Energy Corp, llevó a cabo con éxito el webinar gratuito «Storage: Oportunidades en Latinoamérica», que contó con una audiencia en vivo superior a los 500 profesionales del sector interesados en el avance del almacenamiento con baterías en la región y anticipar las tendencias tecnológicas que guiarán el futuro del sector.

El primer panel de debate reunió a referentes de las empresas CATL, Huawei, Pylontech, Quartux y Solis para analizar las claves para la expansión de nuevos proyectos PV + BESS. ¿Cuáles son los drivers que pueden catalizar sistemas híbridos en la región? ¿Cuándo creen que será la época dorada para las soluciones de almacenamiento? Fueron algunas de las preguntas que se abordaron.

El video de la transmisión en vivo está disponible en el canal de YouTube de Strategic Energy Corp para todos los interesados en revivir el webinar y acceder al contenido gratuito y de calidad brindado por Sergio Rodríguez Moncada, Chief Technology Officer de Solis; Fabián Ríos Vargas, Strategic Alliances Director de Quartux; Víctor San Román, Technical Manager de Pylontech; Diomedes Quijano, Chief Technical Officer para Centroamérica y el Caribe de Huawei Digital Power; y, Ricardo Garro, Sales Director Latam – Energy Storage Systems (ESS) de CATL.

Durante la discusión sobre los drivers que impulsarán el mercado, Ricardo Garro enumeró: «Tener una regulación ajustada que permita participar el Energy Storage», «alta penetración renovable», «la bajada en costos de la tecnología» y «la necesidad de una red más segura».

Ahora bien, el referente de CATL, empresa con más de 600 GWh suministrados a nivel global, remarcó que en la región aún está en etapas tempranas y es crucial el acompañamiento a los clientes, no sólo en lo técnico, sino también en aspectos financieros. «Ya trabajamos con contratos Long Term Service Agreement de hasta 20 años para proyectos utility scale», detalló.

En línea con aquello, Sergio Rodríguez Moncada subrayó que el acompañamiento a clientes es clave, tanto en preventa como en postventa, debido a la complejidad de los sistemas PV+BESS. Por ello, Solis se ha enfocado en giras de capacitaciones por toda la región. «Ya llevamos más de 2.500 personas certificadas en Latinoamérica», destacó.

El director de producto y servicios de inversores de Solis, destacó que el crecimiento ha sido «bastante exponencial» en el segmento al que la empresa apunta que es principalmente la generación distribuida, con proyectos que van de 5 kW a 1 MW. «Hemos visto un desarrollo bastante importante al menos en los últimos 7 años desde que empezamos con sistemas híbridos», aseguró.

Un factor al que puede adjudicarse este despegue es la reducción de costos no sólo de materias primas para el rubro fotovoltaico sino también para el rubro de baterías. Víctor San Román comentó: «El tema del precio es muy importante porque la tecnología de almacenamiento con litio ha bajado bastante en los últimos tres o cuatro años (…) terminábamos precio de kilowhora por proyecto de US$400, US$500 y ahorita ha bajado incluso a una tercera parte o menos».

Diomedes Quijano, Chief Technical Officer de Huawei Digital Power para Centroamérica y el Caribe, enfatizó la importancia actualizar constantemente a los actores del mercado: «Los cambios en esta industria son constantes y no se pueden detener», aseguró.

«Nos hemos convertido en agentes de acompañamiento de nuestros clientes», indicó, destacando que Huawei ofrece desde la fase de preingeniería hasta el comisionamiento y la postventa. Pero aquel acompañamiento no se reduciría solo a clientes sino también sería necesario para autoridades del sector público del mercado que deben adaptar las reglas del juego a las nuevas aplicaciones que permite la tecnología.

Por su parte, Quartux, con más de 10 años de experiencia y un software propietario de operación, está viendo una creciente demanda en México y resto de Latinoamérica. «El mercado nos está obligando a acelerar nuestra expansión regional», admitió Fabián Ríos Vargas, Strategic Alliances Director de Quartux, y advirtió siguiendo el tema de conversación con sus colegas: «agrego un driver adicional: tema de calidad de estos sistemas».

En el panel se discutió también sobre qué características son innegociables para las baterías y el consenso fue claro: seguridad. De allí, se desprendieron otros aspectos como la confiabilidad, certificaciones y tropicalización que garanticen las marcas en su oferta para los distintos mercados de la región.

Sergio Rodríguez Moncada puntualizó: «La seguridad va a ser lo más importante. Lo segundo tiene que ser la confiabilidad (…) la calidad, la robustez y la tropicalización tienen que ser las características principales tanto en baterías como también en sistemas híbridos».

Víctor San Román coincidió: «Es muy importante tanto la parte de la instalación pero sí una regulación en la parte de la calidad (…) que podamos tener productos confiables en la región».

Fabián Ríos destacó: «La tecnología que estamos integrando tiene que ser tecnología que cuente con sistemas contra incendios».

Ricardo Garro, por su parte, subrayó: «CATL ha sido de los primeros en aprobar el mandato de China de cero explosiones y cero incendios». Y resaltó un hito reciente: «CATL el año pasado anunció un producto de Energy Storage con cero degradación por los primeros 5 años».

Desde Huawei, Diomedes Quijano complementó: «La seguridad tiene que estar garantizada desde prácticamente la celda pero como es un sistema debe generarse o debe darse hasta el punto de integración o de conexión con la red».

¿Ya estamos en la era dorada?

Para muchos panelistas, el momento de mayor crecimiento del almacenamiento ya ha comenzado. «La época dorada ya es hoy», afirmó Rodríguez Moncada. quien aprovechó para promocionar la gama Solarator de Solis que es una combinación de sistemas híbridos que pueden operar tanto en como sistema generador como con baterías de litio tanto de alto voltaje como de bajo voltaje.

Víctor San Román sostuvo que el pico de ventas regional llegará antes de 2030, impulsado por la baja de precios y el aumento de la demanda. Y, entre su oferta para la región comercial, presentó el nuevo producto Fidus de Pylontech que es una batería diseñada 100% para Latinoamérica que se considera «bastante económica» y con «una flexibilidad muy amplia».

Desde CATL, Ricardo Garro no se quedó atrás y reveló importantes anuncios tecnológicos, como el lanzamiento de baterías de sodio y nuevas celdas para vehículos eléctricos que prometen cargar 520 km en sólo 5 minutos, lo que anticipó que próximamente impactará también en proyectos Energy Storage.

Huawei, en tanto, aseguró que avanzará con nuevas soluciones «one stop shop» para el segmento residencial y proyecta un gran despegue para soluciones comerciales e industriales motivadas por uno de sus productos estrella «muy revolucionario» de 215 kWh con respuestas ultrarrápidas, que les permiten proyectar una mayor participación en el mercado.

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Coral Energía avanza en la ejecución de los proyectos adjudicados en las licitaciones RenMDI y de la Empresa Provincial de Energía (EPE) de Santa Fe, consolidándose como un actor clave en el mercado argentino de energías renovables. 

La compañía, parte del Grupo Iraola, cuenta con más de 150 MW en construcción y proyecta alcanzar 1 GW en contratos renovables firmados hacia 2030, combinando grandes proyectos solares y soluciones de almacenamiento.

“Estamos terminando el estructuramiento financiero, al mismo tiempo que empezamos la compra y la construcción de los parques con equity propio”, explicó Marcelo Álvarez, director de Estrategia y Relaciones Institucionales de Coral Energía, en una entrevista destacada en Future Energy Summit (FES) Argentina.

Cabe recordar que la empresa fue una de las principales ganadoras de la licitación RenMDI de 2023, adjudicándose ocho centrales por 110 MW, además de sumar 20 MW adicionales en la convocatoria provincial de Santa Fe. 

Este portafolio activo refleja la capacidad de la compañía para ejecutar proyectos en simultáneo, mientras avanza en el cierre del estructuramiento financiero necesario para completar su pipeline. “Estamos en obra en Santa Fe y Córdoba, y terminando de cerrar el financiamiento para construir en el próximo año y medio todos los parques que tenemos en el pipeline”, destacó Álvarez-

En paralelo, Coral Energía apuesta por diversificar su estrategia mediante la incorporación de sistemas de almacenamiento en baterías, en el marco de la licitación AlmaGBA, que busca instalar hasta 500 MW de capacidad BESS en las redes de Edenor y Edesur. 

“Tenemos proyectos de storage en el portafolio, ya que el almacenamiento para gestionar la demanda es indispensable para la penetración de alta proporción de renovables; es clave generar experiencia y normativa en el mercado”, sostuvo el directivo. 

Y aunque apuntó que la licitación presenta aspectos mejorables y requiere aclaraciones técnicas, reconoció que representa una oportunidad única para iniciar proyectos de baterías a gran escala, con capacidades entre 10 MW y 150 MW, y fechas de operación previstas entre 2027 y 2028. 

“Además, la licitación tiene un costado inmobiliario porque el terreno y el acceso al nodo de alta demanda es clave, más que la tecnología”, enfatizó el referente de Coral Energía, reflejando la dimensión inmobiliaria que acompaña a este tipo de desarrollos.

Con el objetivo de alcanzar 1 GW en contratos renovables firmados, la empresa deberá sumar 830 MW en los próximos cinco años. Este desafío exige no solo capacidad operativa, sino también un entorno regulatorio previsible, entre ellos la eliminación de incertidumbre vinculada a la resolución SE 21/25 (y sus lineamientos correspondientes) sobre cómo será el mercado a término (MAT) a partir de noviembre. 

“Entre tanto, para renovables este año habrá un sector de minería que seguirá su propia dinámica de inversión con el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), además de oportunidades con las distribuidoras provinciales y provincias que tienen agenda propia ante la ausencia de inversión del Estado nacional”, señaló. 

“Mientras que las distribuidoras sujetas de crédito, con la transformación, empezarán a hacer lo que hicieron EPE (Santa FE) y EPEC (Córdoba) el año pasado. Empezarán a tener más centrales de punta de línea y capacidad de generación en su red de distribución”, añadió.  

En este contexto, el sector enfrenta el desafío de proponer una hoja de ruta, tanto de corto como de largo plazo, que permita la transición de un mercado intervenido hacia uno más contractualizado con la demanda, capaz de atraer inversiones sostenidas. 

Y con una visión clara, un portafolio robusto y una apuesta estratégica por el almacenamiento, Coral Energía busca mantenerse como un player fundamental del sector renovable, participar y capitalizar las oportunidades del mercado argentino y avanzar firmemente hacia su meta de 1 GW en contratos al año 2030.

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Sphera Energy traza su estrategia desde Chile en un escenario donde el almacenamiento energético comienza a posicionarse como la clave para destrabar el crecimiento de las energías renovables, combinando innovación tecnológica, expansión internacional y diálogo activo con actores que van desde el ámbito técnico hasta las comunidades locales.

Carlos Cabrera, Managing Partner de Sphera Energy, conversó con Energía Estratégica y reveló los planes de crecimiento de la compañía y la apuesta en sistemas BESS (Battery Energy Storage System), ya sea junto a centrales de generación o proyectos stand-alone. 

“Tenemos dos portafolios. El primero son 4 proyectos híbridos por un total de 455 MW, que combina energía solar con baterías, donde cada megavatio solar tiene al menos un equivalente de megavatio en baterías”, aseguró.

Dicho portafolio híbrido lleva más de tres años de desarrollo y cuenta con Resolución de Calificación Ambiental (RCA). Recientemente, este grupo de proyectos ha sido comprometido con un inversionista internacional y actualmente se encuentra en proceso de Due Diligence.

En particular el proyecto Rinconada Solar (65 MW) es el proyecto más avanzado, cuenta con IFC aprobado, lo que permitiría declararse en construcción durante el segundo semestre del 2025. Asimismo, los otros tres proyectos tienen su IFC en tramitación y esperan poder declararse en construcción durante el primer trimestre 2026

“Mientras que el segundo portafolio consta de 10 proyectos BESS stand-alone con una capacidad instalada total de 1,5 GW y 4 horas de almacenamiento. El mismo se trabaja desde hace más de un año y medio y durante el segundo semestre de 2024 ingresaremos cinco proyectos con Declaración de Impacto Ambiental (DIA)”, detalló Cabrera. 

Dos de esos proyectos, por 300 MW de potencia cada uno, ya están más avanzados y se espera que para mediados de año obtengan las primeras aprobaciones ambientales (RCA).

La elección de Chile como epicentro del despliegue no es azarosa. Se trata del primer país de América Latina que ha comenzado a definir regulaciones específicas para sistemas de almacenamiento, condición que ha generado un fuerte dinamismo en inversiones y pruebas tecnológicas; aunque aún queden interrogantes abiertos, como por ejemplo cómo se remunera y renta el sistema de almacenamiento, o bien cómo será la operación, (carga y descarga), y también la regulación de los servicios complementarios. 

A pesar de las incertidumbres, el ejecutivo percibe un clima de inversiones “más positivo” y proyecta una oleada de inversiones BESS a partir del 2026, en consonancia con la tendencia mundial y con el cambio de gobierno que tendrá lugar en Chile hacia fines de este año (las elecciones se realizarán a mediados de noviembre). 

Bajo ese contexto, Cabrera dejó un consejo claro para  las nuevas autoridades: agilizar la permisología para que deje de ser uno de los principales obstáculos para los desarrollos energéticos en el país, dado que para el proceso ambiental resulta cada vez más complejo balancear el cuidado del territorio con la creciente necesidad de proyectos renovables.

“Se ha puesto muy burocrática la permisología, pero con el proyecto de ley, Chile está tratando de actualizar y dinamizar la aprobación ambiental y los permisos sectoriales, incluso a nivel transversal”, aclaró. 

Mientras que a largo plazo, el Managing Partner de Sphera Energy alertó que el verdadero cuello de botella aún más estructural son la falta de infraestructura de transmisión, que se encuentran saturadas, de modo que existen niveles récords de vertimientos renovables. 

“Y si bien el almacenamiento nos permitirá aprovechar la buena capacidad disponible que tiene la infraestructura de las noches, si no se trabaja el problema de fondo de transmisión, en cinco años tendremos curtailment en el día y en la noche. Por lo que se requiere celeridad en la permisología y trámites para los proyectos de transmisión eléctrica”, subrayó. 

Consciente de estos desafíos, pero también de las oportunidades que abre la experiencia adquirida en Chile, la empresa ya proyecta su expansión internacional, teniendo los ojos puestos en varios países de LATAM y Europa. 

“La idea es aprovechar nuestra expertise de desarrolladores, históricamente de energía solar y baterías, para desarrollar proyectos eólicos, algunos de hidrógeno verde e intenciones de hacer algunos hub de data center, con plantas fotovoltaicas + BESS + data center en una misma ubicación”, vaticinó Cabrera.

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En el marco del encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Luciano Silva, gerente de ingeniería para Latinoamérica de Trina Storage, compartió la estrategia de expansión de la compañía para fortalecer su participación en el mercado de almacenamiento energético de la región.

Trina Storage, la división especializada en baterías de Trina Solar, apuesta a un modelo de integración horizontal para complementar la energía solar con sistemas de almacenamiento. Silva remarcó durante FES Caribe que la empresa es capaz de “proveer todo el equipamiento principal de una planta híbrida solar», destacando que esta capacidad «es bastante única de nuestra organización”.

Actualmente, la empresa cuenta con más de 120 profesionales desplegados en América Latina, de los cuales 16 personas se dedican exclusivamente a proyectos de almacenamiento. “Ese tipo de equipos técnicos es lo que exige este tipo de proyectos, que son muy multidimensionales”, sostuvo el gerente.

Conformar equipos de preventa sólidos resulta esencial para garantizar la calidad técnica desde etapas tempranas de los proyectos BESS. Desde la perspectiva de Silva, “es muy relevante que los clientes hagan la definición de la planta de la mano de un análisis técnico correspondiente”, teniendo en cuenta la complejidad de las configuraciones y normativas de cada país.

En el caso de República Dominicana, la Superintendencia de Electricidad (SIE) y la Comisión Nacional de Energía (CNE) han trabajado activamente en el desarrollo de normativas que fomenten alternativas de almacenamiento, ante la creciente penetración de energías limpias en la red.

Un ejemplo de ello es la Resolución CNE-AD-0005-2024, que establece que proyectos renovables entre 20 MWac y 200 MWac deberán contar con sistemas de almacenamiento equivalentes al 50% de su capacidad durante al menos cuatro horas.

Asimismo, la Resolución SIE 136-2025 regula los servicios auxiliares de frecuencia primaria y secundaria, aunque desde el sector privado se destaca la necesidad de ampliar la regulación para incluir remuneraciones a otros servicios que aseguren un mejor cierre financiero de los proyectos BESS.

En este contexto, Luciano Silva advirtió que, si bien “códigos de red con disposiciones específicas para baterías no existe en casi ningún mercado latinoamericano», es vital adaptar diseños que cumplan con el espíritu de las normativas vigentes. “Si el espíritu de la normativa es que la planta híbrida cargue la batería exclusivamente de la planta solar, se tiene que hacer un diseño acorde a eso”, explicó.

En cuanto a la experiencia de otros mercados, el ingeniero chileno destacó las lecciones aprendidas en su país, donde las estrategias de de-risking se han centrado en un correcto diseño y dimensionamiento de los proyectos.

“La definición de la planta tiene algunas complejidades que requieren de ingeniería eléctrica”, enfatizó Silva, remarcando la importancia de contemplar aspectos como la compensación reactiva y la capacidad de respuesta ante fluctuaciones de tensión.

Para Silva, países como Chile y República Dominicana comparten un escenario similar: “No tenemos combustibles fósiles y la transición energética es una necesidad porque tenemos que cuidar la independencia energética”, reflexionó y, en el auditorio de FES Caribe ante más de 500 profesionales del sector energético, llamó a aprovechar el momento histórico que vive la región: “Para países que somos ricos en estas energías renovables es una obligación transitar esta transición de manera acelerada”.

Ahora bien, recomendó elegir bien los aliados para impulsar nuevos proyectos de largo plazo. En tal sentido, observó que muchas veces los desarrolladores, especialmente en mercados emergentes, enfrentan desafíos por la falta de experiencia técnica de ciertos proveedores. Silva advirtió que “hay muchas empresas en particular de China aterrizando en los distintos mercados muchas veces con estructuras organizacionales muy flacas o incluso solo con equipo comercial”, lo que puede poner en riesgo la calidad de los proyectos si no se realiza una adecuada ingeniería desde el principio con equipo local que conozca las particularidades del sistema.

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La aprobación de las Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACGs) en septiembre del 2024 marcó un hito en el sector eléctrico mexicano, abriendo la puerta a nuevos modelos de negocio. Sin embargo, el sector privado permanece atento a la emisión de normas complementarias y regulaciones que otorguen certeza jurídica y financiera para los proyectos.

En este contexto, Francisco Alcalde, Key Account Manager México de Sungrow, destacó durante el Future Energy Summit México (FES México) la necesidad de contar con reglas y remuneración claras que permitan ajustar de forma precisa los dimensionamientos técnicos y los modelos financieros de los sistemas BESS.

“Vamos a depender del marco regulatorio y del tabulador de precios para poder presentar ofertas sumamente interesantes no solamente para el privado sino para las redes”, sostuvo el responsable comercial de la empresa.

Con más de 14 GW fotovoltaicos y 7 GWh de almacenamiento instalados en países de habla hispana, Sungrow busca trasladar su experiencia a México, donde el mercado de almacenamiento apenas comienza a despegar.

Francisco Alcalde enfatizó que cada proyecto debe contemplar desde su inicio factores como la confiabilidad, la trazabilidad y la seguridad, siempre bajo un análisis financiero riguroso.

La reciente aprobación de las DACGs es solo el primer paso. El sector espera avances en la elaboración de una Norma Oficial Mexicana (NOM) específica para equipos de almacenamiento, así como regulaciones adicionales que definan aspectos operativos y de remuneración.

Alcalde afirmó además que “esas reglas claras van a ayudar mucho a como ha sido visto México desde hace muchos años como un potencial y atraer más inversión. Ciertamente sobre el nearshoring, que es el reacomodo de las cadenas de suministro, hay que ver verdaderamente si llega a ayudar con toda esta situación y a incentivar entonces esas reglas claras, establecidas y pagadas para que sean justas y adecuadas a diferentes tipos de nodos, con diferentes tipos de tecnología, con diferentes horarios, yo creo que eso puede ayudar”.

Durante FES Mexico, el representante de Sungrow explicó que una vez clarificado eso se podrá tener certeza de cuándo conviene un acople en AC o en DC para proyectos específicos PV+BESS en México, ya que se tendrá presente no sólo las exigencias de la autoridad en materia técnica sino también del modelo de negocio viable y bancable para distintos tipos de aplicaciones y aprovechando servicios auxiliares admitidos en el mercado.

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La Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM) de Chile se asoció oficialmente a la Comisión de Integración Energética Regional (CIER), con el objetivo de fortalecer la presencia y proyección de los socios del gremio en Latinoamérica y El Caribe.

En este sentido, el director ejecutivo del gremio, Mauricio Utreras, refirió que la alianza “no solo abre las puertas a espacios de cooperación técnica, regulatoria y de intercambio de mejores prácticas, sino que también posiciona a nuestros asociados a una red clave para la identificación de oportunidades de negocio en Latinoamérica y El Caribe”.

Además, indicó que en un contexto de acelerada transición energética, ser parte de la CIER permite a los socios de GPM-AG explorar alianzas en proyectos de generación, almacenamiento e hidrógeno verde, ámbitos en los que nuestros asociados ya están innovando y buscando escalar.

«La pertenencia a esta plataforma regional amplía nuestras capacidades para incidir en políticas energéticas integradas, acceder a nteligencia de mercado y construir vínculos estratégicos con actores públicos y privados en países vecinos”, añadió Utreras.

En la oportunidad, el director ejecutivo de la CIER, Túlio Alves, refirió que la participación de GPM es un hecho muy relevante para ambas organizaciones: “En primer lugar, porque en esta coyuntura de transición energética con mayores inversiones en la generación con bajo impacto ambiental, la generación a través de pequeñas y medianas generadoras de energía, con fuentes renovables y grandes aportes tecnológicos, es cada vez más importante para mitigar el cambio climático”.

En segundo lugar, resaltó que las sinergias que se pueden generar entre ambas organizaciones resultan claves para el desarrollo del sector en la región: “los asociados de este gremio podrán compartir experiencias, participar de benchmarking y acceder a buenas prácticas compartidas con generadoras de otras latitudes”.

Igualmente, puntualizó que para CIER resulta fundamental ampliar su red regional a Chile, continuando así la reestructuración del Comité Nacional Chileno de la CIER, así como la participación de estos profesionales que les otorgarán un gran valor agregado a las actividades.

La CIER es una organización de carácter internacional y sin fines de lucro que agrupa a más de 280 empresas y organismos del sector energético de la región de Latinoamérica y El Caribe. Desde su fundación en 1964, su objetivo es promover y favorecer la integración del sector energético en la región a través de la cooperación mutua entre sus asociados.

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El pasado miércoles se llevó a cabo el webinar gratuito «Storage: Oportunidades en Latinoamérica», organizado por Energía Estratégica, parte de Strategic Energy Corp, que se perfiló como una cita ineludible para quienes buscan entender la evolución del almacenamiento con baterías en la región, conocer experiencias reales y anticipar las tendencias que marcarán el futuro del sector.

El segundo panel reunió a referentes de las firmas APsystems, Growatt, Atlas Renewables Energy y Amara NZero para debatir sobre los beneficios de la implementación de baterías para los sistemas regionales, estrategias de negocio y proyecciones de costos de los sistemas BESS. 

«El almacenamiento ya es una necesidad casi obligatoria», manifestó el Branch Manager Latam de APsystems, Gustavo Marín, al destacar cómo la integración de microinversores con sistemas de almacenamiento permite no solo respaldo, sino también optimización energética mediante prácticas como el peak-shaving.

Por su parte, el Technical Sales Manager de Growatt, Luis Colin, subraya que «la cuestión no pasa por cuánto cuesta tener el proyecto, sino cuánto cuesta no tenerlo», enfatizando la importancia de los sistemas BESS para garantizar la confiabilidad de la red y responder a cargas críticas en milisegundos.

Desde la perspectiva de generación a gran escala, el Commercial Operations Manager de Chile en Atlas Renewables Energy, Cesar Vasquez, resaltó otros beneficios, como por ejemplo la reducción de vertimientos ERNC, captura de ingresos por potencia y prestación de servicios complementarios, lo que diversifica las fuentes de ingresos y eleva la sofisticación del negocio energético.

En cuanto a la sostenibilidad financiera, el Head of Business Development de Amara NZero, Daniel Reynoso Lesperance, puntualizó que no solo se debe cuidar el CAPEX, sino también el OPEX, ya que muchos costos se erradican a futuro con la implementación de almacenamiento. Este enfoque integral busca optimizar los modelos de negocio asegurando garantías técnicas y económicas.

Tendencias en precios y accesibilidad tecnológica

Uno de los puntos destacados del panel fue la continua disminución de los costos de las soluciones BESS. Los especialistas reconocieron que hubo una baja cercana al 20% y se espera que continúe la tendencia a medida que se adopte más la tecnología. 

Incluso, Cesar Vasquez reveló que aplicaciones off-grid se puede lograr un ahorro de 20 a 25 USD/MWh, mientras que en proyectos industriales de gran escala, los costos pueden rondar los 50 USD/MWh. 

“Si consideramos un proyecto industrial grande instalado en el sitio de los clientes (por ejemplo 30 MWh) se ven economías de escala por volumen, lo que puede incluir un sobreprecio que puede llegar a valores de 80- 90 MWh. Pero si se considera el ahorro de los USD 20 MWh indicados, sigue saliendo a cuenta”, detalló. 

Aunque los ponentes aclararon que los precios dependen de factores como el precio del litio y las economías de escala, y advirtieron sobre el riesgo de entrar en una guerra de precios que comprometa la calidad, a fin que no se perjudique ninguna parte de la cadena de valor ni los usuarios finales. 

Modelos de negocio y ventajas operativas

El debate también abordó los segmentos más atractivos para las soluciones de almacenamiento. «El respaldo y la autonomía energética son beneficios clave que ya no son opcionales», sostuvo Marín al referirse al aprovechamiento de la energía almacenada en momentos de mayor costo.

Vasquez profundizó en el valor estratégico del almacenamiento al permitir capturar ingresos adicionales y reducir vertimientos de energía, mientras que Colin destaca el ahorro en infraestructura de transmisión y la capacidad de respuesta ante emergencias.

En tanto que desde Amara NZero hicieron hincapié en la importancia de adaptar las soluciones a las necesidades específicas de cada cliente, considerando no solo el retorno de inversión inmediato, sino también los beneficios a largo plazo en términos de eficiencia operativa y reducción de costos ocultos.

La entrada Precios a la baja, nuevos modelos de negocio y autonomía energética: así avanzan los sistemas BESS en LATAM se publicó primero en Energía Estratégica.

La Secretaría de Energía de Argentina prorrogó el cronograma de la licitación de almacenamiento “AlmaGBA”, que tiene el objetivo de adjudicar 500 MW de potencia en sistemas BESS en las en las redes de Edenor y Edesur. 

De acuerdo a la circular aclaratoria N° 2 del pasado 21 de abril, el proceso se extendió por aproximadamente 30 días y, en consecuencia, la nueva fecha para la presentación de las ofertas (y correspondiente apertura de sobres A) será el 10 de junio en vez del 19 de mayo. 

Mientras que la apertura e inspección de las ofertas económicas se aplazó del 18 de junio al 15 de mayo del mismo año; y la adjudicación recién se dará a conocer pocos días después, precisamente el lunes 23/7 (previamente era el 27/6). 

¿A qué se debe la extensión? Según pudo averiguar Energía Estratégica, varias entidades del sector energético nacional solicitaron la prórroga de la licitación debido a la demora en la publicación del modelo de contrato de generación de almacenamiento. 

La publicación del mismo estaba pautado para el pasado 31 de marzo pero el gobierno primeramente modificó la fecha al 21 de abril a través de la circular aclaratoria N°1, y posteriormente al 16 de mayo. 

“El contrato es clave y no se puede publicar sobre la hora o cercano a la fecha de la presentación de ofertas. Por lo que la prórroga corresponde al equivalente de días que se prolongó la disponibilidad del contrato por segunda vez”, expresaron desde el sector renovable de Argentina. 

Además, la nueva nota lleva la firma del subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Damián Sanfilippo, introduce una serie de cambios al pliego licitatorio, tanto técnicos como algunos que pueden tener impactos financieros positivos o negativos en los proyectos. 

“Uno de los cambios principales es que se agrega la posibilidad de extender la carga por 8 horas. No se especifica que esto se deba hacer a potencia de almacenamiento contratada, por lo que se entiende que no tiene implicancias en el dimensionamiento ni impactos negativos en la operación”, indicaron desde la consultora Aires Renewables. 

El gobierno también decidió elevar los valores de factor anual para los años 2027 y 2028, lo que mejora el resultado financiero de los proyectos y aumenta el incentivo al temprano inicio de operación comercial (COD):

• 2025 hasta el año 2027 = 1,20
• 2028 = 1,10 
• 2029 hasta 2036 = 1,00 
• 2037 hasta el año 2041 = 0,50

“Además, se agrega un factor de estacionalidad (FE) a la fórmula. Esto implica remuneraciones mensuales de potencia de almacenamiento más altas en los meses de demanda pico que en los meses de demanda valle. No se modifican las sumas anuales de remuneración, dado que los valores de FE se compensan a lo largo del año. Por tanto, la medida sí puede ocasionar que se adelanten o atrasen flujos de caja en el año de operación, según el mes de COD”, informaron desde Aires Renewables a través de sus redes sociales. 

Tal es así que el factor de estacionalidad (FE) se define de la siguiente manera: 

• Meses de: enero, febrero, marzo, junio, julio y diciembre = 1,20 
• Meses de: abril, mayo, agosto, septiembre, octubre y noviembre = 0,80

“También se incorporan penalizaciones por indisponibilidad, cuyo monto varía de acuerdo al nivel de saturación de la red de distribución. Incentivo a limitar la indisponibilidad a los horarios de menor saturación de red y coordinar los mantenimientos con CAMMESA, SACME y la Distribuidora correspondiente”, añadieron desde la consultora.

La nota del gobierno detalla que la penalización mensual (hasta un máximo de 4 horas por día) se calculará de la siguiente manera: PENh = Kh x Potencia de Almacenamiento Contratada, donde Kh vale: 

• 350 USD/MWh en horas con déficit de reserva 
• 750 USD/MWh en horas con restricciones de demanda de hasta 10% 
• 1500 USD/MWh en hora con restricciones de demanda de más de 10%

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Genneia refuerza su participación en el mercado argentino de energías renovables con la construcción de 500 MW de nueva capacidad solar en la zona de Cuyo y la provincia de Buenos Aires, además de contar con el objetivo de duplicar su capacidad instalada en los próximos años.

“Seguiremos con los 500 MW solares que tenemos en construcción. La mayoría de los proyectos entrarán en etapa comercial en el transcurso del corriente año. También tenemos un pipeline de proyectos que, a medida que vamos ejecutando los que ya tenemos, ingresan en etapa de construcción”,  destacó el director de Negocio y Desarrollo de Genneia, Gustavo Anbinder. 

“Luego hay un pipeline de proyectos muy ambicioso por casi 3000 MW de potencia que ejecutaremos en la medida que las condiciones del país lo permitan, en particular las restricciones de red”, agregó durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Argentina. 

Y cabe recordar que, actualmente, Genneia opera más de 1600 MW, de los cuales 1200 MW corresponden a generación renovable. El portfolio está compuesto en un 65% por tecnología eólica y un 35% por solar, aunque la puesta en marcha de los nuevos parques fotovoltaicos equilibrará la matriz hacia un 50-50.

El crecimiento del sector renovable en Argentina no está exento de desafíos. Anbinder advierte que, si bien la actividad se mantiene muy activa, aún existen incertidumbres vinculadas a la nueva regulación y lineamientos del mercado eléctrico establecidos por la Secretaría de Energía de la Nación.

Desde su perspectiva, los cambios regulatorios presentan una dualidad. Por un lado, valoró la posibilidad de continuar desarrollando contratos de largo plazo con la demanda, y por tanto, Genneia continuará ofreciendo soluciones a los grandes usuarios para asegurar el abastecimiento de energía renovable.

Sin embargo, también señaló una amenaza creciente: la competencia de generación térmica amortizada, que ingresa al mercado con precios muy bajos. “Es una competencia que podríamos ser desleal, pero estamos acostumbrados a competir”, afirma.

“Tenemos la suerte de tener un equipo de accionistas que empujan y nos piden cada vez más proyectos, así que seguiremos invirtiendo y compitiendo en Argentina”, subrayó. 

Incluso, Genneia analiza su participación en la licitación AlmaGBA, de 500 MW de potencia en sistemas BESS en las en las redes de Edenor y Edesur.  Aunque aún no hay una decisión final, Anbinder aseguró que la compañía observa con interés ese mercado y tendrá hasta el 10 de junio para prepararse y presentar ofertas si así lo decidiera. 

Bajo esa misma línea, el ejecutivo reveló que la compañía ya ha iniciado la instalación de baterías para grid-forming en una subestación eléctrica en San Juan, demostrando un claro avance en la incorporación de tecnología de almacenamiento.

Además de la generación renovable, Genneia diversifica sus líneas de acción con un proyecto estratégico en infraestructura: la construcción de una línea de transmisión en la Puna, en el Noroeste Argentino (NOA), con una inversión de USD 400 millones y un plazo de ejecución de 4 años.

“La línea estará destinada a abastecer a todas las compañías mineras que están explotando litio en esa región y que hoy están aisladas del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Permitirá a las compañías mineras tomar energía del mercado a un costo competitivo”, resaltó Anbinder sobre el impacto de esta infraestructura clave para el sector minero y energético.

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De acuerdo con informes de la Agencia Internacional de las Energías Renovables (IRENA) República Dominicana podría aumentar la cuota de generación de energías renovables hasta un 44% al 2030. Para lograrlo, advierten que sería preciso eliminar restricciones de penetración y acompañar nuevos proyectos con soluciones de almacenamiento energético robustas e integrales.

Ahora bien, el país enfrenta actualmente limitaciones tecnológicas y regulatorias que afectan aquella integración eficiente. Augusto Bello, gerente general de A&A Business Intelligence Group (AABI Group) consideró en el marco del encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe) que, aunque existen resoluciones que permiten el uso de BESS para regular frecuencia, los incentivos económicos son insuficientes.

“La Resolución 136 fija cuál es el incentivo para la regulación de frecuencia, que hoy es unos US$22 MWh para la primaria, y unos US$27.9 MWh para la secundaria, pero no es suficiente”, manifestó el directivo.

El fenómeno del curtailment se ha incrementado notablemente y requeriría de una mayor participación del almacenamiento. Según Augusto Bello, “solamente en enero de este año 2025 ocurrió 16 veces y el 26 de enero cortamos a la fotovoltaica 445 MW”. Esta situación refleja la urgencia de permitir que las baterías no solo regulen frecuencia, sino que también aporten en otros servicios clave como la regulación de tensión y el arranque en negro.

“Permitamos que la tecnología haga su trabajo y de esa manera podemos no lograr el 25% ni el 30%, podemos lograr el 45% o más de penetración de energías renovables”, enfatizó Bello, señalando que ya se cuenta con el potencial, siempre que se habiliten los mecanismos adecuados.

Evitar retrasos en los proyectos para acelerar la transición energética

AABI Group apuesta por una visión integral y proactiva en el desarrollo de energías renovables en República Dominicana. Como desarrollador de proyectos ya cuenta con una carpeta que supera los 2.400 MW, en menor escala para techos en la zona franca y una mayoría para el segmento utility scale con propuestas para generación entre 100 MW y 125 MW de capacidad.

El gerente general de AABI Group destacó durante su participación en FES Caribe la importancia de optimizar los tiempos de desarrollo de este tipo de proyectos renovables en República Dominicana. Augusto Bello explicó que uno de los principales desafíos es la permisología, que suele extenderse más que la propia construcción de los parques.

Ante este escenario, la empresa ha implementado una estrategia de gestión simultanea de procesos, desde la identificación del terreno hasta los estudios ambientales y eléctricos. Entre las lecciones aprendidas, Bello destacó la necesidad de realizar desde el inicio estudios de recurso solar, topográficos e hidrológicos, así como las corridas de flujo eléctrico para evitar inversiones innecesarias.

“Los procesos se pueden arrancar en paralelo y usted se ahorra un tiempo bastante largo”, recomendó el referente empresario que ya implementa esta lógica en proyectos propios y de terceros con los que participa en algo más de 20 desarrollos desde la ubicación del terreno hasta dejar el proyecto listo para construir.

“Hacemos los análisis de flujo, cortocircuito, estabilidad, estamos certificados en la CNE para hacer análisis de recurso solar, también hacemos los diseños de subestaciones, diseños de línea y estamos en el proceso desde que el cliente inicia hasta dejar el proyecto ready to build”, repasó Bello.

Otro punto crítico señalado por el referente de AABI Group es el cumplimiento del código de conexión en las etapas finales del proyecto. Al respecto, advirtió sobre la exigencia del Operador del Sistema (OC) respecto al factor de potencia, que puede generar retrasos inesperados si se verifican recién hacia el final del proyecto los factores de potencia.

“Cuando el OC hace las pruebas te exige un factor de potencia de 0.85. Vaya sorpresa, ya cuando tú entiendes que vas a poner en operación tu parque, te das cuenta que no llegas al 0.85”, detalló, indicando que esta situación puede obligar a los desarrolladores a adquirir inversores adicionales, lo que representa demoras adicionales de hasta seis meses.

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Solis, uno de los fabricantes de inversores más grandes y experimentados a nivel mundial, celebrará su 20º aniversario con una de sus presentaciones más importantes hasta la fecha en Intersolar Europe 2025, donde develará el inversor híbrido mural más grande del mundo y un revolucionario asistente inteligente impulsado por IA para la gestión de energía solar.

Fundada en 2005, Solis ha crecido desde sus inicios modestos en Ningbo, China, hasta convertirse en un líder de la industria, manteniendo hoy en día su dirección bajo su fundador, Jimmy Wang. Con más de 100 GW de inversores enviados a nivel global y presencia en más de 100 países y regiones, la compañía celebra dos décadas de innovación mirando audazmente hacia el futuro.

Presentamos el inversor híbrido de 125kW: El poder, reinventado

Haciendo su debut mundial en Intersolar, la serie S6-EH3P(75–125)K10-NV-YD-H se posiciona como el inversor híbrido mural más grande del mundo: un avance revolucionario en almacenamiento de energía de alta tensión y trifásico para aplicaciones comerciales.

Características principales:

• Corriente de carga/descarga de 100A dual, con dos puertos de batería controlados de forma independiente, permitiendo una gestión energética inteligente y de alto rendimiento.
• 10 MPPTs y capacidad de corriente por string de 20A para diseños solares flexibles y de alta potencia.
• Amplia compatibilidad con baterías, brindando máxima flexibilidad para instaladores y usuarios comerciales.
• Operación en paralelo de hasta seis unidades (hasta 600kW en total), con capacidad de sobrecarga de respaldo de 0x.
• Funciones de peak shaving en modos «autoconsumo» y «generador», reduciendo costos y aumentando la independencia de la red.

Diseñado para entornos energéticos exigentes, esta solución híbrida permite a los proyectos de almacenamiento a gran escala lograr alta eficiencia con una instalación y diseño simplificados, sin comprometer fiabilidad ni rendimiento.

Solis AI para Gestión Inteligente de Energía: Máximo ahorro, mínimo esfuerzo

También se presentará en Intersolar Solis AI, el nuevo asistente inteligente integrado en SolisCloud. Desarrollado tanto para usuarios residenciales como profesionales, Solis AI automatiza la gestión energética para maximizar la eficiencia sin requerir conocimientos técnicos avanzados.

Principales capacidades:

• Optimización de carga basada en el clima, ajustando el uso de la batería anticipadamente de acuerdo con la previsión de sol o períodos de baja producción.
• Aprendizaje adaptativo, analizando patrones de consumo para personalizar el uso de energía a las necesidades reales del usuario.
• Respuesta dinámica a tarifas eléctricas, cargando durante períodos de bajo costo y descargando durante tarifas pico para reducir las facturas de energía.
• Cumplimiento de requisitos de red y precios, gestionando límites, apagones o escenarios de precios negativos con facilidad.

Mediante el análisis continuo de datos en tiempo real e históricos, Solis AI asegura que cada sistema opere en su máxima eficiencia, mejorando la independencia energética y reduciendo costos de manera automática.

Un Ecosistema Energético Completo: Residencial, Comercial, Utility

“Al reflexionar sobre estos increíbles 20 años de trayectoria, estoy profundamente agradecido a nuestros clientes, socios y al equipo de Solis, quienes han hecho posible este logro”, comentó Jimmy Wang, Presidente de Ginlong (Solis) Technologies. “Nuestro éxito siempre ha estado impulsado por una visión compartida: hacer que la energía limpia sea accesible, confiable y transformadora para todos. Nuestras soluciones han ayudado a familias a reducir sus costos de energía, apoyado a negocios en su transición hacia la sostenibilidad, y construido conexiones que siguen inspirándonos.”

“Intersolar Europe 2025 será una celebración de este camino recorrido, y una oportunidad para mostrar lo que viene: desde el lanzamiento del inversor híbrido mural más grande del mundo hasta la presentación de Solis AI. Esta es nuestra exhibición más completa en Europa hasta la fecha y marca el inicio de un futuro aún más brillante.”

Solis invita a todos los asistentes a unirse a la celebración en Intersolar Europe en Múnich, del 7 al 9 de mayo de 2025 y ser parte de 20 años de innovación, impacto y el futuro de la energía solar.

Consultas de prensa en Europa: Claire Gardner – claire@solisinverters.com

Sobre Solis: Fundada en 2005, Ginlong (Solis) Technologies (Código de Bolsa: 300763.SZ) es uno de los fabricantes de inversores string más experimentados y de mayor tamaño a nivel mundial. Bajo la marca Solis, la empresa ofrece un portafolio que utiliza tecnología innovadora para brindar una fiabilidad de primer nivel, avalada por las certificaciones internacionales más rigurosas. Con una cadena de suministro global, capacidades de I+D de clase mundial y manufactura avanzada, Ginlong optimiza sus inversores para cada mercado regional, brindando atención y soporte con experiencia local. Visite: https://www.solisinverters.com/

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Trina Storage, unidad especializada en almacenamiento energético de Trina Solar, proyecta un crecimiento decisivo en Latinoamérica con el objetivo de consolidarse como proveedor integral en sistemas BESS, en un contexto regional que avanza con fuerza hacia la transición energética. 

Con más de 27 años de trayectoria en fabricación de módulos fotovoltaicos y una integración horizontal que suma trackers y sistemas de almacenamiento, la compañía da un paso más hacia su evolución como actor de soluciones integrales.

Actualmente, todas las miradas están puestas en Argentina, donde Trina Storage participará de la licitación pública “AlmaGBA”, una convocatoria clave para adjudicar 500 MW en sistemas de baterías en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

“La licitación viene a gatillar los primeros despliegues de storage y tenemos mucha esperanza de que el proceso funcione bien. Veo mucho interés de los proponentes y competidores, con lo cual el proceso será muy positivo”, resaltó Luciano Silva, gerente de producto e ingeniería para Latinoamérica de Trina Storage, durante una entrevista destacada en Future Energy Summit (FES) Argentina. 

El papel que asumirá Trina Storage en esta convocatoria será el de proveedor integral. La empresa se define como un fabricante verticalmente integrado, capaz de entregar desde las celdas hasta los contenedores, e incluso desempeñar funciones de diseño e integración de plantas BESS. 

“Empaquetamos en un único contrato de suministro todos los equipos necesarios para una planta BESS funcional, además de poder ofrecer contratos de servicio para mantenimiento una vez que el proyecto esté operativo”, aseguró Silva. 

Uno de los valores agregados más relevantes para Trina Storage reside en su capacidad industrial y el soporte local. Por ejemplo, en Chile ya cerraron cerca de 2 GWh de suministro y posee un equipo de más de 16 personas exclusivamente dedicado a BES. Por lo que la capacidad técnica y comercial se presenta como clave para acompañar el desarrollo de los primeros proyectos en mercados que recién comienzan a implementar este tipo de soluciones.

La licitación “AlmaGBA” permanecerá abierta hasta el 10 de junio, día en que se realizará la apertura de sobres A. La apertura de sobres B está prevista para el 15 de julio, y la adjudicación será el 23/7, lo que habilitará la firma de contratos a partir del 28 del mismo mes.

Los proyectos a presentar deberán ofrecer entre 10 MW y 150 MW de potencia, con una fecha máxima de habilitación comercial al 31 de diciembre de 2028, aunque el 1 de enero de 2027 se establece como fecha objetivo para el inicio del cómputo contractual.

Trina Storage apuesta fuerte en este proceso con su solución Elementa 2, un sistema de almacenamiento de entre 4 y 5 MWh por contenedor de 20 pies, que redefine los estándares del mercado en términos de eficiencia y densidad energética. Este producto incorpora tecnologías avanzadas como enfriadores multimodales, estructuras de transferencia térmica, topologías de flujo de tuberías y estrategias dinámicas de control de temperatura, lo que permite optimizar el rendimiento incluso en condiciones operativas exigentes.

Reforzar los mercados

La compañía apunta a consolidar su liderazgo regional, con mayor presencia en Chile y trabajar con más clientes en el continuado ascenso de despliegue de la tecnología BESS”, de modo que, desde su base operativa en Santiago, está desplegando su estrategia de internacionalización con equipos comerciales ya establecidos en México y Brasil, mercados identificados como prioritarios en esta segunda ola de expansión.

Argentina también forma parte de ese plan estratégico, y la participación en la licitación es apenas el primer paso. “Vamos a ofertar y atender al sector, de manera que ya estamos trabajando con los principales actores del segmento de la generación para esta licitación del AMBA”, indicó el gerente regional, anticipando que Trina Storage está considerando establecer un equipo local en el país este mismo año, o una vez que comiencen a ejecutarse los proyectos adjudicados.

“Somos un partner integral para todas las etapas del desarrollo de proyectos”, concluyó Silva, reforzando la visión de la compañía de convertirse en uno de los proveedores líderes del continente en soluciones BESS, apoyando la transición energética de manera eficaz, competitiva y con un respaldo técnico presente en cada etapa del proceso.

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Katherine Rosa, socia de Energía y Financiamiento de Proyectos de Jiménez Peña Advisors, tuvo una participación destacada en el panel de debate «Financiación de proyectos renovables con almacenamiento en América Central y el Caribe» del evento Future Energy Summit (FES) Central America & The Caribbean.

Allí expresó su preocupación sobre los retos que tienen los proyectos de energías renovables con baterías para lograr el cierre financiero y remarcó que la falta de claridad sobre el esquema de contratación en República Dominicana mantiene en vilo a los desarrolladores de proyectos renovables. 

“Todavía no hemos conseguido que se traduzca a que los organismos internacionales, multilaterales y agencias de crédito se animen a tomar el riesgo de financiamiento sin PPA en el país. Por lo tanto está por verse, que se haga el análisis y podamos diversificar. Quizás la banca local pueda estar un poco más abocada a conocer el riego de forma más cercana”, indicó. 

La situación se complejiza en la antesala de una licitación de las distribuidoras que genera un manto de incertidumbre sobre si convivirá el mecanismo de contratación directa que se logra luego de obtener concesiones provisionales y concesiones definitivas. 

“Pero en un escenario con un cambio de tecnología, introduciendo un nuevo factor como el almacenamiento y sin predictibilidad en cuanto a los precios que se estarán pagando a la forma de compensación, es muy difícil pedir un financiamiento sin un PPA”, agregó. 

Esta situación dificulta atraer financiamiento externo, especialmente de instituciones que no operan en el mercado local. Aún más si se tienen en cuenta los cambios en las condiciones para la integración de almacenamiento, que hoy indica una exigencia del 50% a proyectos de energías renovables variables superiores a 20 MW y solo con claridad en la remuneración de arbitraje y regulación primaria y secundaria de frecuencia en el país. 

“La clave definitivamente sería que si el modelo va a ser la licitación, esperaríamos que basados en la cantidad de proyectos que ya tienen concesión definitiva en este momento, que sea por lo menos en este segundo trimestre del año donde salga esa convocatoria; porque hay un tema de oportunidad, permisos ya obtenidos y plazos concedidos que implicaría una burocracia compleja para que todos los proyectos pudieran acceder con los términos de un pliego de licitación que se establezca”, subrayó la especialista. 

Para destrabar el desarrollo de proyectos con baterías, Jiménez Peña Advisors identifica dos aspectos clave. Primero, debe haber claridad sobre el uso del almacenamiento, si será para apoyar a las renovables en el manejo de picos de demanda y despacho en horas sin generación. 

Mientras que el segundo punto crítico es la definición del esquema de remuneración y cómo operarán dentro del sistema, dado que la falta de criterios claros genera dudas. “Es un reto saber si las baterías tendrán prioridad de despacho por encima de la térmica, porque todo eso entra en el análisis económico de los proyectos”, enfatizó Rosa.

Otro obstáculo frecuente es la falta de certezas respecto al punto de interconexión y la relevancia de que un proyecto aprobado mantengan su punto de interconexión reservado mientras se estructura y financia. Hecho que “daría claridad y tranquilidad en todo el proceso” hasta que el proyecto se construya. 

Por otro lado, la socia de Energía y Financiamiento de Proyectos de Jiménez Peña Advisor brindó una serie de recomendaciones al momento de elaborar los contratos financieros de sistemas BESS, los cuales deben contemplan nuevas variables a comparación de los PPA renovables tradicionales.

“Hay que definir qué pasa con la degradación de las baterías, cómo se cubre la pérdida de valor y el lucro cesante si no puede haber despacho por un tema del sistema”, precisó Rosa. 

Asimismo, se deben reforzar las coberturas de seguros, considerando riesgos asociados a la instalación, transporte y uso de los sistemas BESS. Desde el punto de vista financiero, es indispensable calcular la rentabilidad que aportará el almacenamiento al modelo económico del proyecto.

“El financiador debe garantizar que haya existido la negociación original sobre estos aspectos”, concluyó la especialista. 

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Chile podría anticipar su transición energética y operar su sistema eléctrico sin emisiones incluso antes del 2040. Así lo confirmó el estudio presentado por la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), que actualiza las proyecciones realizadas en 2021 y plantea un nuevo escenario para la descarbonización del país.

“Incluso, el análisis muestra que una operación net-zero al 2035 es viable, segura y eficiente, siempre que tomemos decisiones ahora y contemos con las inversiones habilitantes necesarias”, aseguró el presidente de ACERA, Sergio del Campo, durante el lanzamiento del estudio “Análisis costo / beneficio de potenciales trayectorias hacia una operación cero emisiones del sistema eléctrico nacional”.

El análisis entrega cifras concretas para la planificación del sector energético chileno, de manera que se proyecta la incorporación de más de 60 GW de nueva capacidad instalada de generación renovable y sistemas de baterías hacia 2040, lo que implica duplicar la capacidad actual. 

Además, todos los escenarios prevén una duplicación de la capacidad de transmisión, aspecto clave para maximizar el aprovechamiento de los recursos renovables.

El estudio también destaca que una mayor penetración de energías renovables no convencionales (ERNC) permitiría una reducción de hasta el 20% en los costos unitarios del sistema. Para ello, se requieren inversiones significativas en tecnologías renovables y almacenamiento, con la necesidad de sumar 11 GW adicionales para 2030 y alcanzar cerca de 60 GW en 2040. 

El almacenamiento jugará un rol estratégico, contemplando baterías de 2 y 4 horas y plantas hidráulicas de bombeo de 18 horas, que asegurarán respaldo en períodos de baja generación solar, de manera que la demanda de sistemas de almacenamiento oscilaría entre 10 y 20 GW.

Uno de los pilares del estudio es la viabilidad del retiro del gas natural y de las centrales a carbón. “El retiro del gas es técnica y económicamente viable, siempre que exista adecuada planificación de generación, transmisión y almacenamiento”, afirmó Del Campo.

El cierre de las plantas a carbón está previsto para 2032, lo que permitirá una fuerte reducción de emisiones de CO₂. Posteriormente, en los escenarios más ambiciosos, el retiro de las plantas a gas en 2035 es factible, aunque demandará más de 21 GW adicionales en renovables y almacenamiento hacia el final de la próxima década. A pesar del crecimiento de la demanda entre 2035 y 2040, todos los escenarios confirman una reducción sostenida de gases de efecto invernadero.

Demanda flexible: el actor central del sistema futuro

El estudio subraya que la gestión de la demanda será clave para el funcionamiento eficiente del sistema eléctrico descarbonizado. La incorporación del transporte eléctrico y la producción de hidrógeno verde potenciarán este modelo; por lo que requieren decisiones estratégicas a tiempo para lograr mejoras económicas y técnicas. 

“De todos modos. Si no se cambia el rumbo, se generarán mayores riesgos económicos y técnicos. Las decisiones subóptimas de hoy pueden comprometer la resiliencia del sistema de mañana”, insistió el presidente de ACERA.

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La Empresa Generadora de Electricidad Haina (EGE Haina), la empresa eléctrica público-privada más grande de la República Dominicana, avanza en su proceso de descarbonización e incremento de activos operativos al 2030.

Actualmente, EGE Haina cuenta con 466 MW renovables instalados, que representan el 38% del total de su capacidad instalada, y todos ellos están respaldados por contratos de mediano y largo plazo.

Aquella dinámica de confianza entre el sector privado y el Estado ha sido clave para que EGE Haina proyecte alcanzar 1.000 MW renovables al 2030, de acuerdo a su plan estratégico definido desde 2019. A partir de allí, 625 MW adicionales están en proceso de permisos, combinando tecnologías solares y eólicas para garantizar diversificación tecnológica y estabilidad de la red.

En el marco del encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Rosina Hernández, directora de Mercado Eléctrico de EGE Haina, anticipó: “Vamos a tener el mayor parque de hibridación de República Dominicana”.

Se trata de una infraestructura compuesta por tres bloques: el Parque Solar Esperanza I (76 MW), ya operativo; el Parque Solar Esperanza II, con 48.29 MW en fase avanzada de construcción; y el Parque Eólico Esperanza, que aportará 49.5 MW y tiene previsto entrar en operación en el segundo semestre de 2026.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) ya otorgó concesiones definitivas para estos desarrollos. En particular, el Parque Esperanza I cuenta con contrato de compraventa de energía firmado con el Gobierno, mientras que el bloque Esperanza II y el parque eólico también disponen del respaldo institucional necesario para avanzar hacia la operación.

Los trabajos en la instalación están avanzados principalmente en el proyecto solar. No obstante, también se registran progresos en el de tecnología eólica. Según Hernández, el equipo técnico ya se encuentra en la etapa de cimentación de las fundaciones de los aerogeneradores, que serán provistos por la firma Vestas.

La compañía también evalúa la instalación de sistemas de almacenamiento en baterías, no solo como complemento a sus plantas solares, sino también como solución de regulación de frecuencia y mecanismo para reducir las restricciones de transmisión. En este sentido, la ejecutiva remarcó:
“Estamos analizando también como proyectos de instalación stand alone para poder ayudar a las restricciones o eficientizar las restricciones de transmisión”.

Otra de las novedades estratégicas para este año es la próxima participación en la licitación nacional anunciada por el Ministerio durante el FES Caribe. EGE Haina tiene proyectos en carpeta listos para ser presentados, con o sin almacenamiento asociado: “Ya ahora en el 2025 esperamos muy ávido, me imagino como todos, el lanzamiento de la licitación que ya anunció nuestro ministro”, comentó Hernández.

Además de las renovables, la compañía está culminando el ciclo de ampliación de su central SIBA, un proyecto de 68 MW en gas natural con dos recuperadoras de calor, orientado a mejorar la eficiencia sin aumentar el consumo de combustible.

“Lo que van a hacer es incrementar la capacidad de la central e incrementar la eficiencia sin incrementar el uso de combustibles”, señaló la directora de Mercado Eléctrico.

“Estamos bastante afianzados aquí en apoyar la transición de la matriz energética de la República Dominicana”, afirmó Hernández haciendo aquel repaso de proyectos en su cartera que contribuirían a la descarbonización de la economía dominicana desde el sector eléctrico.

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La República Dominicana se prepara para lanzar una nueva licitación de generación eléctrica liderada por las distribuidoras, con un fuerte enfoque en energías renovables y sistemas de almacenamiento. Según confirma el superintendente de Electricidad, Andrés Astacio, el proceso podría iniciarse y concluir dentro de este año.

Durante una entrevista audiovisual concedida en el marco del Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Astacio detalla que el rol de la Superintendencia será clave en la fiscalización y supervisión de cada etapa.

“El banderazo de salida se dará cuando las distribuidoras nos presenten los pliegos de condiciones sobre los cuales ellos pretenden contratar”, manifiesta el titular de la Superintendencia de Electricidad (SIE).

La legislación dominicana establece que las distribuidoras deben respaldar el 80% de su demanda mediante contratos de largo plazo, mientras que el 20% restante se destina al mercado spot. En este sentido, la autoridad reguladora evaluará que la potencia a contratar que las distribuidoras le presenten esté alineada con las proyecciones de crecimiento de la demanda.

Además, el regulador enfatiza: “Nosotros vemos que los términos de licitación promuevan los principios generales de contratación que debe preservar el Estado dominicano: pluralidad de agentes oferentes, competitividad en precios y que los oferentes cumplan con las condiciones y capacidades técnicas para construir y operar los proyectos”.

Desde la Superintendencia aseguran que el análisis de los pliegos no superará los 60 días, de acuerdo con experiencias previas en procesos similares. Esta agilidad permitiría que la convocatoria vea la luz en los próximos meses, abriendo oportunidades para nuevos desarrollos en el sector.

El ser consultado sobre los plazos hasta la adjudicación, Astacio asegura que “perfectamente se puede lanzar y cerrar en este año”, dejando en manos de las distribuidoras el inicio formal del proceso.

Competencia para renovables y almacenamiento

El funcionario explica que, si bien en el pasado las licitaciones estaban orientadas principalmente a proyectos térmicos, el contexto actual impulsa un cambio. La madurez tecnológica alcanzada por las energías renovables y el almacenamiento permite su incorporación bajo esquemas competitivos.

Astacio aclara que las licitaciones de renovables y térmicas las recomienda por separado en este mercado, para facilitar la evaluación técnica y económica. “Es más fácil la comparación de manzanas con manzanas, porque no es lo mismo operar una central térmica que una renovable”, sostiene.

El superintendente adelanta que no se prevén nuevas licitaciones térmicas este año, ya que el país está avanzando en la construcción de cuatro proyectos que cubrirán las necesidades en este segmento durante los próximos tres o cuatro años. La prioridad ahora es complementar esa capacidad con generación renovable y soluciones de almacenamiento.

El objetivo del Gobierno es claro: fomentar la inversión mediante la competencia, considerada como el mecanismo más eficiente para optimizar precios y calidad del servicio. Esta visión coincide con las declaraciones de otros referentes del sector, quienes destacan que el desarrollo de proyectos mediante licitaciones transparentes es clave para atraer más capital privado y acelerar la transición energética.

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Con más de 4 GW instalados a nivel global, Chemik Group continúa consolidando su posición como referente en soluciones tecnológicas para el desarrollo de energías renovables, enfocando su estrategia en Latinoamérica. 

La compañía española, reconocida por sus innovaciones que optimizan los costos operativos y de inversión, apuesta por una presencia temprana en mercados emergentes como el argentino, donde prevé un crecimiento significativo hacia finales de 2025.

El Chief Strategy Officer (CSO) de Chemik, Héctor Erdociain, brindó una entrevista destacada durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina y resaltó la importancia de acompañar a los desarrolladores desde las primeras fases de los proyectos para maximizar los procesos. 

“Necesitamos estar temprano en los mercados y estar cerca de los desarrolladores para explicar los aportes de valor que dan nuestros productos diferenciales en sus proyectos”, afirmó el directivo. 

Esta estrategia responde a la dinámica particular de la región, donde la política energética y los procesos de permisología varían de manera considerable entre países, generando una constante necesidad de adaptación por parte de los fabricantes.

Chemik ya cuenta con una sólida presencia en países como Brasil, Chile, Colombia y Perú, además de explorar oportunidades en Centroamérica y consolidar proyectos emblemáticos en Puerto Rico y España. 

En este contexto, la empresa ha iniciado el suministro de su sistema Chekness para un proyecto de 465 MW en Perú, reforzando su posicionamiento regional. 

Mientras que el desembarco en Argentina responde a una visión de largo plazo, de manera que la compañía proyecta que el mercado argentino ofrecerá oportunidades concretas a partir del final del corriente año, cuando se espera que los desarrolladores y generadores comiencen a materializar inversiones. 

“Espero que para el cuarto trimestre del 2025 empecemos a ver mayores avances y oportunidades reales para la compañía”, manifestó Erdociain, señalando que la clave está en que los actores locales tomen la decisión de impulsar los proyectos para que los fabricantes puedan intervenir con sus soluciones.

La oferta tecnológica de Chemik se centra en la optimización de CAPEX y OPEX, factores determinantes para facilitar la financiación de proyectos renovables. Por ejemplo, el sistema Chekness, lanzado en 2022, ya ha alcanzado los 4 GW instalados. 

Esta solución no invasiva permite la monitorización de la corriente en los cables de los strings fotovoltaicos sin necesidad de desconexión, y se alimenta de su propio módulo solar, lo que reduce significativamente los tiempos y costos operativos, generando un impacto directo en la rentabilidad de las plantas solares.

A esta tecnología se suma el String Plus, lanzado en 2024, que optimiza la configuración de los strings evitando la tensión de circuito abierto y aumentando su capacidad. Este ajuste técnico permite ahorros del 4% al 5% en el CAPEX total de los proyectos, gracias a la reducción de costos en trackers, cableado, zanjas y cajas, así como en la mano de obra.

“Toda la mejora que tenemos en el sistema de construcción del proyecto, en el OPEX y el CAPEX, mejorará a que la financiación también sea más fácil si el proyecto en cuestión es más económico”, concluyó el CSO de Chemik.

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Goldwind desarrolla actualmente tres parques eólicos en Argentina y prevé duplicar su capacidad instalada para fines de 2026. La compañía ya cuenta con cinco parques en operación —iniciados entre 2020 y 2021— y avanza en nuevos proyectos en distintas regiones del país.

Fernando Errea, Gerente de Ventas de Goldwind Argentina, compartió detalles en el marco del Future Energy Summit (FES) Argentina 2025, evento que reunió a más de 500 ejecutivos del sector en Buenos Aires. Allí indicó que el parque eólico La Flecha, desarrollado junto con Aluar, tendrá una capacidad instalada de 354 MW, lo que lo convierte en el de mayor potencia del país. “Ya estamos ejecutando la fase de entrega de equipamiento y hemos recibido recientemente el segundo buque en Argentina”, detalló Errea.

En paralelo, la empresa trabaja en el parque eólico Trelew, en colaboración con Genneia. “Es un hito haber firmado con el mayor generador de energías renovables del país”, expresó el ejecutivo. Además, confirmó que se encuentran muy satisfechos con el avance del proyecto, que refuerza su presencia en la región patagónica.

El tercer parque en construcción se ubica en Tierra del Fuego, y es desarrollado junto con Total Energies. “Es el primer acuerdo global entre ambas empresas, y para nosotros tiene un valor estratégico por tratarse de un cliente clave a nivel internacional”, puntualizó Errea. El proyecto, que incluye dos turbinas en una red aislada, presenta desafíos técnicos relevantes, particularmente por las condiciones climáticas extremas y la necesidad de integrar sistemas de almacenamiento con baterías.

“La combinación entre ubicación remota, condiciones meteorológicas y complejidad operativa lo convierte en un proyecto exigente”, explicó. A pesar de los retos, Goldwind planea comenzar la operación comercial del parque durante 2024.

Regulación e infraestructura: oportunidades y desafíos

Consultado sobre el panorama regulatorio actual, Errea expresó que la liberalización del mercado eléctrico es vista como una medida necesaria, aunque todavía genera incertidumbre. “Hay falta de claridad en los detalles regulatorios, lo que ha llevado a que algunos proyectos se pausen temporalmente hasta que haya definiciones más precisas”, advirtió.

Además, remarcó la importancia de resolver los déficits estructurales en infraestructura eléctrica: “Es imprescindible contar con redes de transmisión robustas para que cualquier tecnología de generación pueda ser integrada al sistema”.

Perspectiva sobre almacenamiento energético

La reciente licitación de baterías lanzada por el gobierno fue valorada positivamente por Goldwind. “Es una iniciativa alineada con las tendencias globales”, sostuvo Errea, y recordó que el proyecto previo en el AMBA, enfocado en la estabilidad del sistema, había sido un primer paso relevante. Si bien la nueva licitación no resolverá todos los desafíos estructurales, sí representa un avance clave para consolidar la integración de renovables en la matriz energética argentina.

“El almacenamiento es un componente central del futuro energético en Argentina y en el mundo”, concluyó.

Próxima cita: FES Iberia 2025

Luego de la parada de FES Argentina 2025, uno de los próximos hitos para la industria será el Future Energy Summit – FES Iberia 2025, que se celebrará el 24 de junio en Madrid, en el Colegio Caminos, Auditorio Betancourt. El evento, en su tercera edición, reunirá a más de 400 ejecutivos del sector público y privado, consolidándose como foro estratégico para definir oportunidades energéticas en Europa y Latinoamérica. Más información: FES Iberia.

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Servinca, empresa familiar con más de 45 años de trayectoria en República Dominicana, ha logrado posicionarse como un referente en soluciones integrales para el sector energético, combinando ingeniería, diseño, construcción y suministro de proyectos en áreas como energía, agua e industria.

“Cada año hemos tenido presencia en estos sectores, aportando soluciones a través de alianzas estratégicas, consorcios y proyectos EPC directos con los clientes”, destacó Carlos Cabrera, vicepresidente ejecutivo de Servinca, en el marco del encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe).

La compañía, 100% de capital local ha consolidado en los últimos años su posición en el sector energético mediante la ejecución de proyectos clave para la transmisión y distribución eléctrica, y más recientemente sistemas de almacenamiento en baterías (BESS).

Entre sus principales hitos vinculados a infraestructuras eléctricas, Servinca acumula la construcción de 600 km de líneas de transmisión y distribución, abarcando tensiones desde 12.5 kV hasta 138 kV, además de haber puesto en servicio más de ocho subestaciones tanto para clientes del ámbito público como privado.

Actualmente, Servinca ejecuta contratos estratégicos con la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), incluyendo las líneas Santo Domingo, Santiago, Moca-Salcedo, San Francisco y La Vega, todas previstas para concretarse durante este 2025.

“Tenemos cuatro contratos con la ETED que están caminando y deben ejecutarse en el transcurso del año”, aseguró Cabrera.

Desde 2008, la empresa también es contratista de la mina Barrick Gold, operando bajo estándares internacionales de seguridad y calidad. “Nuestra tolerancia cero en seguridad es importante”, añadió el ejecutivo.

Aquello no sería todo. En el campo de las energías renovables la compañía mantiene un rol activo en proyectos hidroeléctricos. “En los últimos cuatro años hemos fabricado, diseñado e instalado más de 2,500 toneladas de acero para una presa”, comentó.

Aunque aún no ha trabajado como epecista de parques solares o eólicos per sé, sí ha participado en algunos parques de estas tecnologías para su interconexión en líneas de transmisión, en la subestación, entre otros montajes mecánicos eléctricos, y más recientemente en la integración de BESS a parques fotovoltaicos.

“Hemos logrado instalar nuestro quinto parque de almacenamiento de batería, sumando 45 MW, y hemos sido pioneros en República Dominicana en integrar sistemas BESS en plantas existentes para regular frecuencias”, afirmó el ejecutivo sobre su colaboración con Fluence, la alianza estadounidense-alemana formada por AES y Siemens.

“Estamos terminando el último reamping de una planta de 8 MW con batería Fluence de última tecnología que se encuentra ahora mismo en fase de prueba”, manifestó el vicepresidente ejecutivo de Servinca, quien subrayó que su know how local habría sido una clave en la ejecución de los primeros proyectos BESS.

En palabras de Carlos Cabrera, la experiencia acumulada por Servinca en el sistema eléctrico dominicano ha sido fundamental para adaptar proyectos internacionales de sistemas de almacenamiento al contexto local.

“Nos tocó ir a Estados Unidos, ver el primer proyecto, hacer un ‘copypaste’ y aplatanar esa ingeniería”, relató Cabrera sobre sus inicios en esta tecnología hace cinco años.

De allí, el vicepresidente ejecutivo concluyó, en el marco de FES Caribe, que es de vital importancia la planificación y el conocimiento local para evitar contratiempos durante la ejecución que se traduzcan en demoras y costos extra significativos.

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JA Solar continúa consolidando su liderazgo global como uno de los fabricantes de paneles solares más relevantes de la industria. Con presencia en 165 países y regiones, y una trayectoria que se remonta al año 2007, la compañía se ha distinguido por la calidad tecnológica de sus productos, manteniéndose en el podio de los productores más destacados del mundo.

Durante el encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), María Urrea, gerente de ventas para Colombia, Centroamérica y el Caribe de JA Solar, compartió las perspectivas de la empresa en la región, con un enfoque claro: participar activamente en ofertas para proponentes de las nuevas licitaciones previstas en países como República Dominicana y Guatemala.

«Estamos esperando que la licitación favorezca a la solar», comentó María Urrea, refiriéndose a los recientes anuncios de las autoridades de gobierno en FES Caribe vinculado al lanzamiento de un proceso competitivo de las distribuidoras eléctricas de República Dominicana.

Este año, la empresa ya se encuentra suministrando equipos a un proyecto en el país, el Parque Solar Pedro Corto (82,69 MWp), lo que marca su consolidación en territorio dominicano y su confianza en un país que está construyendo un camino sólido en la transición energética.

En este sentido, Urrea subrayó que «quisiéramos que estuvieran más rápido los proyectos solares. Hay varios proyectos que están esperando PPAs», lo que evidencia una necesidad de mayor dinamismo en la tramitación de contratos para viabilizar inversiones.

Ahora bien, si hay un tema que preocupa a la referente de ventas de JA Solar en la región son las exigencias de almacenamiento de energía en baterías a nuevos proyectos solares que aún no encontraría una hoja de ruta clara en República Dominicana. «Vemos una gran atracción por todo lo que es el almacenamiento, y Dominicana lo está tratando de hacer crecer, pero vemos que eso mismo está frenando un poco los proyectos solares», advirtió por lo que ahora en este mercado estarían expectantes del lanzamiento de la licitación de las distribuidoras dominicanas.

Así mismo, su mirada está en el mercado guatemalteco: «Guatemala que para nosotros empieza a ser nuestro país más importante en Centroamérica. Ahí ellos también están tratando de transitar a BESS, ha sido también lento y ahorita se están enfocando muchísimo más en proyectos solares».

No obstante, María Urrea también hizo referencia a otras oportunidades que encuentran en otros países. En Colombia, por ejemplo, «nuestros principales clientes son las empresas de gas… Promigas, Colgas, todo lo que sea gas le está invirtiendo a solar», remarcó, señalando que incluso los actores tradicionales están diversificando sus apuestas energéticas generando nuevas oportunidades de negocios.

En su visión, la transición energética de países insulares debe contemplar sus condiciones particulares, como la limitada disponibilidad de agua o gas. Por eso, destacó el ejemplo de Jamaica, Barbados y Bahamas, donde los proyectos PV + BESS ya son una realidad y donde JA Solar también está enfocando.

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YPF Luz continúa con el avance de ingeniería y obra del Parque Solar Fotovoltaico El Quemado, ubicado en Las Heras, a 53 km de la ciudad de Mendoza.  Recientemente, se concretó un hito clave con la exitosa instalación de la ‘Golden Tracker’. Se trata del montaje estructural y totalmente funcional de la primera fila de paneles solares que  tendrá el primer proyecto renovable en ingresar al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).  

Este nuevo avance requirió del trabajo coordinado de varios equipos y proveedores, y consistió  en la instalación completa de un tracker, con su conexión eléctrica y la verificación funcional del  movimiento de los paneles. Esta fila inicial actúa como modelo de referencia para el resto de los  paneles.  

La calidad y precisión con la que se instala la Golden Tracker es crucial porque establece el  estándar técnico que guiará la instalación masiva de los más de 500.000 paneles fotovoltaicos  bifaciales que tendrá El Quemado. 

De esta manera, el proyecto solar más grande de Argentina avanza según su planificación y  tiempos estipulados, consolidando las etapas de la obra bajo los más altos estándares de calidad  y ejecución técnica. 

Cabe destacar que la compañía inauguró hace unas semanas el Parque Eólico General Levalle,  de 155 MW, en Córdoba y alcanzó así una capacidad instalada total de 3,4 GW. Este año continúa construyendo dos proyectos renovables más como El Quemado y el Parque Eólico CASA, de 63  MW en Olavarría; con el objetivo de superar los 3,8 GW de potencia instalada total, de los cuales  más de 1GW serán renovables.

Características del Parque Solar Fotovoltaico El Quemado: 

• Capacidad instalada total: 305MW. 
• Etapa I: 200 MW – Etapa II: 105MW. 

Características Técnicas: 

• Factor de capacidad estimado: de 31,4%. 
• Potencia instalada: 305 MW. 
• Energía equivalente a más 233.000 hogares. 
• Ahorro de 385.000 toneladas de CO2e al año. 
• Paneles: 511.000 paneles fotovoltaicos bifaciales. 
• Plazo total de construcción: 18 meses. 
• Empleo en etapa de obra: más de 400 personas en pico de obra. 
• Superficie: más de 600 hectáreas. 
• El parque se interconectará al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a  través de una nueva estación transformadora de 220/33kV. 
• Fecha de inicio de operación: primer trimestre de 2026. 

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La creciente demanda de soluciones de almacenamiento energético encuentra en Risen a uno de los protagonistas más sólidos del mercado. Con una trayectoria de nueve años en el desarrollo de sistemas BESS, la compañía china ha conectado más de 3,5 GWh a nivel global y se posiciona como líder en mercados estratégicos de América Latina.

La expansión regional de Risen responde a una visión clara: ofrecer tecnologías que permitan reducir el costo nivelado de energía (LCOE) y acompañar el crecimiento de las renovables con sistemas de almacenamiento eficientes y seguros. Esta estrategia se apalanca en una capacidad de producción de 15 GWh anuales, resultado de la inauguración de su primera fábrica de baterías en China en 2018.

“Risen no es un fabricante de paneles que está ingresando al negocio de almacenamiento, sino que tiene 9 años de experiencia. Antes comercializábamos nuestros sistemas a través de la firma SYL, pero desde hace algunos meses nos llamamos Risen Storage”, indicó Juan Gattoni, director global de Cuentas Estratégicas de Risen, durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Argentina. 

“Estamos convencidos que se viene un boom en renovables y almacenamiento, no solo para hibridar parques solares, sino también en proyectos stand-alone que dan servicios auxiliares a la red en diferentes partes del mundo. Incluso tenemos muchos contratos y muchos GWh a conectar próximamente”, agregó.

El crecimiento de la compañía en sistemas de baterías se extiende a diversas regiones del mundo, ubicándose en los mejores puestos del ranking en Reino Unido y Estados Unidos, donde la empresa ya trabaja con ERCOT en Texas y con la red de California, lo que le ha permitido acumular experiencia en climas extremos.

Mientras que en América Latina, la presencia en América Latina se consolida especialmente en Chile, donde el mercado muestra un desarrollo avanzado frente a otros países de la región. 

Además, en México la compañía continúa fortaleciendo su posición; en tanto que en Argentina ha generado un fuerte interés la licitación AlmaGBA, que adjudicará 500 MW en sistemas BESS, a instalarse en la redes de Edenor y Edesur, con el objetivo de estabilizar el sistema eléctrico del AMBA y evitar cortes en los próximos veranos.

“Risen tiene una mirada totalmente estratégica, con soluciones que permitan la disminución de su costo nivelado de energía (LCOE). Buscamos partners para ir en conjunto, capacitarlo, a largo plazo con sistemas de operación y mantenimiento. Es un casamiento donde velamos por la seguridad de nuestro sistema y por la performance y la vida útil de nuestros sistemas de almacenamiento”, sostuvo Gattoni. 

En paralelo a su liderazgo en storage, Risen continúa potenciando su oferta en generación fotovoltaica con una fuerte apuesta por la tecnología HJT. 

Esta decisión estratégica le permite ofrecer paneles de 730 W, con un coeficiente de bifacialidad del 90%, superior al 80% de la tecnología TOPCon, además de una degradación lineal de solo 0,3% a partir del segundo año. 

Los módulos cuentan con marcos de aleación de acero que mejoran la resistencia mecánica, minimizan la rotura de cristales y reducen la aparición de hotspots, garantizando una mayor productividad a largo plazo. Por lo que la combinación de innovación tecnológica, capacidad industrial y una política activa de alianzas estratégicas permite a Risen acelerar su crecimiento en América Latina y posicionarse como un socio clave en la transición energética. 

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Canadian Solar consolida su estrategia en Argentina, apostando por un mercado que enfrenta importantes desafíos estructurales pero que ofrece un amplio margen para el crecimiento de las energías renovables. 

“Hay un gran potencial en Argentina, que tiene una matriz de generación eléctrica con casi un 58% de térmica, lo que representa un reto pero a la vez una gran oportunidad para las ERNC”, afirmó Douglas Guillen, Business Manager del Cono Sur para Canadian Solar, durante una entrevista destacada del encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina 

La empresa, con presencia global y un sólido respaldo financiero —siendo la única del sector con resultados positivos en 2024—, busca acompañar al país en este proceso de transformación energética.

El ejecutivo destacó que el marco regulatorio ofreció señales favorables para el desarrollo renovable, mediante el Mercado a Término (MATER), que a partir de los nuevos lineamientos de la Secretaría de Energía de la Nación, las ERNC competirán a la par con las centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares para abastecer a los grandes usuarios del sistema.  

Sin embargo, el camino no está exento de obstáculos. La falta de infraestructura adecuada es uno de los principales cuellos de botella para el ingreso de nuevos proyectos de generación renovable; por lo que Guillén enfatizó que la planificación estratégica será clave para sostener el crecimiento del sector. 

“Además, quisiéramos que existan mejores tasas para las inversiones en los proyectos, lo que incentivaría muchísimo las inversiones”, subrayó. 

La visión de Canadian Solar para Argentina no solo se centra en la generación fotovoltaica, sino también en soluciones de almacenamiento de energía a través de sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems). 

Con sus unidades de negocio que incluyen la fabricación de módulos solares, inversores y baterías, tanto a escala residencial, como también mediante su subsidiaria e-Storage que fabrica baterías utility scale e integra proyectos de almacenamiento, la compañía ofrece un portafolio integral adaptado a las necesidades del mercado argentino.

Un ejemplo concreto de su compromiso es el proyecto Cafayate, el primer parque solar construido en la provincia de Salta, con una capacidad de 100 MW (instalado en el año 2019), el cual generó impacto social al emplear a unas 200 personas durante su fase de construcción. 

“Hemos apostado en Argentina, tenemos proyectos en Salta y queremos seguir estando presentes”, remarcó el Business Manager del Cono Sur para Canadian Solar. 

“De igual manera, se debe aprender de países vecinos, que visualicen cómo será el sistema argentino en futuro, robusto, seguro, con flexibilidad en la integración y sinergias entre tecnologías de generación y almacenamiento”, aclaró Guillen, reforzando la necesidad de un enfoque diversificado y sostenible.

Oportunidad inmediata: AlmaGBA

En este contexto, la reciente licitación “AlmaGBA” se presenta como una oportunidad concreta para acelerar la incorporación de sistemas de almacenamiento. El llamado, orientado a instalar 500 MW de baterías en las redes de Edenor y Edesur en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), busca reducir los riesgos de cortes eléctricos durante los próximos veranos, integrando proyectos que van desde los 10 MW hasta los 150 MW.

La convocatoria estará abierta hasta el 19 de mayo, con la adjudicación prevista para el 27 de junio y la firma de contratos a partir del 30 del mismo mes. La fecha límite para la habilitación comercial es el 31 de diciembre de 2028, aunque se espera que los contratos entren en vigor en enero de 2027.

Este tipo de iniciativas refuerzan el interés de actores globales como Canadian Solar en seguir invirtiendo en Argentina. “Queremos acompañar a Argentina en esta etapa tan importante de la transición energética”, concluyó Guillen, dejando claro que la compañía continuará ofreciendo soluciones integrales en generación fotovoltaica y almacenamiento para impulsar un cambio sostenible en la matriz energética del país.

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Solar Steel, empresa líder en diseño y suministro de seguidores solares, ha firmado un acuerdo para el suministro de 220 MW de seguidores solares 1P. Un acuerdo que implica la instalación de más de 3.180 de sus seguidores solares en la provincial del Tamarugal, en Chile

Solar Steel, con una sólida trayectoria en el sector, continuará su compromiso con la sostenibilidad y la innovación, proporcionando su última configuración 1P como tecnología de vanguardia que maximizará la eficiencia y la producción de energía limpia en el nuevo parque solar.

Los seguidores solares 1P de Solar Steel, que darán soporte a más de 355.000 módulos de alta potencia, permitirán optimizar el aprovechamiento de la luz solar en uno de los países con mayor índice de radiación solar del mundo, asegurando una mayor generación de energía limpia.

Se espera que este parque solar híbrido (PV+BESS) entre en fase de construcción en estos próximos meses del 2025, alineándose con los objetivos de generación limpia del país y reforzando la posición de Chile como una de los países líderes en la adopción de tecnologías renovables.

Sobre Gonvarri Solar Steel

Gonvarri Solar Steel es una división de Gonvarri Industries dedicada al diseño y fabricación de seguidores solares y estructuras fijas para el sector de la energía fotovoltaica contando con más de 24 GW suministrados en +45 países por todo el mundo. Durante su trayectoria, Gonvarri Solar Steel ha centrado sus esfuerzos en ofrecer a sus clientes soluciones integrales según las necesidades de producto y servicio. Para más información, visite: www.gsolarsteel.com

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Seraphim acelera su posicionamiento en el mercado mexicano mediante una robusta propuesta de módulos y soluciones de almacenamiento energético. A su tradicional línea de paneles solares esta marca Tier One ahora suma soluciones BESS.

Para dar un salto de calidad en esta nueva etapa, Seraphim selló una alianza con CRRC, el mayor fabricante de baterías y electrónica de potencia de China. “Ellos cuentan con más de 25 GWh instalados y más de 40 GWh en producción o próximas a instalarse. Su experiencia incluye no solo el sector energético, sino también el ferroviario, como el tren bala en China o el tren de Toluca en México”, destacó Sergio Ramírez, Sales Manager Mexico de Seraphim.

Durante su participación en un panel de debate de Future Energy Summit México (FES México), el referente de ventas de Seraphim en México confirmó: “Este año tenemos un producto estándar de 5 MWh, pero para 2026 vamos a lanzar soluciones que alcanzarán los 6.9 MWh y 7.5 MWh, con nueva tecnología de refrigeración que incorpora un cambio de fase para enfriar directamente la celda”.

La evolución tecnológica que describe responde al dinamismo que atraviesa el sector del almacenamiento en México. Según Sergio Ramírez, “ahora que ya tenemos las regulaciones y las leyes establecidas, vamos a empezar a ver cómo se comportan las reglas del juego, quiénes son los key players y cómo nos vamos a desenvolver”.

Las soluciones de almacenamiento con las que cuenta Seraphim ofrece una propuesta integral que abarca desde la celda de almacenamiento hasta el transformador. “Nosotros ofrecemos una solución muy completa porque no solamente estamos hablando del rack de baterías, también fabricamos nuestro propio sistema PCS junto con el transformador. Es decir, ya tenemos un kit de subestación completo”, asegura.

Esta integración no es menor desde el punto de vista económico. “Eso tiene un impacto muy importante en el CAPEX del proyecto. Son ahorros. Porque todo lo estás viendo con un mismo fabricante que te va a dar respuesta de todos los componentes”, explica.

Confiabilidad, trazabilidad y adaptabilidad para el mercado mexicano

Sergio Ramírez, Sales Manager Mexico de Seraphim, resaltó la necesidad de soluciones robustas y confiables para un mercado en expansión. “Estos proyectos son para una inversión a largo plazo y deben estar relacionadas a una empresa que les pueda dar esa confiabilidad”, subrayó durante FES Mexico.

La trazabilidad es también un eje clave para Seraphim. “Debemos dar soluciones adecuadas. Por ejemplo, tenemos un producto estándar de 5 MWh en un contenedor, pero lo podemos subdividir en distintos racks para dar soluciones al segmento C&I”, precisó.

Esta flexibilidad es fundamental para acompañar el crecimiento de la generación distribuida, el principal dinamizador del mercado mexicano. “Entendemos cómo funciona el mercado mexicano. A eso también aumentamos”, destacó el referente empresario.

Para el portavoz de Seraphim, México está dando encaminándose hacia una etapa de maduración energética. “Creo que ya estamos dando los primeros pasos con este marco regulatorio. Podemos tener estos primeros rayitos que nos van a ir guiando para que México pase de ser el siempre potencial a una realidad”, afirmó.

Aunque reconoce que los problemas de congestión en la red siguen presentes, consideró que los sistemas de almacenamiento pueden aportar una solución concreta. “No necesariamente tenemos que depender de la red eléctrica todo el tiempo. Hay tecnologías especialmente diseñadas para esto y ya están llegando desde Seraphim”, aclaró.

Ramírez apostó por un cambio de mentalidad en la toma de decisiones de inversión: “Esperamos que ya en México sea un mercado maduro, que no solamente se fije en el precio, sino que podamos ver más allá: calidad, garantía, rendimiento”. Y concluyó: “Cuando juntemos esos cuatro factores y ninguno destaque por encima del otro, entonces ya vamos a estar hablando de un desarrollo fuerte”.

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El mercado eléctrico europeo está evolucionando. Lo que antes era una tarifa fija, ahora da paso a esquemas dinámicos por horario (ToU). Con la implementación masiva de medidores inteligentes (objetivo del 80% en la UE), los usuarios tienen acceso a datos detallados de consumo que permiten aplicar este modelo.

Solo cambiarse a una tarifa dinámica ya puede generar ciertos ahorros, ya que generalmente tiene precios más bajos al reducir el riesgo de cobertura para los minoristas. Pero esto implica riesgos: como en el mercado de valores, los precios suben y bajan cada hora. Un día puedes pagar €0,10 por kWh para cargar tu EV; al día siguiente, el mismo consumo puede costar €0,50. Sin embargo, los hogares con PV, baterías y EVs pueden aprovechar esta volatilidad para almacenar energía barata, evitar los picos y vender el excedente, convirtiendo una amenaza en una oportunidad rentable.

El Secreto Para Ganar Dinero: Tu Hogar, Tu Nuevo Trader Energético

Para jugar bien en este nuevo escenario necesitas un Sistema de Gestión Energética para el Hogar (HEMS). Piénsalo como un trader de Wall Street que compra barato, vende caro, almacena y utiliza energía en los mejores momentos. Al cambiar tus patrones de consumo, puedes reducir tu factura hasta en un 20% (€200–€300 anuales por hogar promedio europeo). Y si participas en el mercado eléctrico, puedes ganar otros €100 o más con servicios de respuesta a la demanda y balance de red.

Con Solis HEMS, esto ya es una realidad. Nuestra solución combina inteligencia artificial en la nube con control local del inversor, sin necesidad de pasarelas físicas adicionales. En el núcleo está Solis AI, nuestro motor de optimización que calcula automáticamente el mejor plan energético tomando en cuenta:

• Tarifas eléctricas: Soporta diferentes estructuras de ToU y precios dinámicos en tiempo real.
• Patrón de consumo: Aprende de tus hábitos y predice la demanda futura.
• Pronóstico del clima: Estima la irradiación solar y la producción fotovoltaica.
• Preferencias del usuario: Permite definir objetivos como ahorro, autoconsumo o respaldo.

Solis AI cubre múltiples escenarios: desde arbitraje energético, autoconsumo máximo, tarifas negativas, hasta reducción de picos. Para usuarios avanzados, también permite ajustes manuales detallados para definir condiciones límite y prioridades de respaldo.

Además, si quieres participar en mercados de balance o servicios auxiliares, Solis HEMS lo hace posible gracias a su compatibilidad con despacho remoto e integración con múltiples plataformas de VPP (Virtual Power Plant). Incluso en muchos países el control puede realizarse 100% en la nube, sin hardware adicional.

Nuestra alianza con Enode crea un ecosistema abierto: Solis HEMS puede comunicarse con cargadores EV o bombas de calor de otras marcas, y nuestros inversores Solis se abren también a otros sistemas de gestión. Así, tu hogar se convierte en parte activa de la transición energética.

Camino Fácil al Futuro – Sin Barreras, Sin Complicaciones

Hoy en día, gestionar la energía del hogar requiere múltiples apps, contratos y hardware adicional. Con Solis, todo eso desaparece. Solo necesitas un inversor Solis y la app SolisCloud: activa el HEMS cuando lo necesites, visualiza el flujo energético, configura tus dispositivos y observa los ahorros—sin costos, sin contratos, sin complicaciones.

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Visítalos en el Stand B3 | Intersolar Europe 2025 | 7 al 9 de mayo | Messe München, Alemania.

Acerca de Solis
Solis (Ginlong Technologies) es uno de los fabricantes de inversores solares más grandes y experimentados del mundo. Fundada en 2005, la empresa está comprometida con acelerar la transición global hacia la energía limpia mediante soluciones innovadoras de inversores string para proyectos residenciales, comerciales y a escala de red. Para más información, visita www.solisinverters.com o síguenos en redes sociales como Solis Latam.

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A través de la Disposición 1/2025 de la Subsecretaría de Energía Eléctrica de la Nación, el gobierno de Argentina puso en acción el plan de regularización de deudas para que distribuidoras y cooperativas eléctricas salden sus obligaciones pendientes con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) al 30 de noviembre de 2024. 

Esta medida marca el fin de un esquema donde la morosidad crónica se cubría con emisión inflacionaria, perjudicando a todos los argentinos.

La medida alcanza a las distribuidoras de energía eléctrica agentes del MEM y del MEM sistema Tierra del Fuego (MEMSTDF), ya sean por consumos de energía, potencia e intereses; y el Régimen Especial de Créditos para aquellas distribuidoras de energía eléctrica, administraciones o empresas provinciales distribuidoras de energía eléctrica, que al 31 de diciembre de 2023 no hayan tenido deuda no regularizada con CAMMESA y hayan cancelado la totalidad de las transacciones de 2024,

El plan establece condiciones razonables —hasta 12 meses de gracia y 72 cuotas con la tasa del 50% del Mercado Eléctrico Mayorista— pero exige responsabilidad bajo reglas estrictas: las empresas deberán pagar la deuda corriente sin atrasos y la obligación de presentar planes de inversión en infraestructura para mejorar el servicio. Quienes incumplan perderán el beneficio automáticamente y enfrentarán sanciones.

Como contrapartida, las empresas que hayan regularizado sus pagos en 2024 y no tengan deudas anteriores a diciembre de 2023 accederán a créditos en sus facturas, promoviendo una cultura de cumplimiento. El plazo para adherir es de 60 días corridos.

Los resultados del proceso de normalización del sistema eléctrico ya son evidentes. Al asumir, la cobrabilidad de CAMMESA era del 48%, y el Tesoro cubría el déficit con emisión que alimentaba la inflación. Hoy, con tarifas realistas, subsidios focalizados y desregulación progresiva del mercado, alcanzamos un 97% de cobrabilidad. Este plan consolida ese camino: que las empresas paguen lo que consumen, accedan a financiamiento privado y dejen de depender del Estado.

Además. se establece que en todos los casos en que se registre mora de un agente distribuidor en la facturación corriente o en 1 cuota correspondiente tanto al Régimen aquí establecido como a los regímenes anteriores, CAMMESA intimará a la Distribuidora, y habiendo transcurrido 30 días desde la notificación cursada; CAMMESA automáticamente procederá a dejar sin efecto el plan de pagos que se suscriba en el marco del Régimen aprobado por la presente medida, como así también los suscriptos con anterioridad en otros regímenes, aplicando en este supuesto todos los intereses y penalidades que correspondan según los procedimientos vigentes.

Asimismo, CAMMESA quedará facultado a iniciar las acciones legales pertinentes a perseguir las cobranzas contra aquellos agentes distribuidores que hayan incumplido con lo dispuesto en este Artículo.

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