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Perú  se posiciona como uno de los mercados con mayores expectativas de crecimiento en energías renovables dentro de América Latina. De acuerdo con el mapa de proyectos publicado por la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR), el país suma 16.314 MW (16,31 GW) de capacidad solar entre proyectos en tramitación, revisión técnica, y construcción.

La cifra refleja el creciente interés por parte de los desarrolladores y la confianza en la evolución de la política energética peruana. Aunque aún falta consolidar normativas clave para destrabar inversiones, el volumen técnico de iniciativas revela el interés de mercado y las oportunidades que se abren con la reciente modificación de la Ley N° 28832.

El análisis del mapa de SPR muestra una concentración regional clara: la macrorregión sur lidera la cartera. Departamentos como Moquegua, Arequipa y Tacna reúnen la mayor parte de los proyectos utility scale, dado su alto nivel de radiación solar, disponibilidad de terrenos y cercanía con infraestructura eléctrica existente.

Proyectos como Rubí V (662,95 MW), Moquegua (675 MW), Illari (424 MW) y Valladolid (400 MW) se ubican en estas zonas. Además, múltiples desarrollos en etapa de revisión se perfilan como apuestas estratégicas en la región sur andina.

El mapa empresarial

El ecosistema solar en Perú presenta un grupo definido de actores que lideran la expansión del sector por volumen acumulado de potencia en desarrollo. A la cabeza se encuentra Enel Green Power Perú, que suma 4.969,6 MW en su portafolio, a partir de proyectos como Rubí III, IV y V, Cuna del Sol, Ruta del Sol, Wayra Solar y Atoi.

Le sigue Kallpa Generación, con 985 MW, impulsados por proyectos como Sunny, Ocoña y San Joaquín. En tercer lugar se ubica Ignis Partners, con 800 MW, distribuidos en desarrollos como Alba Solar, Blanca Solar y Coral. 

También destacan Verano Capital Perú, con 710 MW en distintas fases, y Solarpack, con 611 MW. 

Por su parte, Blaud Energy Perú alcanza los 597,4 MW. Completa el grupo Engie Energía Perú, que totaliza 432 MW con proyectos como Hanaqpampa, Expansión Intipampa y Ruphay.

Además, se destacan iniciativas de compañías como Ibereólica, EDF, Lader Energy, Fénix Power, Viridi RE y Orazul Energy, cuyos proyectos oscilan entre los 30 MW y 300 MW, aportando diversidad tecnológica y regional al panorama de generación fotovoltaica en Perú.

Megaproyectos: el salto hacia escalas industriales

Dentro del universo solar peruano, una docena de proyectos supera los 300 MW, lo cual evidencia una evolución hacia plantas de gran escala con potencial exportador o de abastecimiento regional.

Entre ellos destacan:

• Moquegua – Ibereólica Solar: 675 MW
• Rubí V – Enel Green Power Perú: 662,95 MW
• Quyllur – Enel Generación: 502 MW
• Sumac Nina I – Enel Green Power: 446,8 MW
• Illari – Enel Green Power: 424 MW
• Coral – Ignis Partners: 403 MW
• Valladolid – Oryx Power: 400 MW
  

La presencia de estas centrales demuestra que el país está en condiciones de asumir proyectos de gran escala si se consolidan mejoras regulatorias y condiciones de conexión a red.

La mayoría de los proyectos listados se encuentran en etapa de «En revisión» ante organismos como OSINERGMIN o el MINEM, lo que implica que están en búsqueda de autorizaciones técnicas y viabilidad comercial. En menor medida, algunos figuran como «Aprobados», con cronogramas de entrada en operación previstos hasta 2029.

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La agenda regulatoria del Gobierno de Chile para el segundo semestre de 2025 concentra una serie de iniciativas que preocupan al sector eléctrico, entre ellas, un proyecto de ley para subsidiar las cuentas eléctricas (en debate en el Senado) y el anteproyecto de descarbonización acelerada, anunciado semanas atrás por el presidente Gabriel Boric.

Bajo ese panorama, el director ejecutivo de la Asociación Gremial Generadoras de Chile, Camilo Charme, advirtió sobre los elementos de la agenda normativa que ponen en jaque el avance técnico, económico y regulatorio de la transición energética del país.

Entre los puntos más controversiales se encuentra el proyecto de ley que amplía los subsidios eléctricos. Desde el gremio, cuestionan profundamente su estructura, de manera que no comparten la filosofía del concepto denominado ‘principio de autocontención de los sectores’ y rechazan que se pretenda cubrir parte del financiamiento de los subsidios mediante utilidades del sector privado o nuevos impuestos. 

A eso se suma la presentación de antecedentes económicos a la Comisión de Minería y Energía del Senado, donde la asociación demostró que, con lo acumulado en las leyes de estabilización anteriores –cerca de USD 80.000.000– más la recaudación del IVA – ronda en USD 80.000.0000- ya sería posible cubrir a los 2.000.000 de hogares beneficiarios sin nuevas intervenciones.

Otro eje que genera alerta es la disposición del proyecto que afecta a los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD). La norma plantea que estos abastezcan por 500 GWh a una bolsa de energía a precio preferente para MyPyMEs y operadores de servicios sanitarios rurales. 

“No estamos de acuerdo con la modificación de contratos ya suscritos, particularmente respecto a la Bolsa PyME, con la que se suspende la capacidad de ciertos contratos, legítimamente adjudicados por el estado de Chile, para congelar la capacidad de entregar energía y pasarla a otro grupo de empresas”, indicó Charme en diálogo con Energía Estratégica. . 

Por otro lado, recientemente se anunciaron doce proyectos de modificación reglamentaria, pero para la industria eléctrica la atención se centra en tres prioritarios: DS N°125/2017 (reglamentos de coordinación y operación del sistema eléctrico), reglamentación de la Ley de Transición Energética y aquel orientado al DS N°88/2019 (medios de generación de pequeña escala).

Para Charme, el primero debe reformularse con intervenciones quirúrgicas dado el escaso tiempo que resta de mandato, a fin que la regulación de los sistemas BESS esté bien abordada, cómo se operarán y cuáles serán las señales de precio. Por ello, considera prioritario concentrarse en una redacción reglamentaria robusta y específica, en lugar de avanzar en múltiples áreas sin la profundidad necesaria. 

“Para los reglamentos derivados de la ley de transición energética, es importante que queden claras las reglas para la modificación del artículo N°102, que permite a las empresas de generación proponer  mejoras y ampliaciones de los sistemas de transmisión a su costo y cargo. Está muy bien hasta que el VAT del sistema sea socialmente positivo y en ese momento esas infraestructuras pasen a ser parte de la planificación y se paguen por las reglas dadas de planificación”, apuntó el director ejecutivo.

Mientras que a nivel de generación distribuida, planteó que los sistemas medianos deben mejorar su integración operacional, pasando del autodespacho a un régimen de despacho centralizado, lo que implicaría inversiones en sistemas de comunicación y monitoreo, y una adecuación a estándares de eficiencia y seguridad bajo “principio de igualdad” ante la ley para todos los generadores.

Además, el especialista cuestionó la continuidad del precio estabilizado como incentivo. “Cuando los PMGD eran un porcentaje menor y no tenían capacidad de contratación, se entendía el incentivo, pero hoy en día sí tienen capacidad de contratación. Lo más sano es una vía para regularizar su situación y entren a los sistemas de contrato, ya sea para clientes regulados, clientes libres o venta de energía en el mercado spot”. 

Anteproyecto de ley para la descarbonización acelerada

El quinto eje crítico identificado por Generadoras de Chile es el anteproyecto de ley de descarbonización acelerada, anunciado recientemente por el presidente Gabriel Boric, que busca adelantar el retiro de generación a carbón al año 2035, o incluso antes. 

“Uno se pregunta por qué en Chile seguiremos insistiendo en el concepto de acelerar la descarbonización, cuando el país tiene más del 70% de sus fuentes de energías renovables, además que un tercio de las centrales a carbón ya han sido retiradas y que para el 2026 se espera que la proporción ascienda a dos tercios”, sostuvo.  

Desde la perspectiva del gremio, la transición energética ha cumplido ampliamente sus objetivos de penetración renovable y diversificación tecnológica, pero ha dejado rezagadas las condiciones de seguridad operativa del sistema eléctrico.

“Lo que necesitamos es analizar qué tecnología nos permite sacar máquinas rotativas para darle seguridad de condiciones de inercia y control de frecuencia al sistema”, enfatizó Charme, a la par que criticó la falta de señales claras sobre las tecnologías que cumplirán esa función de respaldo y sobre los esquemas de mercado que permitirán su inserción. 

“El anteproyecto de ley tiene mucho voluntarismo y poco análisis concreto de la realidad actual de Chile. Sumado a que el Gobierno quiere presentarlo en julio ante el Congreso para aprobar en octubre y el sistema chileno no debe correr el riesgo de aprobar un PdL en tres meses, hecho que nunca ocurrió”, añadió.

En consecuencia, el sector eléctrico chileno se enfrenta así a una agenda normativa ambiciosa pero riesgosa, donde el equilibrio entre la aceleración del cambio y la solidez técnica y jurídica del marco regulatorio será decisivo para garantizar la sostenibilidad de las renovables en el mediano y largo plazo.

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La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) reveló que la regulación de sistemas de almacenamiento y plantas reversibles se publicará durante el transcurso del presente año, a fin de lograr un mayor desarrollo y crecimiento del sector eléctrico del país.

Así lo confirmó Daniel Cardoso Danna, director de ANEEL, durante la audiencia pública de la Cámara de Diputados sobre la inserción de sistemas de almacenamiento de energía en la red. 

“El reglamento abordará el acceso y uso de la red en forma de contratos y montos, cómo se insertan los sistemas de almacenamiento en la matriz, el pronóstico normativo, remuneración, posibilidad de ingresos. Es decir, las directrices reglamentarias para situaciones futuras, como las subastas de capacidad y las subastas de sistemas aislados”, aclaró. 

“El estándar de la directriz de subastas es muy importante, o al menos para brindar seguridad en relación con estos próximos pasos”, agregó. 

Y cabe recordar que el pasado 30 de enero finalizó la segunda etapa de la consulta pública N°39/2023, por lo que ANEEL aún analiza todos los aportes del sector para componer la nota técnica correspondiente, que en esta oportunidad se centrará en los modelos de negocio de las tecnologías mencionadas y las aplicaciones para mitigar los vertimientos renovables.

Además, habrá una segunda ronda de debate tras la aprobación de los resultados enfocada en el tratamiento regulatorio de los sistemas BESS y centrales reversibles como activos de la red de transmisión y distribución y cómo esos proyectos pueden mitigar restricciones del sistema eléctrico nacional.

Mientras que la tercera ronda prevista estará dedicada a los proyectos como servicios auxiliares, y se prevé que todas las fases concluyan hacia el año 2028. 

De todos modos, es preciso rememorar que, recientemente, diversas asociaciones de Brasil alertaron por la demora de la subasta de almacenamiento mediante una carta enviada al Ministerio de Minas y Energía.

El documento enfatiza que la subasta no depende de la publicación del reglamento de baterías, que actualmente está siendo analizado por la ANEEL, sino que consideran que las baterías ya están listas para suministrar nueva energía al sistema con un menor costo total para el consumidor y evitar vertimientos renovables.

Esto no significa que no se requiera una normativa para regular los sistemas BESS en sus diversas aplicaciones, sino que se remarca la relevancia de realizar la “LRCAP Almacenamiento” en un plazo acorde a los compromisos de desarrollo sostenible del país. 

Incluso, se vislumbra que la subasta de baterías tenga como objetivo el inicio de suministro el 1 de julio de 2029, con contratos PPA por un plazo de 10 años mediante sistemas BESS de, al menos, 30 MW de potencia y con una disponibilidad operativa diaria de cuatro horas.

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Tras 29 años de trayectoria dedicada a impulsar la energía eólica en el país, la Asociación Argentina de Energía Eólica (AAEE) anuncia su transformación en una nueva entidad con alcance ampliado y visión integradora: la Alianza Argentina para la Transición Energética (ALTEA).

Este paso adelante representa una evolución natural del trabajo iniciado por el Prof. Dr. Erico Spinadel, fundador y referente indiscutido del desarrollo eólico en Argentina, cuya visión ética, innovadora y colaborativa continúa iluminando nuestro rumbo.

La decisión responde a la convicción de que la transición energética es hoy un desafío transversal, que requiere actuar de manera articulada sobre tres pilares fundamentales: energía, gas y transporte. Esta transformación institucional permite ampliar la misión, profundizar el impacto y fortalecer el rol de Argentina como protagonista en la construcción de un modelo energético sostenible, justo y competitivo.

Una nueva identidad para un desafío mayor

La Alianza Argentina para la Transición Energética nace con el propósito central de impulsar la transición energética integral de la Argentina, promoviendo el desarrollo del hidrógeno verde y sus derivados, y fomentando activamente la desfosilización del carbono mediante la valorización del CO2 biogénico, con el objetivo de avanzar hacia una economía neutra en emisiones.

Basado en un enfoque sustentado en tres pilares, la misión de ALTEA se estructura sobre tres ejes estratégicos que constituyen la base de la transición energética moderna:

• Energía: Impulsar la electrificación renovable y la descarbonización de la matriz eléctrica a través de fuentes limpias como la solar, la eólica y el almacenamiento inteligente.
• Gas: Promover la transformación del gas natural mediante el desarrollo de gases renovables, la captura y reutilización de CO₂ biogénico, y su integración con vectores como el hidrógeno.
• Transporte: Acelerar la reconversión de la movilidad, apostando a la electromovilidad, los biocombustibles avanzados y los combustibles sintéticos, como el metanol verde, producido a partir de hidrógeno verde y CO₂ biogénico proveniente de fuentes sostenibles (residuos agrícolas, plantas de celulosa, bioetanol, entre otros).

Con una visión de futuro para Argentina y la región, ALTEA se proyecta como una organización de referencia regional, con la visión de posicionar a Argentina como un polo estratégico de producción, innovación y exportación de:

• Hidrógeno verde,
• Combustibles sintéticos desfosilizados,
• Tecnologías limpias que integren carbono biogénico capturado de procesos industriales sostenibles.

ALTEA busca contribuir a la descarbonización global, al desarrollo económico sustentable, a la inclusión social y a la seguridad energética nacional, con una mirada integral de economía circular y carbono neutral.

Valores que inspiran

Esta nueva etapa se funda en principios sólidos que reflejan la identidad institucional y los valores que inspiran a ALTEA:

• Sostenibilidad: Fomentamos soluciones que sustituyan el carbono fósil por carbono renovable, priorizando el aprovechamiento del CO₂ biogénico.
• Innovación: Impulsamos el desarrollo de tecnologías como la electrólisis, la captura y valorización de CO2, y nuevas formas de almacenamiento y distribución.
• Colaboración: Articulamos esfuerzos entre el sector público, privado, la academia y actores internacionales.
• Transparencia: Actuamos con ética, claridad y responsabilidad institucional.
• Inclusión y desarrollo social: Apostamos al empleo verde, la formación técnica y el acceso equitativo a energía limpia.
• Liderazgo: Ejercicio de un rol activo y transformador en el escenario energético argentino.
• Responsabilidad: Gestión los recursos naturales con eficiencia y visión de largo plazo, promoviendo un sistema energético desfosilizado y justo.

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Tras el reciente y exitoso FES Iberia en la ciudad de Madrid, España, Future Energy Summit (FES), la gira de encuentros de profesionales de las energías renovables, se prepara para culminar su gira 2025 con cumbres clave sobre Brasil, Perú, Colombia y Chile.

La próxima cita será el 6 de agosto con el webinar “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025” (inscripciones abiertas), dedicado a uno de los mercados renovables más grandes del mundo, que está a la espera de nuevos sucesos esenciales para avanzar en su transición energética con baterías, proyectos eólicos offshore y más subastas de largo plazo.

El encuentro virtual FES Brasil será de vital relevancia para conocer las expectativas sobre la subasta de reserva de capacidad con baterías, denominada “LRCAP Almacenamiento”, las concesiones para proyectos renovables en aguas jurisdiccionales del país y las previsiones para las licitación de nueva energía A-5 que se celebrará el 22/8 del presente año. 

Perú será el siguiente destino presencial en Latinoamérica, y la primera vez que Future Energy Summit llegará al país. El lunes 29 de septiembre, FES Perú promete una importante convocatoria de stakeholders locales e internacionales, tal como lo viene haciendo en otras latitudes.

📌Más información: https://futurenergysummit.com/summits-fes/ 

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

Es decir que, con espacios exclusivos de debate y networking, el encuentro en Perú se dará en un momento cúlmine para las renovables, a raíz de las altas expectativas por la aprobación del nuevo reglamento de contrataciones de electricidad para el suministro de los Usuarios Regulados (leer), basado en criterios de licitaciones.

Dicha propuesta contempla la posibilidad de suministro sólo de energía y modalidades de contratación por bloques horarios, por lo que podría dar paso a más contratos renovables en Perú y marcar un punto de inflexión para una mayor competencia y eficiencia.

Tras FES Perú, Future Energy Summit viajará a Colombia los días 21 y 22 de octubre en la ciudad de Bogotá, para un evento que reunirá ejecutivos de empresas de generación, distribución y transmisión, así como inversores y expertos en financiamiento de energías renovables.

La quinta edición de FES Colombia se realizará el mismo año en el que el Ministerio de Minas y Energía adelantó un paquete de 19 medidas para destrabar proyectos renovables y agilizar las solicitudes de puntos de conexión en el país; la par que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) dio inicio al proceso para convocar a una nueva subasta de expansión del cargo por confiabilidad, con el objetivo de promover la entrada de nuevos parques al sistema durante el periodo 2029-2030.

📌Más información: https://futurenergysummit.com/summits-fes/ 

Mientras que la gira 2025 de Future Energy Summit se cerrará el 26 y 27 de noviembre en Santiago, Chile, pocos días después de las elecciones presidenciales del país para el período 2026-2030; por lo que la cuarta edición de FES Chile será crucial para conocer el rumbo de la transición energética que tomará el país por los próximos años. 

Entre los temas más relevantes se destaca el auge de sistemas de baterías con más 14 de GW de proyectos BESS en fase de calificación, el incremento de la participación de las energías limpias (más de más del 70% de la capacidad proviene de fuentes renovables), la aceleración de permisos sectoriales y los resultados de licitación de suministro 2025/01 para clientes regulados por 1680 GWh (la adjudicación está prevista para el 28 de octubre).

📌Más información: https://futurenergysummit.com/summits-fes/ 

Además, el país aguarda por los debates legislativos en torno al proyecto de ley de subsidios eléctricos, el frenado proyecto de “ley de cuotas” que aumenta de forma paulatina la meta porcentual de ERNC y el recientemente anunciado anteproyecto para acelerar la descarbonización al 2035 o antes; como también lo que suceda con la tramitación de 12 reglamentos sectoriales en los próximos meses, entre ellos la modificación de los DS N°125/2017 (coordinación y operación del sistema) y N°88/2019 (medios de generación de pequeña escala). 

Los encuentros mencionados no sólo cerrarán la gira 2025 de FES, sino que allí se debatirán sobre las oportunidades en los diferentes mercados, con sus respectivos esquemas de contratación y próximas licitaciones. Sumado a que serán espacio para que líderes de los ámbitos público y privado de la región evalúen la realidad de la transición energética y extiendan anuncios exclusivos para el sector.

Cabe destacar que, además de los salones de conferencias donde se impulsa el debate, FES contará con espacios exclusivos de networking ideales para explorar sinergias y nuevos negocios en los que pueden participar las empresas y entidades que asistan.

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

📌Más información: https://futurenergysummit.com/summits-fes/ 

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Honduras se encamina hacia un hito energético con la convocatoria de la Licitación Pública Internacional LPI 100 010/2021, orientada a contratar hasta 1500 MW de capacidad más el margen de reserva del 10% y energía eléctrica para la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

El proceso se realizará mediante un esquema de subasta inversa por rondas sucesivas que será aplicado por primera vez en el país y que permitirá competir simultáneamente a todas las tecnologías, tanto renovables como no renovables, en condiciones de igualdad. 

A cargo del diseño metodológico se encuentra la consultora Quantum América, con experiencia previa en los procesos de subastas de Guatemala y Panamá, la cual también llevó adelante una capacitación junto a la ENEE para todo el sector, a fin de brindar un acercamiento a todos los generadores.

“No fue solamente una capacitación sobre la metodología de subasta de rondas sucesivas inversas, sino también, sobre el modelo matemático Optime, que se utiliza en otros países, con el foco en capacitar a los actores del mercado sobre el funcionamiento del mismo para entender como será la adjudicación”, indicó Julián Nobrega, gerente de proyectos de Quantum América, en diálogo con Energía Estratégica.. 

El proceso será totalmente abierto, público e internacional, y se ejecutará en una única jornada, donde las ofertas serán recibidas, evaluadas y adjudicadas en tiempo real en un salón común. 

El modelo Optime ya fue probado con éxito en otras jurisdicciones de América Latina, pero ahora incorpora adaptaciones específicas al sistema eléctrico de Honduras y a las bases de la licitación, con ciertos cambios, donde se puede destacar como principal, la incorporación de una matriz de nodos.

“Para evitar que los proyectos se terminen adjudicando en nodos donde finalmente no podrán inyectar energía, se incorpora una matriz de nodo con restricciones de potencia a inyectar para que sean considerados en el momento de la subasta”, explicó Nobrega

«Todas las tecnologías competirán a la vez, en el mismo cubrimiento de la demanda, cada uno con su precio, perfil y contrato, con el objetivo de minimizar el costo total de compra; cada tecnología cubrirá la parte de la curva de demanda donde sea más competitiva”, agregó.

En este contexto, la licitación exigirá que las ofertas provengan de centrales nuevas, ya sean renovables o no, y que utilicen componentes de última tecnología y fabricación reciente. En el caso de las fuentes renovables variables, como solar o eólica, se requerirá sistemas de almacenamiento energético que garanticen la entrega de potencia firme sostenida en el tiempo.

Los proyectos podrán ubicarse en cualquier región del país, pero deberán estar dentro de los nodos habilitados por la ENEE. Y en caso de que un oferente proponga un nodo no incluido en el listado oficial, se realizará una nueva evaluación técnica por parte del Centro Nacional de Despacho (CND), que determinará la viabilidad de adjudicar, reasignar el nodo o descalificar la oferta.

Expectativas y próximos pasos

Quantum America participará activamente en dos instancias de simulación del proceso licitatorio, previstas para noviembre de 2025 y enero de 2026, que permitirán a las empresas familiarizarse con la dinámica de la subasta y afinar sus propuestas antes de la presentación formal.

Además, la consultora trabaja en una adenda al pliego para incorporar ajustes técnicos que contemplen todas las posibles variables. “Ya detectamos la necesidad de realizar algunos cambios puntuales en la adenda. Es decir, afinar las bases de licitación”, confirmó el gerente de proyectos de la compañía.

Aunque el modelo es nuevo en el país, Nobrega anticipó que será un proceso competitivo y que se podrían adjudicar buenos precios para el total de energía y potencia que se subastará. 

“Todavía las condiciones no son las mismas que Guatemala y por tanto podrían no ser los mismos resultados de precios, ya que es una metodología nueva para el sector hondureño, pero el modelo sí fue muy bien recibido por todos los organismos y habrá mucho interés del sector”, subrayó el especialista. 

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AES Argentina ha seleccionado por primera vez a Vestas para el desarrollo de los parques eólicos Vientos Bonaerenses III y IV, ubicados en las localidades de Bahía Blanca y Tornquist, en la provincia de Buenos Aires. Este acuerdo marca la primera colaboración entre ambas compañías en Argentina, en línea con su compromiso compartido con la transición energética.

Bajo este contrato, Vestas será responsable de la provisión e instalación de 16 turbinas modelo V162-6.4 MW, con una altura de buje de 125 metros, que aportarán una capacidad instalada total de más de 102,4 MW, y permitirán duplicar la capacidad actual del complejo. El inicio de las obras civiles y eléctricas está previsto para los próximos meses, y la puesta en marcha de las turbinas (commissioning) se proyecta para el cuarto trimestre de 2026. Una vez finalizada la construcción, Vestas también se encargará de la operación y mantenimiento de los parques por un período de 10 años, bajo un contrato de servicios AOM 5000, que garantiza los más altos estándares de disponibilidad, seguridad y rendimiento operativo.

AES Argentina anunció recientemente que este nuevo desarrollo implicará una inversión de aproximadamente US$ 150 millones y generará cerca de 400 empleos directos durante los 18 meses de construcción, impulsando el desarrollo productivo local y fortaleciendo el crecimiento energético de la región.

“Estamos muy orgullosos de que AES Argentina nos haya elegido su socio estratégico para este proyecto emblemático. Esta primera colaboración entre ambas empresas en el país refuerza la posición de Vestas como referente en soluciones eólicas de alto rendimiento, adaptadas a las necesidades del mercado local y con un enfoque en la creación de valor sostenible a largo plazo. En Vestas, combinamos tecnología de vanguardia, una cadena de suministro robusta, presencia local consolidada y décadas de experiencia en instalación, operación y mantenimiento de parques eólicos. Pero, sobre todo, nos enfocamos en entender a fondo los objetivos de nuestros clientes para diseñar soluciones a medida que los ayuden a alcanzar sus metas de negocio, acelerando al mismo tiempo la transición hacia un sistema energético más limpio, resiliente y sostenible”, dijo Andrés Gismondi, country head de Vestas Argentina y vicepresidente de negocios de Vestas para el Cono Sur y el Norte de Latinoamérica.

Con una presencia consolidada en Argentina desde hace más de 30 años, Vestas ha instalado más de 2.560 MW en el país y continúa expandiendo su contribución al desarrollo de energías limpias.

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Solis, reconocido como uno de los fabricantes de inversores más experimentados y grandes del mundo, ha obtenido la certificación del Sistema de Gestión de Seguridad de la Información ISO/IEC 27001:2022 por parte de TÜV Süd, organismo de pruebas y certificación de renombre y confianza a nivel mundial. Esta noticia marca un hito en la misión de Solis de ofrecer no solo tecnología de clase mundial, sino también soluciones digitales seguras y preparadas para el futuro para sus clientes.

Con los sistemas de energía inteligente cada vez más conectados, la ciberseguridad se ha convertido en una prioridad para distribuidores, instaladores y usuarios finales por igual. Esta certificación, reconocida internacionalmente como el estándar de oro en seguridad de la información, refuerza el compromiso de Solis de proteger a las personas que confían en sus productos y servicios.

“Es más que un distintivo, es un compromiso”, comentó Jimmy Wang, CEO de Solis.

“Estamos orgullosos de ofrecer productos confiables, pero hoy, la confiabilidad también significa proteger los datos de los usuarios, las plataformas en la nube y los dispositivos conectados. Obtener la ISO 27001 demuestra a nuestros socios y clientes que asumimos esta responsabilidad con seriedad, especialmente mientras continuamos expandiendo nuestros servicios de monitoreo de energía y funciones de control inteligente de energía a nivel global. Queremos que nuestros clientes tengan la certeza de que Solis es una marca en la que pueden confiar», agregó.

Este hito se suma al sólido historial de Solis en calidad y cumplimiento. La compañía cuenta con una amplia gama de certificaciones internacionales, incluyendo:

• Regulación de ciberseguridad PSTI del Reino Unido
• Prácticas de protección de datos alineadas con GDPR en la plataforma SolisCloud
• Aprobaciones de seguridad de producto CE, UKCA y VDE
• Cumplimiento de red en los principales mercados globales
• IEC 61727 e IEC 62116 – Conexión y operación en red
• IEC 62109-1 e IEC 62109-2 – Normas de seguridad para inversores fotovoltaicos

La certificación ISO 27001 resalta la dedicación de Solis a liderar en seguridad de la información, un aspecto especialmente crítico para SolisCloud, la plataforma de monitoreo de energía de la compañía. Con la introducción de nuevas funciones como el control con IA y la gestión automática de energía, Solis asegurará que estas actualizaciones cuenten con una protección de datos confiable. La empresa continuará colaborando estrechamente con reguladores, organismos de prueba y socios para mantener los más altos estándares de seguridad. A medida que el panorama energético se digitaliza cada vez más, Solis garantiza que la innovación no se logre a costa de la seguridad de sus clientes.

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La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) hace parte del nuevo Comité Técnico Interinstitucional, anunciado por el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, el cual, estará liderado por este Ministerio y del que también hace parte la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), esto con el fin de llevar a cabo la construcción de una nueva Resolución que promueva una mayor eficiencia, eficacia y desarrollo en los procesos de solicitudes de puntos de conexión del Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Con esta nueva Resolución, el gobierno nacional busca actualizar el marco normativo vigente y realizar las mejoras necesarias al régimen actual, con el propósito de incorporar las lecciones aprendidas y fortalecer las disposiciones, procedimientos y lineamientos de política pública para la asignación de capacidad de transporte a generadores en el país.

“Buscamos la materialización de proyectos en el Sistema de Transmisión Nacional, a través de la redistribución de la capacidad de potencia que hoy está asignada a proyectos que no han avanzado en su implementación, para reasignarla a quienes están listos para avanzar en esta, y así, contar con un sistema eléctrico fortalecido, competitivo y sostenible que beneficie a todos los colombianos, apalancado en la entrada de más proyectos de energía renovable para una transición energética segura y confiable”, destacó Manuel Peña Suárez, director de la UPME.

Asimismo, desde la UPME se está robusteciendo la Ventanilla Única de trámites y servicios, para que, desde esta plataforma, se de mayor claridad y orden a las solicitudes de conexión, y unificando los procesos que se derivan en respuestas más oportunas para los desarrolladores.

Por otra parte, se busca asegurar que los recursos disponibles en la asignación de capacidad de transporte en el SIN, se utilicen de manera óptima y que los proyectos de generación cumplan con los requisitos necesarios para su conexión al sistema eléctrico nacional.

Este esfuerzo interinstitucional responde a la necesidad de contar con una regulación más robusta, alineada con los desafíos del sector energético y orientada a garantizar un desarrollo sostenible, competitivo y confiable del sistema eléctrico nacional para todos los colombianos.

El proyecto normativo estará disponible para comentarios y observaciones de la ciudadanía a finales de julio de 2025, mediante los canales oficiales del Ministerio de Minas y Energía.

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El consumo de energía eléctrica en Argentina alcanzó un nuevo récord para el invierno de 28119 MW a las 20:36 hs del martes 1 de julio, en el marco de la ola de frío que afecta a todo el país. Según datos de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), se trata del mayor pico de demanda registrado en un día hábil.

Las temperaturas extremas se registraron en las 23 provincias argentinas y en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Durante el fin de semana se produjeron nevadas inusuales en distintos puntos del país y Buenos Aires experimentó su temperatura más baja desde 1991. Estas condiciones climáticas posicionaron a Argentina entre los lugares más fríos del planeta en esos días.

Ante este escenario, algunas distribuidoras socias de Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA) implementaron acciones preventivas para preservar la seguridad del sistema y asegurar el abastecimiento a la demanda residencial. El sistema eléctrico argentino funciona con el compromiso diario de más de 60 mil colaboradores, dedicados a garantizar el suministro las 24 horas, los 365 días del año.

ADEERA—presente en todo el país— acompaña a los usuarios con información y herramientas para fomentar un uso más inteligente de la energía. Elegir adecuadamente cómo calefaccionar los espacios no solo tiene impacto en la factura eléctrica, sino también en el ambiente y en la calidad de vida.

Frente al pronóstico de bajas temperaturas para esta semana en gran parte del país, es clave incorporar hábitos de consumo eficiente: contribuyen a aliviar la red, reducen el riesgo de contingencias y benefician a toda la comunidad.

La eficiencia energética es una herramienta transversal que puede adaptarse a cada realidad local para que todas las personas accedan a una energía segura, continua y sustentable.

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La licitación abierta PEG-5 de 1400 MW promete ser la más grande y sostenible de Guatemala, por lo que hay altas expectativas ya que habrá un prevé oferta firme eficiente y una franja dedicada a proyectos renovables para asegurar el suministro a los usuarios finales.

Por primera vez en la historia del país, un proceso de contratación a gran escala contemplará la incorporación de tecnologías de almacenamiento con baterías como obligación, marcando el inicio de una nueva etapa para el sistema eléctrico nacional. 

“La licitación PEG-5 marcará un punto de inflexión en el desarrollo y en la historia de Guatemala. Para la licitación PEG-5 del 2025, se da la gran oportunidad para adjudicar proyectos de baterías, considerando que tuvieron saltos tecnológicos importantes en muy poco tiempo”, aseguró Dimas Carranza, gerente de Regulación y Tarifas de Energuate, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Iberia.

Se trata de una convocatoria que, por su magnitud, tendrá un impacto sin precedentes. Según explica el ejecutivo, más del 60% de la energía que se consume en el país será licitada, lo cual representa una apuesta ambiciosa por transformar el sector desde múltiples dimensiones: reducción de emisiones, atracción de inversión privada y estabilidad en los precios para los usuarios.

Energuate, con más de 2.600.000 clientes y un crecimiento anual de aproximadamente 150.000 nuevos usuarios, será una de las dos distribuidoras responsables de adjudicar los contratos de compraventa de energía (PPA) resultantes de la PEG-5. 

Este rol estratégico convierte a la compañía en un actor clave para asegurar que los proyectos adjudicados respondan a las necesidades actuales y futuras del sistema eléctrico.

Carranza destacó que la introducción de baterías en la licitación no habría sido posible sin antes haber consolidado una regulación específica que respaldara la metodología de cómo se remunerará el servicio stand alone como servicio complementario o como una remuneración que vaya acompañada de generación renovable, a fin de integrar soluciones tecnológicas que hace apenas unos años no encontraban condiciones de mercado sostenibles para operar.

Ese contexto de certidumbre financiera será determinante para la próxima ronda, cuyo fallo está previsto para principios de 2026. Mientras que las centrales adjudicadas comenzarán a operar comercialmente entre 2030 y 2033.

La adjudicación será bajo contratos de diferencias con curva de carga, opción de compra de energía y energía generada, según lo establecido por la Norma de Coordinación Comercial N° 13 del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), y los PPA se extenderán hasta por 15 años, a partir del 1 de mayo del año de suministro.

Ventura en FES Iberia: “La licitación PEG-5 marcará el inicio del almacenamiento con baterías en Guatemala”

En relación con los precios esperados, Carranza prefirió no dar un precio exacto, pero sí planteó que la referencia es de 35 – 40 USD/MWh, valores que rondaron en la anterior licitación abierta PEG. Sin embargo, advirtió que, debido a la actual dependencia del país de los hidrocarburos, el análisis de precios no puede limitarse únicamente a la tecnología licitada. 

“No sólo veremos el precio de la tecnología propia, sino de la que reemplazará”, señaló, aludiendo al rol de las fuentes sustitutas en la formación de precios de largo plazo y el reemplazo de fuentes más costosas. 

“Además, ante el incremento de la demanda, se deben considerar estrategias distintas para cubrir ese crecimiento, tanto histórica sino distinto, ya que el país se está industrializando y se tendrá un consumo diferente en el horario diurno respecto al nocturno que habitualmente había en el pasado”, apuntó Carranza.

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La Secretaría de Energía de Argentina prorrogó, por tercera vez, la licitación AlmaGBA, que tiene como objetivo adjudicar 500 MW de baterías en las redes de Edenor y Edesur. La nueva fecha para presentar las ofertas será el 15 de julio, mientras que la apertura de sobres económicos se realizará el 19 de agosto, con adjudicación prevista para el 29/8. 

Desde el sector privado, la medida es vista como una oportunidad para analizar posibles medidas y propuestas que permitan bajar los costos de los proyectos y lograr una licitación aún más competitiva. 

“Sería oportuno que se trabaje en esquemas que permitan mejorar la rentabilidad de estos proyectos, ya sea vía reduccion de aranceles de importación, u otras medidas similares que vuelvan más competitiva esta tecnología. Tratandose de una tecnología nueva, y al ser la primera licitación en el país, entendemos que se esta trabajado sobre la marcha con la estructuración de proyectos y politicas al respecto. 

“Los aranceles de importación representan cerca de 3 puntos de TIR, por lo el impacto es muy grande. Considerando que se trabaja con un esquema de precio máximo, el riesgo es que la relación costos/precio no resulte lo suficientemente atractiva. Pero si se eliminan esas cuestiones impositivas las ofertas serían más abundantes y competitivas.”, recomendó Diego Werner, director técnico de Aires Renewables, en diálogo con Energía Estratégica.

Es clave que se empiecen a adoptar estas tecnologías lo antes posible. Vemos que las ampliaciones al sistema de transporte son muy lentas y costosas. Ahí los BESS podrían actuar de puente hasta que el país tenga condiciones macroeconómicas para la expansión del SADI en condiciones competitivas. Así se está implementando en muchos países, habilitando al crecimiento del sector, tanto en generación como en demanda, y con una mejora de calidad de energía.”

Además, sostuvo que, de realizarse con éxito la vigente convocatoria AlmaGBA, podría replicarse en otras provincias del país con capacidad de absorber estos modelos contractuales, como por ejemplo en provincias con distribuidoras fuertes y sólidas que puedan ser off takers.

En paralelo, Aires Renewables alertó que persisten incertidumbres técnicas y contractuales que podrían afectar la bancabilidad de los proyectos. Si bien las últimas circulares introdujeron mejoras clave, como la eliminación del límite de 12 meses a la Garantía de Última Instancia, la reducción de responsabilidades del vendedor ante siniestros y la inclusión de remuneración ante ciertos casos de rescisión unilateral, aún quedan puntos grises por resolver.

En lo técnico, uno de los elementos dudosos es la exigencia de un máximo de 180 ciclos anuales. “Se entiende que aquí se quiso poner un límite a la degradación de los equipos. Sin embargo, las baterías también requieren un ciclado mínimo para mantener su estado de salud, por lo que sería oportuno establecer una frecuencia mínima de ciclado.”, explicó Werner, aludiendo a que la falta de claridad sobre cómo se distribuyen los ciclos durante el año agrega más incertidumbre al diseño operativo. Esta falta de definiciones también tiene impacto en la curva de degradación, lo que a su vez puede afectar los precios. Y aunque se espera que las decisiones se tomen de buena fe, aún no hay documentación contractual que lo respalde de forma precisa.

Existen otros puntos de menor impacto, pero que podrían ayudar a mejorar la competitividad de los proyectos. Un ejemplo es la prestación de servicios de reserva de corto plazo del MEM: el pliego licitatorio permite a los proyectos participar de estos servicios y percibir por ello remuneraciones adicionales al contrato. Sin embargo, al no existir claridad sobre cuánto se podría obtener por estos medios, los proyectos no están pudiendo valorizar esto como un ingreso extra.  

Garantías: el desafío pendiente

Uno de los puntos más relevantes para asegurar el éxito de la licitación es el esquema de garantías. Aunque se han incorporado mejoras, desde Aires Renewables insisten en que se necesita una estructura más robusta. 

“Lo ideal sería una garantía similar a la triple garantía implementada en el Programa RenovAr”, expresó el director técnico de la compañía. Y cabe recordar que las rodas de dicha licitación pública contó con respaldo de CAMMESA, el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER) y el Banco Mundial. “La garantía vigente solamente cubre el caso en el que el pago no se dé por imposibilidad de realizar el pass-through a tarifa, mientras que antes se garantizaba la falta de pago independientemente del motivo”

El ejecutivo subrayó que una cobertura de este tipo es decisiva para atraer inversiones externas y garantizar que los proyectos sean financiables: “Lograr hacer que la licitación tenga una garantía extranjera, aunque se pague, es ideal y fue uno de los grandes éxitos de RenovAr”.

En su visión, las condiciones contractuales deben converger hacia un modelo que brinde certeza a largo plazo. Por lo que desde el sector esperan que las próximas semanas permitan cerrar estos pendientes para que AlmaGBA no solo sea adjudicada, sino también bancable y ejecutada con éxito.

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Con un 50% de su planificación 2025 ya ejecutada, Solis acelera su estrategia para Latinoamérica centrando sus esfuerzos en dos pilares: formación técnica intensiva y lanzamiento de inversores híbridos de última generación.

Durante su participación en el ciclo de entrevistas Leaders de Energía Estratégica, el Chief Technology Officer (CTO) para Latinoamérica de Solis, Sergio Rodríguez Moncada, señaló: “Vemos una necesidad muy palpable en torno a las buenas prácticas, y en consecuencia, seguiremos visitando todos los países de la región para capacitar a nuestros clientes, de forma presencial y virtual”.

A la fecha, la empresa concretó múltiples jornadas de formación en colaboración con marcas como TrinaSolar, S-5!, Longi y Pylontech, bajo el programa Smart Solar Tour 2025, con foco en el entrenamiento sobre instalación correcta de equipos. “Todos los días vemos fallas que manchan la reputación de las marcas. Un gran porcentaje de los problemas proviene de una instalación deficiente”, subrayó Rodríguez Moncada.

Formación como prioridad estratégica

La transferencia de conocimiento técnico se ha vuelto un eje estructural de Solis en la región. Según el CTO, esta apuesta responde al crecimiento de tecnologías más sofisticadas y a la necesidad de elevar el estándar de instalación. “La transición energética no ocurre sólo en los foros; se da en cada inversor, en cada batería y en cada panel bien instalado”, afirmó.

El ejecutivo también advierte sobre el alto costo que implican las fallas en campo. “Son errores que afectan a toda la cadena de valor: fabricantes, integradores y clientes finales”, destacó, y por ello invitó a instaladores e integradores a aprovechar tanto las instancias presenciales como los encuentros en línea que promueve la empresa.

Regionalización e integración con socios

El Smart Solar Tour 2025, que ya pasó por países como Ecuador, El Salvador, Guatemala y Jamaica, tuvo su jornada más reciente en Buenos Aires. En ese marco, Solis articuló acciones junto a TrinaSolar y S-5! para ofrecer un paquete integrado de soluciones. “Nos complementamos muy bien; incluso si un cliente no conoce una marca, puede llegar por interés en otra y llevarse un sistema completo”, comentó Rodríguez Moncada.

Si bien México sigue siendo un hub central, el CTO destaca el crecimiento de mercados como República Dominicana, Colombia, Chile y, especialmente, Argentina, donde se reactivo el interés por la fotovoltaica, según explica el especialista. En todos estos países, Solis detecta condiciones propicias para avanzar con su estrategia. 

Tecnología híbrida: el foco del portafolio

Además de la capacitación, el segundo gran eje de crecimiento es el desarrollo de una nueva gama de inversores híbridos. “Este año, el enfoque principal son los sistemas híbridos que combinan baterías, fotovoltaico y generador. Los llamamos Solarator”, explica Rodríguez Moncada.

La línea incluye inversores de 30, 50 y 125 kilowatts, con integración de sistemas de gestión energética (EMS) y gestión de baterías (BMS). Los mismos permiten conectarse a sistemas fotovoltaicos existentes para formar microredes. “El modelo de 125 kilowatts es hoy el más potente del mercado en esta categoría”, señala.

Estos equipos están pensados especialmente para el segmento comercial-industrial, cubriendo un nicho entre sistemas pequeños y grandes contenedores BESS de varios megas. “Vimos un espacio en el mercado y lo estamos abordando con soluciones flexibles y todo en uno”, explicó el ejecutivo.

Digitalización e inteligencia artificial: una hoja de ruta clara

Solis también proyecta incorporar inteligencia artificial (IA) en sus sistemas de gestión energética, especialmente en contextos con tarifas dinámicas, como ocurre en Europa. “La IA permitirá optimizar el consumo, cargar baterías cuando la tarifa es baja y usarlas cuando es alta. Es una forma inteligente de gestionar el mercado eléctrico con energía solar”, explicó Rodríguez Moncada.

Si bien Latinoamérica aún no adopta regulaciones tarifarias complejas, los equipos ya vienen preparados con programación horaria y funcionalidades que permitirán aplicar estos esquemas en el futuro y gestionar horarios de carga y descarga.

La compañía también trabaja en algoritmos para pronosticar generación en función del clima, un desarrollo que está en fase avanzada en China.

El objetivo de Solis en la región es claro: fortalecer un ecosistema técnico preparado para implementar soluciones confiables. “Hay mucho conocimiento disponible y es fundamental aprovecharlo en un sector que evoluciona constantemente”, concluyó el CTO de Solis.

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La Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile rechazó la aplicación del dominado cargo FET (Fondo de Estabilización de Tarifas), que preveía que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financiaran parte de los subsidios eléctricos. 

La propuesta impulsada por el ministro de Energía, Diego Pardow, tuvo tres votos negativos (senadores Rafael Prohens, Luz Ebensperfer y Rodrigo Galilea) y dos a favor (legisladores Juan Luis Castro y Yasna Provoste).  

Esta negativa se dio a pesar que el Poder Ejecutivo redujo los montos del cargo de $1,8 x kWh a $0,5 x kWh y que propuso un tope anual de recursos $250.000 millones en 2025 y $260.000 millones en 2026 y $135.000 millones para 2027).

Es decir que los legisladores siguieron la línea crítica del sector renovable de Chile, que consideraban a la iniciativa del cargo FET como un “grave” problema regulatorio y constitucional, acusando que representaba una reforma tributaria encubierta que no aportaba al desarrollo del sector. 

Incluso, el impacto directo del gravamen del Fondo de Estabilización de Tarifa para los ingresos de los Pequeños Medios de Generación Distribuida fue uno de los argumentos más repetidos por las asociaciones del sector a lo largo de diversas sesiones en el Congreso.

A ello se debe añadir que, en anteriores sesiones, el Senado también rechazó la rebaja de la sobretasa transitoria al impuesto verde a las empresas por sus emisiones de carbono (se proponía bajar de USD 5 a USD 3). 

Como consecuencia, la Comisión de Minería y Energía del Senado aprobó la ampliación del subsidio eléctrico solo con el denominado pilar de financiamiento fiscal, que contempla la utilización de recursos correspondientes a la mayor recaudación de IVA neto originado por el alza de tarifas eléctricas.

Y si bien el proyecto de ley se quedó sin uno de sus principales pilares, desde el gobierno anticiparon que persistirán que el sector privado aporte un determinado monto para subvencionar las tarifas. 

“La única manera que tenemos de implementar y financiar la expansión del subsidio mediante un mecanismo mixto, es a través del cargo FET”, afirmó el ministro de Energía, Diego Pardow durante la sesión de la Comisión de Minería y Energía del Senado. 

“Como Ejecutivo seguiremos insistiendo en un financiamiento mixto, donde una parte de la expansión de este subsidio sea asumida por el fisco, pero otra parte por las empresas eléctricas”, agregó a través de un comunicado. 

Por lo que el proyecto de ley avanzó en su tramitación a la Comisión de Hacienda del Senado, y se puede esperar que el Ministerio de Energía nuevamente reponga el gravamen a los PMGD, siempre y cuando se abra un plazo de indicaciones en dicha comisión. 

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Las generadoras eléctricas a partir de energías renovables podrán demostrar su competitividad en la Licitación Abierta PEG-5-2025 de Guatemala, que ofrece contratos para cubrir los requerimientos de potencia y energía de distribuidoras a partir del 1 de mayo de 2030.

En la Resolución CNEE-108-2025 de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) de Guatemala, donde se establecen las bases y el manual para la evaluación económica, se da cuenta de que habrá facilidad de participación de proyectos con factores de emisión CO2 menores o iguales a los del gas natural.

Las Bases de este proceso de selección reconoce específicamente que podrán participar bioenergías, hidroeléctricas, geotérmicas, eólicas y solares, considerando que pueden combinarse entre sí o con otros recursos no renovables; define claramente los tipos de contrato aplicables y la metodología para la evaluación económica de sus precios.

En líneas generales, la contratación se estructura en un bloque base y un bloque complementario para la potencia garantizada y la energía asociada, pudiendo acceder a distintos tipos de contratos en cada cual. Para las plantas de generación que incluyen renovables, se anticipa que el tipo de adjudicación a la que podrán acceder puede ser una combinación de Contratos por Diferencias con Curva de Carga o el Contrato de Opción de Compra de Energía.

Todo esto abre un gran panorama para inversiones de largo plazo con energías renovables. Respecto a los tiempos de contratación, aquellas que estén en operación o que realicen inversiones adicionales (incluyendo aquellas con combinación de fuentes renovables o renovables y no renovables) podrán ser adjudicadas por un plazo de 15 años. Pero, si no ofrecen inversiones adicionales, el plazo máximo de contrato será de 5 años.

Regla de subasta, puja de precios y evaluación económica

La evaluación económica de las ofertas se realiza mediante un mecanismo de subasta inversa por rondas sucesivas. El objetivo de este proceso es impulsar a los proponentes a realizar ajustes en sus ofertas para minimizar el costo total de compra de potencia y energía a las distribuidoras.

El análisis considera el «precio monómico» o PEO (Precio de la Energía Ofrecido), que es un valor único en US$/MWh que incluye tanto la potencia como la energía. Este precio se calcula utilizando diversas fórmulas dependiendo del tipo de combustible o recurso de la planta, incluyendo costos de operación y mantenimiento (OyM), costos de combustible (CTUNG), y factores de indexación (Findex) que ajustan los precios según el Índice de Precios al Productor (PPI).

Para las plantas de generación con recursos renovables, el PEO se calcula principalmente con el valor de la planta de generación más el costo unitario de operación y mantenimiento (OyMk), y un factor de indexación (Findex), ya que no hay costo de combustible asociado directamente; lo que podría hacerlas más competitivas frente a tecnologías fósiles.

El proceso de las rondas sucesivas implica que los oferentes que participan en la etapa de evaluación económica podrán modificar a la baja su oferta de precio monómico o cualquier otro término establecido en la oferta económica.

Ahora bien, para determinar si se continuará o no con las rondas sucesivas hasta la selección de las ofertas adjudicadas el “factor de competencia” e “índice de competencia” tienen un importante rol y sobre ellos estarán los ojos de analistas durante el proceso.

El «factor de competencia» es un valor de referencia preestablecido por la CNEE que se utilizará para determinar el inicio y la finalización del proceso al contrastarse con el «índice de competencia» que refleja cuánta potencia se está ofreciendo en cada ronda en comparación con la potencia que se necesita contratar al mínimo costo.

Las expectativas de precios competitivos son positivas. Es preciso recordar que los precios promedio adjudicados en cada licitación de Guatemala han ido siempre a la baja. Mientras que en la PEG1 se logró un mínimo de 117.5 USD/MWh, las cifras fueron en descenso en las siguientes: 114.9 USD/MWh en la PEG 2, 97.74 USD/MWh en la PEG3 y 79.18 USD/MWh promedio en la PEG4.

De aquel historial, la PEG-4 aplicó el mecanismo de subasta inversa dando grandes resultados para oferentes de energías renovables luego de más de siete horas y 37 rondas sucesivas (ver más).

En detalle, se obtuvieron precios históricos alcanzando como valor mínimo 20.329 USD/MWh y máximo 79.96 US/MWh de precio medio con indexaciones en todo el periodo de contrato. Siendo dos solares fotovoltaicas las que menor costo ofrecieron: 20.329 USD/MWh (Tierra del Sol – 1,59 MW) y 26.66 USD/MWh (Cox Energy – 38,41 MW).

La entrada Guatemala se prepara para una puja de precios histórica por 1400 MW se publicó primero en Energía Estratégica.

Sungrow acelera su presencia en América Latina con una estrategia que prioriza las plantas solares híbridas desde su concepción, impulsadas por la competitividad creciente del almacenamiento energético. 

Con foco en Chile, la compañía ya ha superado los 10 GW acumulados, de los cuales 3500 MW están habilitados comercialmente, y concentra más del 50% de la cuota de mercado en ese país.

“Estamos viendo la necesidad de desplazar la energía solar a la noche y eso exige soluciones híbridas desde el inicio”, manifestó Gonzalo Feito, director para Región Andina, Caribe y México de Sungrow, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Iberia. 

En este escenario, la compañía considera que durante los próximos tres años se consolidará este tipo de configuración para enfrentar fenómenos como el curtailment renovable.

Chile, además de su crecimiento solar exponencial, presenta peculiaridades en el sistema de transmisión que intensifican la sensibilidad de la red. Esto abre paso a la creciente adopción de tecnologías grid forming, diseñadas para brindar mayor estabilidad operativa. 

El avance de Sungrow en el resto de América Latina no es menor. En Colombia, la compañía desarrolla alrededor de 500 MW de proyectos solares, con un acumulado total que alcanza los 1500 MW, lo que consolida su posición como actor líder. Mientras que en República Dominicana, con un arranque fuerte, ya se integran 600 MW de soluciones con almacenamiento, y se proyecta la puesta en marcha de 300 MW adicionales.

“En Centroamérica vemos muchos proyectos solares de 50 a 60 MW, mientras que en Honduras estamos desarrollando un proyecto de 440 MWh de baterías, que será un gran hito para la región”, destacó Feito ante más de 400 líderes del sector. 

Además, el ejecutivo remarcó que también Panamá, Guatemala y El Salvador muestran un crecimiento sostenido por la necesidad de diversificar la matriz energética. Y México se proyecta como un mercado clave en el mediano plazo: “Será un país importante para las renovables en los próximos años”. 

Para responder a las exigencias del mercado, Sungrow apuesta por soluciones integrales que simplifican la implementación. Su producto más reciente, PowerTitan 2.0, integra inversores y baterías en un único sistema dentro de un contenedor de 20 pies, logrando una notable eficiencia en espacio y operación.

“Con nuestra nueva máquina metemos 6,9 MWh en un contenedor, cuando hace tres años eran solo 2,7 MWh”, enfatizó Feito. Esto es resultado del trabajo del departamento de investigación y desarrollo, que prioriza la densidad energética y la optimización térmica.

El sistema cuenta con cuatro niveles de protección entre el módulo y el PCS, refrigeración líquida optimizada y un diseño de flujo mejorado con válvulas inteligentes.

Los conversores de potencia PCS están diseñados para configurarse uno por RACK o cada dos, lo que mejora la operatividad. Esto representa una ventaja significativa para el mantenimiento y la continuidad del servicio.

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La tendencia global a la hibridación de proyectos renovables, ya sea con diferentes fuentes de generación o con sistemas de almacenamiento, ya se consolida en Latinoamérica y Siemens busca ocupar un rol protagónico en esta transformación. 

“Hoy en día más del 90% de los casos de los parques híbridos tiende a la combinación de energía solar con sistemas BESS”, señaló Matías Grosso, especialista en desarrollo de negocios de energías renovables en Siemens Argentina, en diálogo con Energía Estratégica. 

Para afrontar esta creciente dinámica de mercado, la empresa despliega un portafolio tecnológico que cubre toda la cadena de electrificación, con fuerte énfasis en soluciones híbridas adaptadas a los códigos de red. 

“Como tecnólogos, podemos proveer todo el equipamiento que los generadores necesitan en términos de infraestructura o consultoría en estudios de etapa y el análisis del retorno de inversión”, manifestó Grosso. 

Dentro de esa oferta se destaca el Power Plant Controller (PPC), un dispositivo que permite la gestión integrada de generación solar y almacenamiento, con capacidad para decidir en qué momento conviene inyectar energía al sistema o almacenarla, en función de datos meteorológicos y operativos.

Este sistema inteligente no solo estabiliza la red, sino que también automatiza funciones como el modo bandera para los seguidores solares en caso de granizo. 

“Siemens desarrolló un único dispositivo para vincular el sistema solar y las baterías de forma integrada con los códigos de red”, explicó el especialista en desarrollo de negocios de energías renovables en Siemens.

El PPC forma parte de un gran conjunto de soluciones que también incluyen inversores para sistemas de baterías, como los grid-save, además de celdas de media tensión y tableros de protección, lo que le permite a la compañía alemana cubrir todos los frentes tecnológicos de un proyecto híbrido.

La propuesta de Siemens no se limita al hardware. La empresa incorpora herramientas de software y simulación avanzada que permiten planificar de forma sostenible y escalonada la infraestructura eléctrica. Estas soluciones analizan el comportamiento de la demanda, la distribución de cargas y la disponibilidad de nodos, desde la etapa de anteproyecto hasta la operación y mantenimiento. 

En el plano local, respalda sus operaciones con un centro de integraciones ubicado en Villa Ballester (provincia de Buenos Aires), que se encarga del armado y configuración de sistemas de control, protección y automatización eléctrica, garantizando know-how local de soporte a los clientes.

“También estamos en la etapa del anteproyecto, con un área que se dedica a realizar los estudios de etapa, donde se ven la disponibilidad de los nodos, por lo que abarcamos desde el diseño del anteproyecto hasta la operación y mantenimiento”, indicó Grosso. 

“Nuestro foco es combinar el mundo real con el mundo digital para mejorar y transformar la infraestructura eléctrica, cumplir necesidades de expansión planificada y de la transición energética. Somos uno de los proveedores líderes de soluciones del sector, con presencia en más de la mitad de la capacidad renovable instalada en Argentina mediante distintos componentes, y el propósito es seguir como socios de estrategia con los clientes”, agregó. 

Hidrógeno: una apuesta a mediano plazo

Además de su fuerte apuesta por los sistemas híbridos y la digitalización, Siemens proyecta un rol activo en el desarrollo del hidrógeno verde. La compañía cuenta con tecnología que abarca desde los gemelos digitales para simulación de planta y operación, procesos para el almacenamiento hasta soluciones para diseñar y dimensionar la infraestructura eléctrica necesaria para esta nueva industria. 

“Siemens está llevando por delante los estudios de factibilidad, ya que, sin estudios de esa índole, cualquier inversión queda flotando por los altos costos que implican este tipo de proyectos”, advirtió el entrevistado, dejando en claro que el hidrógeno tendrá un crecimiento exponencial en los próximos años, pero será necesario avanzar previamente en infraestructura portuaria, logística, transporte de energía y redes. 

La entrada Siemens avanza con soluciones híbridas y apunta a liderar la integración solar-BESS en la región se publicó primero en Energía Estratégica.

Tongwei Solar se ha consolidado entre la élite de la industria fotovoltaica, obteniendo repetidamente la designación de «Top Performer» en el riguroso sistema independiente de puntuación de fiabilidad de módulos fotovoltaicos 2025 de Kiwa PVEL. Como uno de los dos únicos fabricantes del top 10 mundial en obtener las máximas calificaciones en todas las pruebas de estrés acelerado, este hito subraya el compromiso constante de Tongwei con la integridad de sus productos.

El Scorecard de PVEL es ampliamente reconocido como uno de los puntos de referencia más confiables de la industria para la confiabilidad a largo plazo de los módulos, sometiendo los productos a protocolos de prueba significativamente más estrictos que las normas de certificación IEC. El régimen de pruebas de 2025 incluyó:

• TC600 (Prueba de Ciclo Térmico 600 veces),
• DH2000 (Prueba de Calor Húmedo 2000 horas),
• PID192 (Prueba de Degradación Inducida por Potencial 192 horas),
• LeTID486 (Prueba de Degradación Inducida por Luz y Temperatura Elevada 486 horas),
• MSS (Prueba de Secuencia de Estrés Mecánico),
• HSS (Prueba de Secuencia de Estrés por Granizo de 40 mm) y
• Prueba de rendimiento PAN.
• Además, este año se introdujo una nueva prueba de secuencia UV120.

Este logro subraya la excepcional durabilidad y rendimiento de los módulos TNC de Tongwei, que no solo cumplen, sino que superan los estándares internacionales, incluso en condiciones ambientales extremas. Basándose en esta probada fiabilidad, Tongwei también impulsa la innovación con el lanzamiento de sus módulos TNC 2.0, equipados con tecnologías avanzadas como la Tecnología 908 (tecnología 0BB de Tongwei), TPE, Poly Tech e impresión por esténcil. La nueva serie ofrece mejoras significativas en eficiencia, potencia y bifacialidad, ampliando el potencial de la tecnología de tipo N y sentando las bases para futuras actualizaciones.

El continuo reconocimiento de Tongwei por parte de PVEL reafirma su compromiso de ofrecer soluciones solares de alta calidad y alto rendimiento para un futuro energético sostenible.

La entrada Tongwei fue nombrada como la empresa de mayor rendimiento en Kiwa PVEL 2025 gracias a sus resultados de confiabilidad se publicó primero en Energía Estratégica.

El gobierno de Córdoba se prepara para lanzar nuevas convocatorias clave en el marco del desarrollo del Mercado Eléctrico Provincial (MEP), que incluyen una licitación con tarifa híbrida y una manifestación de interés (MDI), como parte de una estrategia para incorporar potencia firme y diversificar la matriz energética.

La primera de las convocatorias será aquella para MDI, destinada a mapear posibles proyectos y establecer un primer contacto con potenciales inversores, a fin de realizar un seguimiento concreto a través de una mesa única.

“Se lanzará los primeros días de julio y buscará funcionar como una herramienta de comunicación y conexión, abarcando propuestas de generación renovable hasta producción de hidrógeno verde”, indicaron fuentes del Poder Ejecutivo en diálogo con Energía Estratégica. 

Casi un mes más tarde se prevé una licitación, orientada a proyectos híbridos que integren tecnología solar con biomasa o biogás, por lo que el gobierno ultima detalles de una tarifa diferencial que reconozca las externalidades de cada tecnología, como por ejemplo la eliminación de residuos vectores sanitarios, captura de carbono, descarbonización de la economía.

Además, uno de los componentes destacables de esta nueva tarifa es el reconocimiento de beneficios asociados al desplazamiento de inversiones en infraestructura cuando se instalan proyectos renovables en puntos estratégicos de la red, como la punta de línea, lo que permite invertir los flujos de potencia.

«Queremos bancar un proyecto solar, siempre y cuando esté asociado a un proyecto de biodigestión, que contenga un componente con mucha externalidad, desarrollo de territorio, generación de empleo permanente, entre otros aspectos centrales», indicaron desde el gobierno cordobés.

El enfoque se apoya en modelos híbridos que, en esta primera etapa, descartan las baterías como almacenamiento y priorizan mini-hidros y sistemas de biodigestión. Este cambio responde a una modificación en los picos de demanda del sistema, lo que obliga a ajustar los perfiles de generación.

Por lo que la gran nueva apuesta de Córdoba es virar hacia sistemas híbridos e insistir sobre la necesidad de incorporar potencia firme a los desarrollos, aunque sea en una parte ínfima.

Esta labor forma parte de la implementación del Mercado a Término Provincial (METPRO), un mecanismo que habilitará contratos bilaterales de compraventa de energía entre generadores, distribuidores y usuarios. 

El METPRO se inserta en el marco del Mercado Eléctrico Provincial, cuyo objetivo es maximizar el uso de redes de transmisión locales, permitir la inyección sin depender de la infraestructura nacional y potenciar recursos endógenos como la hidráulica, biomasa y biogás.

Y tal como anticipó este portal de noticias, el primer llamado del METPRO tendrá similitudes con la Ronda 2 del Programa RenovAr, aunque con una innovación: los generadores podrán operar bajo esquemas mixtos, abasteciendo al mercado a término, la demanda transitoria o la generación distribuida comunitaria.

Objetivos al 2030 y plataforma de atributos ambientales

La Provincia mantiene su objetivo de alcanzar 800 MW de potencia renovable instalada para 2030, en línea con la disponibilidad actual de red. Sin embargo, no descartan aumentar la meta a 1500 MW, según la evolución de la generación distribuida.

«Creemos que vamos a superar los 800 MW y estamos tratando de predisponer al mercado a entender que si traen buenos proyectos, Córdoba va a buscar el modo de que sean rentables», afirmaron desde el Ejecutivo.

La convocatoria originalmente prevista para mayo fue pospuesta debido a la complejidad que implica incorporar el análisis de externalidades, ya que los proyectos híbridos deben ahora considerar también los atributos ambientales y sociales que generan.

En ese sentido, se está desarrollando una plataforma regional con estándares internacionales, que permitirá la comercialización de certificados de energía renovable, reducciones de emisiones y atributos ambientales como la preservación de bosques, entre otros.

“La decisión es tratar de hibridar proyectos, ya que la normativa nos permite generar en cualquier lado en Córdoba y trasladar esos créditos de energía a través de energía distribuida comunitaria a los distintos municipios”, subrayaron desde el gobierno. 

La entrada Córdoba prepara una licitación con tarifa híbrida para proyectos solares con bioenergías se publicó primero en Energía Estratégica.

Con dos décadas de trayectoria, DIPREM Global Services ha logrado posicionarse como un actor clave en la provisión de personal técnico altamente calificado y en el gerenciamiento de proyectos para actividades productivas vinculadas al sector energético. 

En un escenario de transformación e incertidumbre, la compañía refuerza su modelo de acompañamiento integral y apuesta por una estrategia empresarial basada en la resiliencia y la innovación tecnológica.

“Acompañamos a nuestros clientes de inicio hasta fin en el desarrollo de sus actividades en las diferentes etapas del proyecto”, manifestó Ximena Castro Leal, commercial manager de DIPREM, durante el Future Energy Summit (FES) Iberia, un encuentro que congregó a más de 400 profesionales del sector energético para analizar los retos y oportunidades con los que se topan en la región.

Esa capacidad de ejecución constituye una de las principales ventajas competitivas de la empresa frente a otros actores del sector, de manera que la compañía, que se ha destacado en Latinoamérica por su capacidad de adaptación ante escenarios complejos, amplía ahora su alcance a Europa, con operaciones en España, Portugal e Italia. 

En esta nueva etapa, DIPREM lleva como bandera su know how técnico y operativo, especialmente en lo referido a tecnología de baterías, uso de inteligencia artificial y metodologías ágiles aplicadas al seguimiento de proyectos energéticos.

“Hemos enfatizado en el tema de la tecnología de baterías; el know how nos permite funcionar de una manera eficiente y adaptarnos en el sector”, indicó Castro Leal. Esta capacidad técnica está respaldada por un esquema de mejora continua, con indicadores clave de rendimiento (KPI) y herramientas digitales que permiten el monitoreo constante del desempeño energético.

Y uno de los diferenciales más valorados por los clientes es el uso de inteligencia artificial para la toma de decisiones basadas en datos reales. Esta estrategia “brinda tranquilidad y seguridad al cliente” durante el desarrollo de los proyectos.

Además del componente tecnológico, DIPREM promueve un modelo colaborativo con foco regional. La empresa considera que el avance de las energías renovables dependerá, en gran medida, de la estabilidad del marco normativo en los países de la región y del establecimiento de alianzas estratégicas.

“Para el crecimiento del sector, debemos estabilizar el marco normativo y apoyarnos entre los diferentes países”, señaló la especialista. En esa línea, resaltó la importancia de fomentar plataformas tecnológicas y promover la innovación en toda la cadena de valor del sector energético, desde la planificación hasta la operación, con una clara orientación a la sostenibilidad para desarrollar soluciones adaptadas a las exigencias de la transición energética.

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El Smart Solar Tour Argentina, organizado por Solis Inverters, Trinasolar y S-5!, concluyó con gran éxito en Buenos Aires, reuniendo a más de 60 profesionales del sector solar argentino en una jornada de capacitación técnica y comercial en energía solar.

Realizado en el Scala Hotel el pasado 26 de junio, el evento convocó a instaladores, Epecistas y equipos comerciales, quienes mostraron gran entusiasmo por formar parte del Smart Solar Tour y profundizar sus conocimientos en diseño, instalación y mantenimiento de sistemas fotovoltaicos utilizando las tecnologías más avanzadas de la industria. Los participantes se involucraron activamente en sesiones técnicas prácticas, workshops de producto y discusiones sobre mejores prácticas para instalaciones solares, generando un ambiente dinámico de aprendizaje y networking para el crecimiento profesional.

«Fue inspirador ver a tantos profesionales en Argentina con tantas ganas de avanzar en sus conocimientos y habilidades en energía solar. El alto nivel de participación durante todo el evento reafirmó el gran impulso que tiene la industria solar en Argentina, y nos enorgullece contribuir a este crecimiento», comentó Marco Ricci, Director de Desarrollo de Negocios para LATAM en Solis.

Este exitoso evento destacó las sinergias entre los módulos de alta eficiencia de Trinasolar, los inversores de sexta generación de Solis y los sistemas de montaje avanzados para techos metálicos de S-5!, brindando a los asistentes herramientas prácticas para realizar instalaciones solares seguras, eficientes y confiables en el mercado local.

El Smart Solar Tour 2025 continúa reforzando el compromiso de Solis, Trinasolar y S-5! de apoyar la transición de América Latina hacia la energía limpia a través de capacitación, innovación y soporte local. La gran asistencia y los comentarios positivos del evento en Argentina reflejan el creciente interés y la preparación del mercado para adoptar la energía solar como una solución clave para un desarrollo sostenible.

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Diversas asociaciones del sector energético de Brasil le enviaron una carta al Ministerio de Minas y Energía sobre la preocupación de una posible demora de la Subasta de Reserva de Capacidad con baterías, denominada “LRCAP Almacenamiento”.

La misiva lleva la firma de la Asociación Brasileña de Soluciones de Almacenamiento de Energía (ABSAE), la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), la Asociación Brasileña de Energía Eólica y Nuevas Tecnologías (ABEEólica) y la Asociación Brasileña de Generación Distribuida (ABGD), quienes recalcaron la importancia de tomar decisiones estratégicas que garanticen la modernización, la seguridad y la competitividad del sector eléctrico. 

El documento enfatiza que la subasta no depende de la publicación del reglamento de baterías, que actualmente está siendo analizado por la Asociación Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), sino que consideran que las baterías ya están listas para suministrar nueva energía al sistema con un menor costo total para el consumidor y evitar vertimientos renovables.

“El argumento para posponer la subasta únicamente debido a la falta de finalización del CP 39/23-ANEEL nos parece insuficiente y contradice declaraciones previas de la Autoridad Concedente. No existen impedimentos técnicos ni legales relevantes, especialmente considerando la reconocida flexibilidad de la tecnología y su demostrada capacidad para contribuir a la asequibilidad tarifaria”, señala la carta. 

“La experiencia del sector demuestra que es posible publicar la Ordenanza Ministerial con los parámetros necesarios, permitiendo que la fase regulatoria se desarrolle de manera coordinada y eficiente”, agrega.

Esto no significa que no se requiera una normativa para regular los sistemas BESS en sus diversas aplicaciones, sino que se remarca la relevancia de realizar la “LRCAP Almacenamiento” en un plazo acorde a los compromisos de desarrollo sostenible del país. 

¿Por qué? La expectativa es alta y los tiempos apremian. La definición pendiente es estructural: si las baterías serán consideradas generadores de energía, activos sui generis o alguna otra categoría regulatoria.

Incluso, desde el sector consideran que lo más probable —y conveniente— es que se las trate a las baterías como generadores, y que se requiere definir reglas para el acceso a la red, tarifas, montaje, multiplicidad de uso y acoplamiento a unidades consumidoras o centrales generadoras.

En el primer horizonte, la resolución normativa estaba prevista para mayo, y se espera que ANEEL brinde una resolución dentro de un plazo relativamente corto, o que el tema sea abrazado por el Poder Legislativo a raíz de una medida provisoria firmada por el presidente de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, que tiene vigencia de 120 días y busca abrir camino por la vía legislativa. 

¿Qué se sabe de la subasta?

A casi dos meses del anuncio del ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, sobre su inminente salida a finales de mayo, el mercado sigue a la espera; pero ya se revelaron algunos puntos a partir de la ordenanza N° 812/2024  (puesta en consulta pública a finales del año pasado).

La misma establece que el inicio del suministro deberá darse en julio de 2029, con contratos por diez años. Además, se plantea que los proyectos adjudicados deberán ofertar al menos 30 MW de potencia, con una disponibilidad operativa diaria de cuatro horas, según lo determine el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS). 

Y un aspecto relevante de la subasta es que los titulares de los proyectos tendrán derecho a un ingreso fijo anual (R$/año), pagadero en cuotas mensuales. No obstante, ese ingreso podrá ser reducido en función del desempeño operativo, evaluado mes a mes.

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El próximo 30 de julio, Energía Estratégica volverá a reunir a tomadores de decisión del sector energético en un nuevo evento online y gratuito, tras lo hecho recientemente con el encuentro «Innovación tecnológica de la fotovoltaica».

El nuevo webinar, titulado, «Revolución energética en la Región Andina: regulación, renovables y almacenamiento» será un espacio estratégico para analizar las dinámicas regulatorias y los avances tecnológicos que están definiendo el futuro energético de Perú, Colombia y Chile.

El evento, online y gratuito, se desarrollará en dos paneles de alto nivel que abordarán el estado actual de los mercados eléctricos andinos, el potencial de nuevos proyectos renovables, las condiciones de financiamiento y la evolución de los marcos regulatorios.

🗓️ Exclusivo webinar gratuito
📍 30 de julio – 9 h Perú – Colombia – Panamá | 11 h Argentina – Uruguay | 16 h España
🔗 Inscripción aquí: https://forms.gle/6Ygr5UrysPFHHSzs8

A las 9:00 hs Perú – Colombia – Panamá (11 h Argentina – Uruguay | 16 h España) comenzará el Panel 1: «Potencialidad y proyectos en ciernes: qué oportunidades de mercado generan Perú, Chile y Colombia», donde se examinarán los planes de expansión de capacidad renovable, licitaciones futuras y el papel de las autoridades regulatorias. 

El análisis abarcará no solo generación solar y eólica, sino también almacenamiento, interconexión regional y mecanismos de estabilidad para la red.

A las 9:45 hs Perú – Colombia – Panamá (11:45 hs Argentina – Uruguay | 16:45 hs España)  tendrá lugar el Panel 2: «Tecnología, integración y competitividad: cuál es el futuro de los mercados andinos y qué soluciones se ofrecen», centrado en los desafíos tecnológicos que enfrenta la región, las herramientas de digitalización para la gestión de redes inteligentes y el rol creciente del almacenamiento con baterías y otras tecnologías emergentes. 

Se prevé también un abordaje sobre cómo las empresas están adaptando sus modelos de negocio frente a marcos regulatorios cambiantes y a la presión por una mayor competitividad regional.

🗓️ Exclusivo webinar gratuito
📍 30 de julio – 9 h Perú – Colombia – Panamá | 11 h Argentina – Uruguay | 16 h España
🔗 Inscripción aquí: https://forms.gle/6Ygr5UrysPFHHSzs8

El evento se presenta como una instancia clave para actualizar la visión estratégica de los actores regionales frente a un mercado en transformación, donde se conjugan una mayor demanda energética, el crecimiento de las fuentes renovables y la necesidad de marcos regulatorios claros que den estabilidad a las inversiones.

Este encuentro virtual será también la antesala del evento presencial FES Perú, organizado por Future Energy Summit (FES), que se realizará el próximo 29 de septiembre en la ciudad de Lima.

En esa jornada se espera la participación de más de 500 representantes del ecosistema energético, incluyendo empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras, fondos de inversión, consultoras y organismos multilaterales, todos convocados para debatir soluciones reales ante los desafíos de la transición energética en el país y la región.

Además de un programa de conferencias con enfoque técnico y estratégico, los encuentros organizados por Future Energy Summit se destacan por sus espacios exclusivos de networking empresarial, donde se generan oportunidades para avanzar en alianzas, identificar proyectos de coinversión y consolidar relaciones comerciales entre los principales actores del sector.

En ese sentido, el webinar del 30 de julio no solo permitirá anticipar parte de los temas que marcarán la agenda de FES Perú, sino que funcionará como punto de convergencia para quienes deseen comprender las dinámicas del mercado energético andino y posicionar a sus empresas en un entorno competitivo y con gran potencial de expansión renovable.

🗓️ Exclusivo webinar gratuito
📍 30 de julio – 9 h Perú – Colombia – Panamá | 11 h Argentina – Uruguay | 16 h España
🔗 Inscripción aquí: https://forms.gle/6Ygr5UrysPFHHSzs8

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¿Cómo evalúa la propuesta de Reglamento de Contrataciones de Electricidad para el Suministro de los Usuarios Regulados (leer)?

La evaluación es positiva. Este reglamento representa un paso importante hacia un modelo de contratación más eficiente, transparente y flexible. Desde la perspectiva de sostenibilidad, es una oportunidad para introducir señales que favorezcan la incorporación progresiva de energías renovables no convencionales al sistema eléctrico peruano. 

Al generar certidumbre para nuevos actores del mercado, especialmente aquellos vinculados a la generación limpia, se crean condiciones propicias para acelerar la transición energética del país, de manera ordenada y competitiva.

Tras haber finalizado el periodo de consulta, ¿espera que se apruebe este año?

Sí, espero que el reglamento sea aprobado este año, porque representa una herramienta clave para modernizar nuestro mercado eléctrico. En un contexto regional donde varios países ya han avanzado en marcos regulatorios que promueven activamente la descarbonización, Perú no puede quedarse atrás. 

Esta aprobación daría una señal clara a los inversionistas en infraestructura renovable, almacenamiento y eficiencia energética, contribuyendo al cumplimiento de los compromisos climáticos y al desarrollo sostenible del sector.

¿Cuál es su balance de las nuevas modalidades de contratación por bloques horarios y posibilidad de ofertar productos de potencia y energía, o solo potencia y solo energía?

Estas nuevas modalidades representan un avance sustancial para un sistema eléctrico más resiliente, eficiente y adaptado a la transición energética. La contratación por bloques horarios permite integrar mejor las energías renovables variables, como la solar y la eólica, cuya producción no siempre coincide con los picos de demanda. 

A su vez, la posibilidad de ofertar productos por separado —potencia o energía— abre espacio para nuevos esquemas tecnológicos, como almacenamiento con baterías, microrredes y recursos distribuidos, que jugarán un rol central en la matriz energética del futuro.

De resultar desierta una licitación se indica que el distribuidor podrá convocar al menos una segunda licitación, pero si ésta sigue declarándose total o parcialmente desierta se podría suscribir contratos directos sin licitación. ¿Qué ventajas y desventajas identifica de llegar a esa instancia?

Desde una perspectiva de sostenibilidad y gobernanza, es fundamental que los procesos de contratación mantengan un equilibrio entre flexibilidad y transparencia.

Entre las ventajas de esta cláusula está asegurar el suministro eléctrico en situaciones críticas, especialmente en zonas aisladas o vulnerables, donde la continuidad del servicio es clave para el desarrollo local. 

Sin embargo, una eventual contratación directa debe estar muy bien regulada y supervisada para no desalentar la competencia ni excluir a nuevos actores, como proyectos de energía renovable de menor escala. La transparencia en esta etapa es clave para no perder el impulso de diversificación de la matriz energética.

En la cuarta disposición complementaria transitoria se indica que este nuevo reglamento no aplicará para licitaciones durante los primeros 12 meses de vigencia de la Ley 32249. ¿Por qué considera que se demora su implementación?

La demora refleja los desafíos estructurales que enfrentamos para adecuar nuestras normas a un sistema más moderno y sostenible. Entiendo que estos 12 meses buscan brindar un espacio de transición para adaptar procesos, sistemas y capacidades en las empresas distribuidoras, así como en los entes reguladores. 

Sin embargo, es importante que este periodo no se traduzca en una pausa en el impulso a la inversión en energías limpias. Por el contrario, debería aprovecharse para establecer criterios de sostenibilidad ambiental y social en las futuras contrataciones, asegurando que la reforma normativa se alinee con los objetivos de largo plazo: un sistema eléctrico más justo, competitivo y descarbonizado.

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Huawei Digital Power avanza con fuerza hacia la licitación AlmaGBA, el proceso nacional que adjudicará 500 MW de sistemas de almacenamiento en las redes de Edenor y Edesur, de modo que ofrece su solución estrella: un sistema de 4,5 MWh con alta eficiencia y refrigeración líquida. 

“Estamos trabajando con todos los grandes generadores de cara a la licitación de baterías AlmaGBA y lo que se venga”, manifestó Franco Lomello, solution manager de Huawei Digital Power, durante una entrevista destacada en Future Energy Summit (FES) Argentina, en la cual también destacó que la solución fue lanzada al mercado hace poco más de un año y representa un salto tecnológico en la industria.

El sistema incorpora refrigeración líquida, lo que permite optimizar la seguridad y estabilidad operativa frente a las exigencias del mercado utility-scale. Además, la solución se presenta con mayor desarrollo y validación internacional.

“Apuntamos principalmente a la seguridad”, subraya Lomello, y resalta que la solución de 4,5 MWh fue la primera en el mundo en obtener la certificación de seguridad nivel 3 de la TÜV. Este reconocimiento no solo posiciona a Huawei como líder tecnológico, sino que genera confianza en un contexto donde Argentina aún se encuentra dando sus primeros pasos en proyectos BESS.

“Acompañamos desde el nacimiento de los proyectos, el cierre de contratos, la implementación, la puesta en marcha y el mantenimiento de los sistemas. “Como tecnólogos, debemos llevar el conocimiento a todos los clientes”, afirmó Lomello, consciente del carácter emergente que tiene el almacenamiento en el país.

Además de la seguridad, la solución de Huawei destaca por su eficiencia operativa. Según explicó el ejecutivo, la baja tasa de falla garantiza una mayor disponibilidad, lo que redunda en mejores rendimientos y menor desgaste operativo.

“Se traduce en una optimización de los procesos de operación y mantenimiento, y permite que el OPEX durante los 10 o 15 años de vida útil del proyecto sea realmente muy bajo”, precisó en el marco del encuentro de FES que reunió a más de 400 asistentes.

Y aunque la participación en la licitación AlmaGBA es el objetivo inmediato, Huawei también ya avanza sobre nuevos mercados estratégicos, como el minero. donde el almacenamiento toma un rol clave, respondiendo a la necesidad de ofrecer soluciones energéticas en zonas alejadas de la red y con altos requerimientos de autonomía y fiabilidad.

Calendario de la licitación

La convocatoria AlmaGBA contempla sistemas con potencia de entre 10 MW y 150 MW y capacidad de descarga de hasta 8 horas consecutivas. Los proyectos deberán habilitarse comercialmente antes del 31 de diciembre de 2028, aunque el objetivo oficial es que comiencen a operar en enero de 2027.

Las ofertas técnicas se presentarán el 3 de julio, con la apertura de sobres A ese mismo día. La evaluación económica será el 7 de agosto y la adjudicación está prevista para el 18/8, dando lugar a la firma de contratos desde el 20 del mismo mes.

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El Senado de Brasil revocó una serie de vetos presidenciales e incorporó cláusulas adicionales a la Ley 15.097/2025 que, aunque avanza en la regulación de la energía offshore, conserva privilegios económicos para tecnologías. 

La decisión implica la prórroga por hasta veinte años de contratos en el marco del Programa de Incentivo a las Fuentes Alternativas de Energía (Proinfa), favoreciendo a las pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH), las plantas de biomasa y eólicos que acepten nuevas condiciones contractuales.

Para Marcello Cabral, director de Nuevos Negocios de la Asociación Brasileña de Energía Eólica y Nuevas Tecnologías (ABEEólica), estas cláusulas revocadas representan “alrededor del 3%, o un poco más, del 3% del impacto en la tarifa del consumidor”. El cálculo proyecta un incremento acumulado de R$ 197 mil millones en la factura energética de los brasileños en los próximos años.

Uno de los puntos más críticos es la inclusión obligatoria de 5 GW provenientes exclusivamente de PCH, lo que genera preocupación en todo el sector, ya que parte de la demanda de energía se cubrirá sólo contratando esa capacidad hidráulica.

Desde ABEEólica no se objeta la fuente en sí, pero sí la forma en que será incorporada al sistema eléctrico. “La hidroeléctrica es una fuente importante, […] pero afecta es la forma en que se incorporarán al sistema de forma obligatoria. La entrada de fuentes de energía sin competencia y de forma obligatoria es una decisión ineficiente”, sostuvo en diálogo con Energía Estratégica. 

“Crea una asimetría en el mercado y no sólo se limita al precio, sino también a las señales de expansión, ya que la mayor parte del mercado será absorbida por este contingente obligatorio de PCH que entrará en funcionamiento”, agregó. 

La revocación de los vetos restablece también descuentos tarifarios y actualizaciones contractuales vinculadas al IPCA, reemplazando al IGP-M, lo cual eleva el riesgo de aumentos sostenidos en el costo de la energía para los consumidores. Según el Gobierno, estas modificaciones fueron vetadas originalmente por su potencial para incrementar los subsidios y generar inseguridad jurídica.

En contraste, la propia Ley 15.097/2025 incorpora un modelo moderno para el desarrollo de generación offshore, sin comprometer el presupuesto público ni establecer mecanismos de subsidio, como tampoco que el gobierno contrate siquiera 1 MW potencia. 

El marco offshore aprobado contempla la delimitación de zonas marítimas para exploración —los llamados “prismas”—, que podrán licitarse mediante oferta permanente o planificada. Los proyectos deberán cumplir con requisitos ambientales, técnicos y de compatibilidad con otras actividades marítimas, además de contemplar compensaciones económicas a comunidades costeras.

“Solo permite que las partes interesadas, inversionistas nacionales e internacionales, se organicen para estudiar el potencial que existe en el mar”, explicó el director de nuevos negocios de ABEEólica.

“Para eso se necesita un contrato, una subasta robusta, para que el inversor no corra ningún riesgo. Y este riesgo, sin duda, se trasladaría al coste de la tarifa, al coste de la energía, de hecho, en la eventual implementación del parque eólico marino”, añadió.

Cláusulas adicionales aún en debate: riesgo potencial de R$ 350 mil millones

Aunque se mantuvieron varias cláusulas con impacto tarifario inmediato, otras fueron postergadas para su evaluación futura en el Congreso. Estas incluyen subsidios vinculados a la generación con gas natural, la generación distribuida y el carbón.

Frente a este panorama, desde ABEEólica hacen un llamado a sostener una vigilancia activa sobre los procesos legislativos en curso, a fin de que el sector eléctrico no tenga una asimetría o subsidios excesivos y que el mercado se desarrolle de manera más organizada y eficiente.

Cabral concluye que, mientras la ley offshore abre un camino prometedor y sin carga fiscal, las decisiones recientes del Congreso tienden a reproducir un esquema de privilegios concentrados que comprometen la equidad y la competitividad del sistema eléctrico brasileño.

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El Gobierno del Cesar presentó al ministro de Minas y Energía, Edwin Palma Egea, el proyecto del Parque Solar Upar, que tendrá 250 MW de potencia para abastecer a Valledupar y reducir hasta en un 50% el valor de los recibos de luz para los usuarios de los estratos 1, 2 y 3.

El ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, acompañado por su equipo y gobernadora del departamento del Cesar, Elvia Milena Sanjuán, sostuvieron una mesa de trabajo en la capital vallenata, donde avanzaron en la puesta en marcha de uno de los proyectos solares más grandes del país que apunta a solucionar los altos costos de la energía en el departamento y la sostenibilidad ambiental en el territorio.

“El Parque Solar Upar es un ambicioso proyecto. Un gran proyecto, el más grande del Cesar, son 250 megavatios en medio de esta crisis de la prestación de energía eléctrica en el Caribe, en medio de esta iniciativa de Afinia de despojarse del mercado del Cesar, en medio de esta iniciativa del gobierno nacional que le apuesta a la transición energética, de avanzar en la iniciativa de Colombia Solar. La instrucción es iniciar inmediatamente una mesa técnica para revisar la viabilidad de este proyecto, que sería incluso el más grande del país”, aseguró el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma.

Para el jefe de la cartera de energía, el “Parque Solar Upar” está desde ya en la agenda del presidente de la República, Gustavo Petro, como una de las iniciativas para aliviar el bolsillo de los usuarios del departamento del Cesar.

“Es un proyecto del interés del gobierno nacional, es un proyecto de interés del presidente Gustavo Petro. Nosotros estamos convencidos que si el proyecto tiene toda la viabilidad técnica y financiera, tendrá todo el respaldo político del gobierno”, agregó Palma.

Por su parte, la gobernadora Elvia Milena Sanjuan aplaudió el respaldo del Ministerio de Minas y Energía, al tiempo ratificó su compromiso con la economía popular de la región al firmar un memorando de entendimiento con el que se compromete a destinar mil 500 millones de pesos para dotar 100 tiendas de barrios del Cesar con paneles solares.

“Para el gobierno departamental es prioridad reducir el costo de las tarifas a los usuarios, pero además generar estabilidad energética y mejorar el servicio en la región. La economía popular también es un foco de nuestra administración porque los tenderos mejoran su economía y aportan al bienestar de los barrios en distintos municipios del departamento” explicó Elvia Milena.

El Ministerio de Minas y Energía a través del Fenoge adelanta en el Cesar 10 proyectos de energía fotovoltaica, con iniciativas como ecoescuelas y granjas solares, además de nuevos proyectos para Zonas no Interconectadas y una nueva granja solar que beneficiará a cerca de 3 mil usuarios de estratos 1 y 2.

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República Dominicana se encuentra en una etapa decisiva de su transición energética. Con la meta de alcanzar un 25% de participación de energías renovables no convencionales (ERNC) para 2025 y 30% en 2030, el país ya supera el 24% actual y se encamina a cumplir —e incluso superar— su compromiso antes del plazo previsto. 

“Con los proyectos que se terminarán de construir este año, podremos superar el objetivo del 25%”, confirmó el director de la Comisión Nacional de Energía (CNE) de República Dominicana, Edward Veras, durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Iberia. 

En total, se han integrado más de 1.500 MW desde 2020 en el sistema eléctrico dominicano, distribuidos en 24 proyectos de gran escala. Este crecimiento ha elevado el número de parques renovables operativos de 13 a 37 en todo el país. 

El crecimiento de las renovables responde a más que una política ambiental. Según Veras, existe un componente estructural clave: el aumento sostenido de la demanda energética. Este fenómeno ha obligado al país a trazar un plan energético nacional con dos líneas de acción: una enfocada en la expansión del gas natural y otra centrada en las energías limpias. 

“Los planes son agresivos en las capitales y en el financiamiento para duplicar la oferta energética y el producto bruto interno, para lograr la meta país”, explicó el director de la CNE frente a un auditorio de más de 400 ejecutivos, funcionarios y líderes del sector. 

Con una fuerte incorporación de fotovoltaica en los últimos años, República Dominicana enfrenta ahora límites estructurales en su red eléctrica, que condicionan la viabilidad de nuevos proyectos solares sin soluciones complementarias, entre ellos vertimientos solares en horario diurno, lo que obliga a redireccionar la estrategia tecnológica del país. 

Frente a este panorama, la energía eólica se perfila como el próximo foco de desarrollo. “Es el momento de trabajar en energía eólica en República Dominicana”, subrayó el funcionario durante la conversación destacada “Bases y condiciones de la licitación de energías renovables en Latinoamérica”.

“Que no desesperen los proyectos solares ya que resulta complicado expandir la red para mayor inserción FV, aunque hay zonas donde todavía se pueden desarrollar proyectos solares con almacenamiento”, aclaró 

Licitaciones y bancabilidad: señales al mercado

Con la expectativa de una nueva licitación de energía, el sector observa con atención las oportunidades que se abrirán tanto para desarrolladores como para empresas distribuidoras. Esto significa que cualquier proponente, con o sin PPA, puede avanzar en su concesión, y que las licitaciones no son excluyentes respecto a otras formas de financiamiento o comercialización.

En este contexto, la bancabilidad de los proyectos se ha consolidado como un factor central. El director de la CNE destacó que la escala promedio de los proyectos actuales —de 50 a 100 MW— resulta ideal para la estructura del sistema; de manera que hubo una inversión sostenida de “más de 1.200 millones de dólares”.

Sin embargo, en el caso de proyectos de mayor escala se deben prever esquemas financieros robustos. “Cualquier propuesta de inversión de gran tamaño, como por ejemplo proyectos de 150-200 MW, debe ir acompañada de un brazo o acuerdo financiero para que los riesgos se diluyan”, señala.

Con una combinación de objetivos ambiciosos, avances tangibles y nuevas exigencias regulatorias, la transición energética dominicana entra en una nueva fase de madurez. La prioridad ahora está en consolidar lo construido, habilitar espacio para nuevas tecnologías como la eólica y fortalecer la planificación para sostener el crecimiento del parque energético, en un entorno de demanda creciente y urgencias climáticas.

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La tecnología de almacenamiento energético ha dejado de ser sólo concebida como respaldo para energías renovables variables y se ha transformado en un componente esencial para la confiabilidad de sistemas eléctricos modernos. Mariana Seabra, coordinadora técnica de almacenamiento en Sungrow, compartió su visión sobre el papel que juega la innovación en este proceso durante una entrevista audiovisual en el marco del encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe).

“La pregunta hoy día no es cómo hace lo que hace, sino qué no hace aún un BESS”, sintetizó Seabra al describir el salto tecnológico que ha experimentado el almacenamiento energético en los últimos años. Recordó que las baterías de litio tienen más de tres décadas de historia, pero que su evolución ha sido tal que hoy permiten aplicaciones impensadas hace tan solo cinco años, como la regulación de frecuencia primaria, secundaria y terciaria en plazos de milisegundos, sin necesidad de pasar por un PPC.

De hecho, explicó que los sistemas de almacenamiento actuales, equipados con inversores PCS inteligentes, son capaces de corregir directamente tensiones con potencia reactiva y frecuencias con potencia activa. Esta capacidad técnica está permitiendo que las baterías se integren de forma activa a la operación de los sistemas eléctricos, ya no sólo como respaldo para centrales fotovoltaicas, sino también como recursos de respuesta rápida que pueden operar junto a otras renovables, térmicas o incluso en modalidad autónoma stand alone.

Este nivel de flexibilidad ha sido clave para consolidar la presencia regional de Sungrow. Según datos de la empresa inicios del 2025, supera los 7 GWh contratados en soluciones BESS en América Latina y mantiene 3 GWh bajo acuerdos de servicio a largo plazo (LTSA), asegurando la disponibilidad y el rendimiento de los sistemas por hasta 20 años. Esta experiencia acumulada le permite trasladar conocimientos y prácticas directamente a nuevas oportunidades, como las que se perfilan en el Caribe.

En República Dominicana, donde ya tiene confirmados al menos 40 MWh, la compañía sigue de cerca la evolución normativa. En este sentido, Mariana Seabra celebró el avance regulatorio en el país, que en el último año dio un paso clave con la Resolución CNE-AD-0005-2024, la cual establece que todos los proyectos renovables entre 20 MWac y 200 MWac deberán contar con sistemas de almacenamiento equivalentes al 50% de su capacidad instalada, con una duración mínima de cuatro horas.

Las autoridades dominicanas adelantaron durante FES Caribe una nueva licitación de distribuidoras, en la que las energías renovables con almacenamiento podrían competir por contratos de largo plazo. El anuncio lo hizo el propio ministro de Energía y Minas, Joel Santos Echavarría, y fue recibido con entusiasmo por los fabricantes como Sungrow, que viene trabajando en ese mercado desde hace más de dos años.

“Hace 5 años no teníamos expectativa y demanda para que una central renovable esté aportando servicios con baterías, aceptábamos que eran energías intermitentes que tenían que ser despachados lo máximo posible pero que tendríamos que lidiar con sus efectos en la red. Pero la batería o los sistemas de almacenamiento de modo general y comercialmente lo más utilizado sería la batería y los PCS conjuntamente, son imprescindibles para eso porque también las centrales renovables puede aportar en servicios que apenas hidráulicas o térmicas hacían hace algunos pocos años incluso”, dijo Seabra.

La compañía, además, busca diferenciarse a través de soluciones integrales que simplifican la implementación. Su producto más reciente, PowerTitan 2.0, integra inversores y baterías en un único sistema dentro de un contenedor de 20 pies. Seabra destacó que esta arquitectura compacta y eficiente permite adaptarse a distintas configuraciones, ya sea en corriente alterna o continua, optimizando tanto espacio como costos de instalación y operación.

Esta innovación ha tenido buena recepción en la región, en momentos en que las proyecciones de crecimiento son auspiciosas. Según la Comisión Nacional de Energía (CNE), en República Dominicana existen hoy al menos 20 proyectos PV + BESS candidatos a ingresar al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) entre 2025 y 2030, con una capacidad combinada de 1.860 MW en generación y alrededor de 542 MWh de almacenamiento.

Pero las oportunidades no se limitan a un solo país. Varios países de Centroamérica y el Caribe están avanzando en el uso de almacenamiento no sólo para acumulación de energía, sino para brindar servicios como regulación de frecuencia, regulación de voltaje, arranque en negro, entre otros. Esta tendencia responde a la necesidad de sistemas eléctricos más flexibles, resilientes y adaptables al crecimiento de las energías renovables no convencionales.

Para acompañar esta transformación, Sungrow apuesta por la transferencia de conocimiento técnico, el trabajo colaborativo con desarrolladores locales y la adaptación continua de sus productos a los nuevos marcos normativos.

“Son equipos que nosotros ya utilizamos, que nosotros tenemos un gran conocimiento sobre estos. Ahora, ante la pregunta ¿qué no hace aún? Nosotros vamos a trabajar en eso”, subrayó Mariana Seabra, coordinadora técnica de almacenamiento en Sungrow.

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La consolidación de un marco jurídico y fiscal claro, junto con definiciones clave sobre la demanda prioritaria, son condiciones imprescindibles para sostener el crecimiento del sector renovable en Argentina. 

Así lo manifestó el gerente general de la Cámara de Generadores y Cadena de Valor de la Industria Renovable (CEA), Héctor Ruiz Moreno, quien puso el foco en la necesidad de estabilidad normativa para consolidar inversiones que ya demostraron su eficiencia.

“Si no se quiere ampliar los compromisos de participación renovable, está bien, pero sí se necesita la actualización o prórroga de la ley N° 27191, a los efectos de tener un marco referencial jurídico, regulatorio, que continúe dando seguridad jurídica y estabilidad fiscal”, declaró el directivo en diálogo con Energía Estratégica, en referencia al marco jurídico que fomenta las renovables, cuyo objetivo del 20% de participación verde en la demanda eléctrica para fines de 2025 aún no se ha alcanzado.

En ese sentido, en 2024, el abastecimiento promedio con fuentes renovables fue del 16,5%, por debajo del mínimo estipulado para 2023, aunque con picos superiores al 20% en algunos meses del año.

Otro de los mayores desafíos actuales es la indefinición respecto a los instrumentos para la contratación de energía renovable por parte de los distribuidores, dado que, según la CEA, la demanda prioritaria debe estar respaldada por herramientas que otorguen previsibilidad a largo plazo.

“En la medida que se libere absolutamente el mercado y no se generen los instrumentos que fueron válidos y exitosos, el sector tendrá incertidumbre porque no se clarifican las dudas de los inversionistas”, advirtió Ruiz Moreno.

Desde la entidad consideran que, en un contexto transicional, los contratos PPA con garantías deben mantenerse vigentes, al menos hasta que las distribuidoras puedan convertirse nuevamente en sujetos de crédito. De manera que lo observan como una cuestión “casi excluyente”, al igual que en su momento lo fue la bancabilidad de los proyectos a partir de normas claras para los inversores. 

“Estamos trabajando en un documento sobre el incremento de la demanda y el crecimiento económico; y en ese paralelismo, ver cómo deberían crecer las renovables, que son competitivas y que pueden solventar la urgencia, porque se pueden construir proyectos renovables en poco tiempo”, indicó el gerente general del gremio. 

“En el sector renovable nadie está buscando subsidios o costos para el Estado, pero es importante que haya un marco jurídico y fiscal claro, que exista una garantía hasta que el mercado se consolide. Los PPA de largo plazo fueron exitosos, ¿por qué no lo serán ahora?”, planteó. 

“El sector renovable no requiere de ningún estímulo, subsidio o de objetivo que descompense el mercado en favor de unos y en detrimento de otros. En absoluto, el sector está lo suficientemente maduro para competir en cualquier ámbito, porque es eficiente, muy competitivo técnicamente y en materia de precios”, continuó. 

En paralelo, la reciente resolución que habilita la ampliación del sistema de transporte eléctrico en Argentina es considerada un paso positivo para el sector. La medida incluye 16 proyectos prioritarios y más de 5600 km de nuevas líneas que serán ejecutadas por el sector privado bajo concesión de obra, y que se financiarán mediante tarifas pagadas por los usuarios beneficiarios en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

Entre las obras priorizadas, destaca la línea de 500 kV Vivoratá – Plomer, la cual años atrás fue incluida en un documento que la CEA le presentó al gobierno y que hoy está en carpeta para llevarse adelante en el corto plazo.

¿Por qué la relevancia? Ruiz Moreno explicó que dicha línea de transporte eléctrico implica la posibilidad de inyectar poco más de 1000 MW y liberar muchos proyectos que están en cartera de cara al futuro renovable del país. 

No obstante, desde la Cámara consideraron que la factibilidad real de las obras incluidas en el mega plan de transmisión dependerá de la reglamentación específica y de los mecanismos que se implementen entre el sector público y privado. 

La entrada Argentina frente a un nuevo ciclo renovable: claves jurídicas, bancabilidad y desafíos de transmisión se publicó primero en Energía Estratégica.

Con el objetivo de diversificar su matriz y fortalecer la seguridad de su sistema energético, Ecuador facilitará la inversión privada en el sector mediante una garantía soberana de US$77 millones otorgada por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID). 

La garantía —la primera operación bajo una línea de crédito condicional de US$140 millones para proyectos de inversión— tiene como objetivo ayudar a reducir el riesgo país y atraer inversión privada en fuentes de energía renovable no convencionales, como la solar y la eólica. Estos esfuerzos ayudarán a Ecuador a disminuir su alta dependencia de la energía hidroeléctrica, cada vez más vulnerable a interrupciones relacionadas con el clima, como sequías e inundaciones.

Se espera que hasta 12 proyectos de inversión se beneficien de esta garantía inicial, sumando colectivamente más de 820 megavatios de nueva capacidad instalada. Estas iniciativas movilizarán aproximadamente US$1.000 millones en financiamiento del sector privado. Los proyectos fueron seleccionados mediante un proceso de licitación pública llevado a cabo por el Ministerio de Energía y Minas de Ecuador y contribuirán a cumplir con las inversiones prioritarias establecidas en el Plan Maestro de Electricidad del país.

Además, el BID está proporcionando una cooperación técnica reembolsable de US$3 millones para fortalecer la capacidad institucional de los principales organismos reguladores del sector energético, especialmente la Agencia de Regulación y Control de Electricidad (ARCONEL). Este financiamiento mejorará su capacidad para otorgar licencias, supervisar y monitorear los aspectos sociales y ambientales de los proyectos de generación privada de energía, garantizando una implementación efectiva y sostenibilidad a largo plazo.

El préstamo asociado cuenta con un período de amortización de 25 años, un período de gracia de 5,5 años y una tasa de interés basada en la SOFR.

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Víctor Hugo Ventura, ministro de Energía y Minas de Guatemala, participó del encuentro Future Energy Summit (FES) Iberia, que reunió a más de 400 líderes del sector energético de Iberoamérica en la ciudad de Madrid, España.

Frente a un auditorio integrado por ejecutivos, funcionarios y referentes de la industria de las energías renovables, el ministro destacó la importancia de la licitación abierta PEG-5, que promete ser la más grande y sostenible de Guatemala, y del papel que tendrán las renovables y los sistemas BESS. 

“La licitación PEG-5 marcará el inicio del almacenamiento con baterías en Guatemala y también se marcará un hito con los menores precios regionales de sistemas BESS”, afirmó durante la entrevista destacada “Bases y condiciones de la licitación de energías renovables en Latinoamérica”. 

El proceso contempla la contratación de hasta 1400 MW de potencia garantizada como oferta firme eficiente y una franja de 100 MW renovables adicionales para asegurar el suministro a los usuarios finales. 

La adjudicación será bajo contratos de diferencias con curva de carga, opción de compra de energía y energía generada, según lo establecido por la Norma de Coordinación Comercial N° 13 del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), y los PPA se extenderán hasta por 15 años, a partir del 1 de mayo del año de suministro.

En esta convocatoria, las energías renovables jugarán un papel central y la posibilidad de combinar tecnologías también abre la puerta a plantas híbridas, que integren ERNC con otras fuentes. 

“Seguramente haya 700 a 800 MW de una combinación de un mix de energías renovables con algún complemento termoeléctrico y 700 MW de capacidad firme de gas natural o algún otro hidrocarburo de bajas emisiones”, sostuvo Ventura en FES Iberia. 

Además, las centrales en operación podrán participar mediante dos mecanismos: una opción que combina tecnologías —renovables entre sí o renovables con no renovables—, con contratos de 15 años; y otra que no implica cambios tecnológicos, que solo podrá contratar por 5 años.

“Es una licitación que se hace pensando en la necesidad de una estrategia para llegar al 80% de participación renovable en Guatemala, considerando que en años recientes se logró que el 75% de la generación del país provenga de fuentes renovables, aunque con las sequías bajo a aproximadamente 62%”, añadió el titular de la cartera energética. 

El proceso ya tiene fechas clave. El acto de recepción y apertura de ofertas técnicas será el 21 de octubre de 2025. La evaluación económica se realizará el 15 de enero de 2026, y la adjudicación final está prevista para el 30 de enero de 2026. Los adjudicatarios tendrán hasta tres meses para suscribir los contratos de abastecimiento.

Las nuevas plantas podrán comenzar el suministro escalonadamente desde el 1 de mayo de 2030, 2031, 2032 o 2033, y siempre por un período contractual de 5 a 15 años.

En paralelo, el Ministerio lleva adelante la licitación de transmisión PET-3 para la modernización del sistema y la construcción de 14 subestaciones eléctricas y 440 km de líneas de transmisión (90 km en 230 kV y 350km en 69kv).

A ello se debe agregar que Víctor Hugo Ventura anunció que pronto se lanzará una convocatoria para ampliar el sistema de distribución, que permitirá subir el índice de electrificación en aproximadamente 4% con una inversión de 125 millones de dólares. 

“En pocas semanas se publicará la convocatoria de distribución. Y por primera vez, Guatemala tendrá tres licitaciones al mismo tiempo, en todos los ejes del desarrollo energético como fuerte compromiso para lograr la universalización de la energía en el país”, subrayó el ministro de Energía y Minas. 

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Con más de 900 MW solares construidos y presencia activa en cinco países, la empresa Ventus, firma de ingeniería y construcción civil dedicada a proyectos de energía renovable e infraestructura, presentó su segundo Informe de Sostenibilidad, correspondiente al año 2024 y por el que da a conocer los principales hitos de la compañía. 

Se trata del segundo reporte anual publicado por la empresa, y el primero en el que se mide la huella de carbono de Ventus, que nos permiten medir el impacto de la empresa y ayuda a la empresa en la implementación futura de planes de acción para mitigar los efectos de la operativa.

Entre los principales hitos del año, se destacan la construcción del primer parque solar con almacenamiento a gran escala en Colombia, la ejecución de una planta solar de 65 MWp para Drummond Energy con un 85 % de empleo local, y el avance en proyectos estratégicos como Valledupar (77 MWp) y Quifa (50 MWp). 

Ventus también fue adjudicataria del proyecto La Iguana, de la firma Ecopetrol, reafirmando su capacidad técnica y su posicionamiento en el sector. 

“En 2024, nos propusimos alcanzar 130 millones USD en contratos firmados con clientes, y superamos esta meta: cerramos acuerdos por un total de 155 millones USD, lo que representa un crecimiento del 86 % frente al año anterior”, sostuvo Juan Pablo Saltre, CEO de la compañía.

En Uruguay, la empresa inició la construcción de Kahirós, el primer proyecto de hidrógeno verde para transporte de carga en América Latina. Este desarrollo integra una planta solar, un electrolizador y una estación de carga para camiones, y representa un paso concreto hacia la descarbonización del transporte pesado en la región.

Asimismo, dicho país, el equipo de Ventus es responsable del mantenimiento de 200 MW distribuidos a lo largo de 50 proyectos.

A nivel regional, Ventus superó los 2.400 MW de experiencia en construcción de proyectos renovables y amplió su alcance a Centroamérica, el Caribe y Estados Unidos, donde firmó su primer contrato marco de ingeniería. Actualmente, opera y mantiene más de 630 MW en 15 plantas solares, incorporando tecnologías como SCADA propio y soluciones de mantenimiento automatizado.

El reporte también destaca avances en materia social y ambiental: más de 21.000 horas de capacitación, cero accidentes graves, 85 % de reciclaje en plantas solares y re certificaciones ISO 9001, 14001 y 45001 en sus operaciones de Colombia y Uruguay. El 70 % de la mano de obra contratada fue local, y de ese porcentaje, el 54,8 % corresponde a población de difícil inserción laboral. Asimismo, el 23 % del personal total son mujeres, y la empresa mantiene relaciones con más de 2.000 proveedores, de los cuales el 93 % son nacionales.      

“El futuro de la energía se construye con visión, compromiso y soluciones concretas. En Ventus trabajamos cada día para ser parte activa de ese cambio”, complementó Juan Pablo Saltre. 

“Mirando hacia adelante, 2025 nos encuentra preparados para seguir asumiendo retos. Aceleraremos nuestra presencia en Argentina, Chile, Ecuador, Estados Unidos, Perú y las regiones de Centro América y Caribe, avanzaremos con proyectos de generación y almacenamiento, promoviendo un desarrollo sostenible, con impacto real y medible”, agregó. 

Crecimiento económico

En 2024, el valor económico generado (facturación) registró un crecimiento del 33% en comparación con el año anterior, pasando de 74 millones de USD en 2023 a 98,6 millones de USD en 2024.

Este resultado fue impulsado principalmente por el destacado crecimiento en la línea de negocio de Energías Renovables (80% en comparación con 2023). Este avance se atribuye en gran medida a la exitosa ejecución de contratos EPC para parques solares fotovoltaicos, con una capacidad instalada de 161,38 MWp, además de 65,40 MWp en contratos de Operación y Mantenimiento durante el año. 

Mientras que el negocio de Ventus Construcciones tuvo un crecimiento económico del 7% con respecto al 2023.

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Tenaris comenzó la construcción de su segundo parque eólico en Argentina: el Parque Eólico La Rinconada se encuentra en Olavarría, centro de la provincia de Buenos Aires, y contará en total con 21 aerogeneradores y una potencia instalada total de 94,5 MW. Junto al Parque Eólico Buena Ventura generaran energías renovables para abastecer el consumo eléctrico del principal Centro Industrial de la compañía en el país.

“El montaje de este segundo parque eólico representa una inversión de más de 200 millones de dólares y nos acercará a nuestra meta corporativa de reducir hacia 2030 el 30% de nuestras emisiones de CO2, tomando como punto de partida las mediciones registradas en 2018. Estimamos que el Parque Eólico La Rinconada nos permitirá ahorrar aproximadamente 100 mil toneladas de CO2 al año a través de sus 21 aerogeneradores de 4,5 MW por unidad”, explicó Andrea Previtali, presidente de Tenaris Cono Sur.  

En 2023, Tenaris puso en funcionamiento el Parque Eólico Buena Ventura en Gonzales Chaves, provincia de Buenos Aires. Se trató del primer parque eólico de Tenaris y del Grupo Techint en todo el mundo, y permitió generar energías renovables equivalentes a el 50% de la electricidad que utiliza el Centro Industrial de Campana. 

La obra civil y el tendido eléctrico para este nuevo parque iniciaron en 2024, el gerenciamiento de la construcción estará a cargo de Techint Ingeniería y Construcción, y la gestión de abastecimiento de materiales y equipos estará a cargo de EXIROS. También participan proveedores y pymes nacionales integrantes de la cadena de valor de Tenaris y Grupo Techint. El pico de la obra demandará la contratación simultánea de 400 personas.

Según datos de CAMMESA, en enero el 33% de la electricidad generada en Argentina fue de origen renovable (considerando centrales hidráulicas mayores a 50 MW). La energía eólica tiene en el país una potencia instalada total 4.337 MW, siendo la segunda entre las renovables solo por detrás de la energía hidráulica. 

Por su parte, el parque eólico de Tenaris en Olavarría aportará a la red 400 GWh anuales de electricidad, gracias a un factor de utilización estimado del 54,5%. Entre la construcción de sus dos primeros parque eólicos, Tenaris habrá invertido más de 400 millones de dólares en cuatro años para reducir su huella ambiente y avanzar en la descarbonización de operaciones. 

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BASF, compañía química con 75 años de presencia en Argentina, firmó un acuerdo estratégico con Genneia para abastecer sus operaciones productivas con energía eléctrica de origen renovable.

El contrato contempla el suministro de energía limpia para las plantas de BASF ubicadas en Burzaco y Tortuguitas, en la provincia de Buenos Aires, y en General Lagos y Santo Tomé, en la provincia de Santa Fe, contribuyendo a reducir significativamente la huella de carbono de la compañía en el país.

Este nuevo paso reafirma el compromiso global de BASF con la sustentabilidad, alineado a su meta de reducir un 25% sus emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) hacia 2030 y alcanzar la neutralidad climática en 2050. A través de alianzas estratégicas como esta, BASF impulsa la transformación de la industria química hacia un modelo más eficiente, sustentable y alineado con los desafíos ambientales globales.

El contrato se enmarca en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) y establece un acuerdo de provisión de energía 100% renovable por un período de siete años, a partir del 1° de mayo de 2025. El suministro será cubierto a partir de un pool de activos renovables de Genneia, integrado por parques eólicos y solares actualmente en operación.

“En BASF estamos muy orgullosos de seguir avanzando en materia de sustentabilidad, ya que este acuerdo con Genneia permitirá mejorar nuestras operaciones en todas nuestras plantas en Argentina, produciendo de manera responsable y utilizando los recursos de forma eficiente. De esta forma, reafirmamos nuestros compromisos con el ambiente y así construir un futuro cada vez más sustentable y contribuir para la transformación verde de nuestros clientes”, afirmó Renata Milanese, Directora General de BASF para Argentina, Bolivia, Paraguay y Uruguay.

Por su parte, Gabriela Guzzo, Gerente Comercial Senior de Genneia, destacó: “El crecimiento de la energía renovable en Argentina es posible gracias a compañías como BASF, que apuestan por un modelo productivo más responsable. Nos enorgullece acompañarlos en este camino hacia una matriz energética más limpia, eficiente y sustentable. Esta alianza refuerza nuestro compromiso de brindar soluciones concretas para descarbonizar la industria y seguir impulsando el desarrollo de la energía verde en el país”.

Con este nuevo contrato, Genneia supera los 60 clientes corporativos en el marco del MATER, de diversos sectores como la agroindustria, alimentos, automotriz, petróleo y gas, construcción, transporte y laboratorios, entre otros.

La compañía proyecta alcanzar en 2026 una capacidad instalada renovable de 1,7 GW, con 15 parques renovables en operación: 8 eólicos y 7 solares, ratificando su liderazgo en generación de energía limpia en Argentina.

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Madrid es hoy el escenario principal de la conversación energética internacional, con la celebración del FES Iberia 2025, un evento que reúne a más de 50 representantes de alto nivel del sector energético público y privado de Europa y América Latina. La jornada está diseñada para abordar los desafíos actuales de la transición energética, fomentar nuevas alianzas y compartir estrategias concretas de implementación tecnológica.

El encuentro comienza con la apertura de registros y da paso a una agenda de paneles y keynotes técnicos que permiten el cruce de experiencias entre líderes empresariales, autoridades institucionales y referentes técnicos.

Fotovoltaica, almacenamiento y estrategia corporativa

A partir de las 9:20 h, se desarrolla el Panel 1: “Fotovoltaica aliada del almacenamiento en la Península Ibérica”, donde participan Julio Castro (Iberdrola Renovables), Jordi Torres (TotalEnergies Renewables Spain), Jaime Leirado (Recurrent Energy), Jesús Heras (Wattkraft), Javier García Arenas (Cox Group) y David Ruiz (Grenergy), con la moderación de Emilia Lardizábal (Energía Estratégica).

El panel aborda los desafíos técnicos y regulatorios para integrar almacenamiento en proyectos fotovoltaicos, con énfasis en nuevos modelos híbridos y escalabilidad.

A las 10:20 h, se presenta el Keynote de Esders, a cargo de Amir Irvanian, enfocado en soluciones tecnológicas para el control y reporte de emisiones en la UE.

Por otro lado, desde las 10:30 h, el Panel 2 reúne a líderes del sector energético europeo bajo el tema “Visión estratégica en un entorno de cambio”. Participan Rocío Sicre (EDP Renewables), Rafael Esteban (Acciona Energía), Álvaro Pérez de Lema (Saeta Yield) y Enrique Pedrosa (Repsol Low Carbon Generation). Modera Álvaro Villasante (Grupo Energía Bogotá).

Avances constructivos y desarrollo tecnológico

Durante el Panel 3, se presentan soluciones de desarrolladores, EPCs y fabricantes líderes en el contexto iberoamericano. IGNIS, Risen Energy, Schletter y Engie España analizan enfoques técnicos y nuevos modelos de construcción para escalar proyectos de generación renovable en distintos mercados de la región.

En el Panel 4, se abordan las principales tendencias de la energía solar y el almacenamiento en España, con la participación de ejecutivos de Galp, Chemik Group, Yingli Solar, 360Energy, Zelestra y Enlight. Las exposiciones se centran en la evolución tecnológica, competitividad de costes y nuevas configuraciones híbridas.

Gestión de activos y energía territorial

El Panel 5 trata sobre la gestión de activos como pilar de la seguridad energética en el sur de Europa. Matrix Renewables, Jinko ESS, RWE Renewables Iberia, Lightsource bp y Optimize Energy exponen sus avances en almacenamiento a escala, operación técnica y digitalización de activos.

El Panel 6 reúne a representantes de gobiernos regionales españoles como Andalucía, Galicia, Canarias y la Comunitat Valenciana. El objetivo es visibilizar el papel de las administraciones autonómicas en la implementación de estrategias energéticas alineadas con los objetivos europeos.

Nuevos vectores de demanda energética

El Panel 7 analiza el crecimiento de datacenters, contratos PPA y políticas públicas como impulsores clave de la demanda eléctrica. Participan ejecutivos de AEGE, TotalEnergies, Worldlex, Five Infinitum, Ingenostrum y Spain DC. Se presentan casos de aplicación y el impacto de la digitalización en el diseño de infraestructura energética.

A continuación, se desarrolla una entrevista destacada con autoridades de América Latina, centrada en los marcos y condiciones de las licitaciones de energías renovables en la región. El espacio está liderado por funcionarios de Guatemala y República Dominicana, junto a la conducción editorial de Energía Estratégica.

Cierre internacional y cooperación iberoamericana

El Panel 8 presenta un panorama internacional sobre la transición energética en Iberoamérica. Participan referentes del sector privado de Guatemala, República Dominicana, Colombia y el Caribe, quienes exponen oportunidades regionales, modelos de negocio y necesidades de inversión para ampliar la infraestructura de energías limpias.

La jornada incluye además keynotes técnicos a cargo de empresas proveedoras de tecnología e ingeniería, como Esders e INCOSA, y una presentación sobre monitoreo avanzado de infraestructuras a cargo de Aerolaser.

El evento concluye con sesiones de networking y un cocktail exclusivo para partners y ejecutivos VIP, consolidando al FES Iberia 2025 como un punto de encuentro esencial para la planificación energética estratégica entre Europa y América Latina.

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El Ministerio de Energía de Chile presentó la hoja de ruta del trabajo reglamentario para el sector energético que se llevará a cabo durante el segundo semestre de 2025.

El gobierno expuso los contenidos de 12 reglamentos y/o modificaciones normativas que se someterán al proceso de consulta pública, así como los plazos asociados a sus distintas etapas de tramitación (mesas participativas, propuestas del sector, revisión y toma de razón en Contraloría General de la República). 

Dentro de las normativas previstas a ingresar en Contraloría en Poder Ejecutivo incluyó la modificación de los Decretos Supremos N°125/2017 y N°88/2019, correspondientes a los reglamentos de coordinación y operación del sistema eléctrico y al de medios de generación de pequeña escala, respectivamente.

“Se espera que el DS 125 y el DS 88 ingresen a toma de razón en la Contraloría General de la República de forma conjunta en septiembre”, afirmó Fernanda Riveros, jefa de la División Jurídica del Ministerio de Energía de Chile. 

“Se recibieron más de XXX observaciones , por lo que hemos estado abocados a analizar y sistematizar cada una de ellas”, agregaron desde .

Para el Decreto Supremo N°125/17 se prevé que el viernes 11 de julio se publiquen las respuestas de las modificaciones que existirán a partir de la consulta pública, en materia de automatización del despacho, prorratas de generación, trazabilidad y mejora de procesos del Coordinador Eléctrico Nacional, sistemas de almacenamiento y de generación-consumo, cadena de pagos y actualización del proceso de declaración en construcción. 

Por el lado del DS N°88/19, se decidió priorizar debido a que el proyecto de ley de cuotas (oficialmente PdL que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional) se encuentra en stand by en el Senado. 

Y cabe recordar que hace poco más de un año, desde la entidad encargada de la cartera energética del país anunciaron que habría cambios regulatorios en las inversiones ya realizadas en el segmento de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) pero dejaron las puertas abiertas a posibles modificaciones en el futuro.

Uno de ellos es que, post ajuste al Decreto Supremo N°88, se dará una nueva modificación a la Norma Técnica de Conexión y Operación (NTCO) de los Pequeños Medios de Generación Distribuida para incorporar el tratamiento de los sistemas de almacenamiento stand alone.

¿Qué plazo tendrá la modificación al DS 88/19? El Poder Ejecutivo también prevé publicar las respuestas a las observaciones de la consulta pública el próximo 11 de julio, dado que las distintas instancias de ambos reglamentos tienen coherencia entre sí y, por tanto, sus procesos se realicen a la par. 

Además, el Ministerio de Energía anunció el tratamiento de otros reglamentos e iniciativas normativas para los próximos meses, enlistados a continuación:

• Implementación de la Ley N° 21.721 (Ley de Transición Energética)
  • Modificación DS 10/2019: Calificación, valorización, tarificación y remuneración de las instalaciones de transmisión.
  • Modificación DS 37/2019: Sistemas de transmisión y planificación de la transmisión
    • Consulta pública previstas agosto y toma de razón en CGR en diciembre (el plazo legal es 27/12/25)
• Reglamento de Peajes de Distribución 
  • Consulta pública en agosto y toma de razón en CGR en diciembre
• Reglamento de Precios de Nudo Promedio (anunciado previamente en el contexto de la hoja de ruta de clientes libres)
  • Consulta pública en agosto y toma de razón en CGR en diciembre
• Reglamento de Alumbrado Público
  • Consulta pública en agosto y toma de razón en CGR en diciembre
• Reglamento Ley N° 21.499 que regula los biocombustibles sólidos
  • Tomará razón en la CGR en agosto
• Modificación DS 67/2004: Servicio de Gas de Red
  • Queda algunas semanas para el reingreso a toma de razón en la CGR en junio
• Modificación DS 160/2008: Seguridad para las instalaciones y operaciones de producción y refinación, transporte, almacenamiento, distribución y abastecimiento de combustibles líquidos
  • Tomará razón en la CGR en julio
• Modificación DS 61/2012: Etiquetado de consumo energético para vehículos motorizados livianos y medianos.
  • Tomará razón en la CGR en julio
• Modificación DS N° 66/2007: Reglamento de instalaciones interiores y medidores de gas
  • Consulta pública iniciará en agosto e ingreso a CGR en octubre
• Implementación Ley N° 19.657: Sobre concesiones de energía geotérmica
  • Registro Nacional Aprovechamientos Someros
    • • Consulta pública prevista para noviembre 2025 e ingreso a CGR en abril 2026
  • Seguridad en Faenas Geotérmicas
    • • Consulta pública prevista para enero 2026 e ingreso a CGR en mayo de dicho año

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Rafiqui, una nueva asociación civil en México, está dando forma a un proyecto pionero en el país: la instalación de la primera planta de reciclaje especializada en paneles solares y baterías de litio. 

Como parte de esta iniciativa está avanzando en la adquisición del primer equipamiento industrial para el tratamiento de residuos. “Estuvimos evaluando distintas máquinas de reciclaje porque queremos empezar ya”, anticipó Ximena Cantú, directora de Rafiqui. 

El objetivo, según comentó la directora, es iniciar operaciones este mismo año 2025 enfocados inicialmente en paneles solares, con miras a lograr próximamente una capacidad de procesamiento de 1,000 toneladas anuales de residuos fotovoltaicos.

El proyecto reúne a más de 15 empresas del mercado, entre las que se cuentan fabricantes, distribuidores, generadores de gran escala e integradores de generación distribuida. “La finalidad es que cada una pueda contribuir desde su trinchera”, declaró Ximena Cantú.

Entre las socias fundadoras ya se encuentran Beetmann, Bright, Corey Solar, Ecopulse, Energía Real, Engie, Forefront Power, Greening Group, Grupo Apolo, LONGi Solar, Quartux, Skysense, Solarever, Solarfuel, Soles, Solfium, Tiga y TopEnergy. 

“Queremos hacer el sector solar todavía más sostenible y poder demostrar que las alianzas son necesarias para avanzar”, señaló la portavoz de Rafiqui.

Jalisco es la entidad federativa elegida para instalar la planta. Esto responde tanto a criterios logísticos como de demanda. “Es un lugar céntrico y también con una gran capacidad instalada de energía solar”, aclaró la directora. 

Un convenio firmado con la Secretaría de Desarrollo Energético Sustentable de  Jalisco (Sedes) refuerza el vínculo institucional del proyecto y le da soporte territorial. Este respaldo se vuelve relevante ante las proyecciones de residuos que enfrentará México en el corto y mediano plazo. 

De acuerdo con los relevamientos de Rafiqui, para 2030 el país tendrá que gestionar unas 30,000 toneladas de residuos de paneles solares por pérdida temprana, adicional a las 6,500 toneladas que corresponden al final de vida útil esperado.

Considerando la demanda que podrá haber para reciclaje, la asociación espera prontamente ofrecer su servicio no sólo a empresas socias sino también a terceros, aunque priorizará a sus miembros. “La prioridad va a ser para los afiliados, en términos de costos y otros beneficios”, detalló Cantú, al tiempo que confirmó que aún están abiertos a sumar nuevas empresas entre sus miembros.

Más actores podrían verse atraídos por el potencial que guarda. El proceso de reciclaje que impulsarán podrá recuperar en el orden del 80% de los materiales constitutivos de un panel solar. La mayor proporción correspondería al vidrio (75%) y al aluminio (cerca del 10%), según explicó Cantú a Energía Estratégica. 

El vidrio reciclado podrá ser reinsertado en procesos industriales de sectores como la vidrieras o cementeras. En el caso del aluminio, con empresas que reciclan el aluminio directamente. 

Aunque el objetivo de fondo es que los materiales se reincorporen a la fabricación de nuevos paneles como parte de la economía circular, la directora reconoció que aún existen barreras para conseguirlo en estas etapas iniciales. “Todavía es un proceso que requiere un poco más de tiempo y análisis, por ello, en esta etapa estamos reutilizando paneles con vida útil para tener un impacto social en las comunidades que requieren electricidad”, indicó.

Los residuos que no logren ser valorizados completamente, y que representan hasta un 20% o menos del total del módulo, no se descartarán sin tratamiento. Se planea fundir los restos de celdas para su uso en procesos alternativos. “Ese porcentaje que queda, básicamente es polvo”, apuntó Cantú, quien afirmó que incluso esa fracción se destinará a cadenas de reciclaje complementarias.

Pronta a iniciar operaciones, la asociación ya dispone de un sitio web activo y canales de contacto abiertos para interesados tanto nacionales como internacionales que quieran encontrar un aliado en México para la gestión de residuos de paneles, y próximamente baterías de litio, que asegure la sostenibilidad de sus negocios a largo plazo.  

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A medida que Argentina enfrenta un panorama energético en constante evolución, la energía solar fotovoltaica se posiciona como una vía clave hacia la diversificación energética y la sostenibilidad. Con una creciente inestabilidad en la red eléctrica, una alta irradiación solar en gran parte del territorio y políticas gubernamentales que promueven la generación distribuida a través del Régimen de Generación Distribuida de Energías Renovables (Ley 27.424), el país está mostrando un renovado interés por la energía solar como una solución a largo plazo.

Para apoyar este impulso, Solis Inverters, Trinasolar y S-5! llevarán a cabo el Smart Solar Tour Argentina, un evento especializado que reunirá capacitación técnica y comercial para fortalecer a los profesionales de la industria solar local.

Los asistentes tendrán acceso a contenido de alto valor, incluyendo sesiones técnicas prácticas, workshops de producto y mejores prácticas para instalaciones solares, todo guiado por fabricantes líderes en la industria. Esta edición del tour está especialmente diseñada para EPCistas, instaladores, diseñadores y equipos comerciales que operan en el mercado solar argentino.

«Argentina tiene un enorme potencial solar y una base de profesionales altamente motivados, listos para liderar la próxima ola de crecimiento solar. A través de esta capacitación, buscamos brindar el conocimiento y las herramientas necesarias para diseñar sistemas fotovoltaicos más inteligentes, seguros y eficientes—desde inversores string hasta estructuras de montaje y tecnologías de módulos», señaló Marco Ricci, Head of Latam Business Development en Solis.

Con un número creciente de proyectos comerciales y residenciales en busca de soluciones confiables y de alto rendimiento, el tour mostrará la sinergia entre los módulos de alta eficiencia de Trinasolar, los inversores de sexta generación de Solis y los innovadores sistemas de montaje para techos metálicos de S-5!

Impulsando el Crecimiento Solar en Argentina

El Smart Solar Tour 2025 refuerza el compromiso compartido de Solis, Trinasolar y S-5! de fortalecer las capacidades solares de América Latina a través de educación, innovación y apoyo local. A medida que Argentina se prepara para escalar su infraestructura de energías renovables, eventos como este juegan un papel crucial en equipar a los profesionales con las herramientas necesarias para tener éxito.

No pierdas la oportunidad de conectarte con expertos de primer nivel, explorar nuevas tecnologías y llevar tu negocio solar al siguiente nivel en uno de los mercados emergentes más dinámicos de América Latina.

Smart Solar Tour Argentina

Lugar: Scala Hotel Buenos Aires
Fecha: 26 de junio
Horario: 14:30 – 20:00
Regístrate ahora: https://info.s-5.com/es-ar/smart-solar-tour-2025

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El pasado jueves 12 de junio, con motivo del Día Mundial del Ambiente, se celebró el evento “Road to Plastic Zero” organizado por Goldwind y la Cámara Argentino China de la Producción, la Industria y el Comercio, que contó con la participación de representantes de TotalEnergies, Central Puerto y Genneia, quienes compartieron sus experiencias y estrategias para la descarbonización de sus actividades y la lucha contra la contaminación plástica. 

Veróncia Barzola, gerente de Asuntos Públicos y Sustentabilidad de Goldwind para Argentina y Uruguay, presentó el proyecto que la compañía tiene con ALUAR para la reutilización y reciclaje de 95.000 metros cuadrados de lonas PVC, que tiene un impacto positivo en el desarrollo local de la provincia de Chubut. Esta iniciativa de responsabilidad social busca generar una gestión responsable del material no utilizable de la obra del Parque Eólico La Flecha, con sus 56 aerogeneradores. En esta línea, Goldwind firmó un acuerdo con la Provincia de Chubut, representada a través de su Secretario de Ambiente, Juan José Rivera, para la donación de dicho material que servirá, entre otras cosas, para proteger embarcaciones y vehículos policiales de las inclemencias del tiempo. 

Por su parte, Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos de Genneia, presentó iniciativas desarrolladas en torno al reciclado de componentes de la industria eólica, en particular de palas de aerogeneradores, así como las estrategias generales de reducción de la huella de carbono y de gestión responsable de los residuos de sus parques eólicos.

Gonzalo Jurado, Director Técnico en TotalEnergies y Presidente de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), presentó iniciativas para la descarbonización de sus operaciones y la implementación de estrategias en diversas áreas, como la producción y distribución de energía, la descarbonización de refinerías y la colaboración con otras empresas para desarrollar soluciones sustentables a nivel climático. 

Por último, Pamela Ulloa Henriquez, Gerente Ambiental en Central Puerto, detalló los proyectos para el reciclado de palas de aerogeneradores y paneles solares.

El encuentro contó también con el apoyo de la ONG JOIN THE PLANET que donó la réplica del botín de Lionel Messi fabricada con plásticos rescatados de los océanos para sortear entre los asistentes. 

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Todo está preparado para que este martes 24 de junio, el Future Energy Summit Iberia 2025 vuelva a convertir a Madrid en el centro de gravedad de la transición energética. La jornada reunirá a más de 400 ejecutivos del sector público y privado, incluyendo CEOs, ministros, directores de planificación, desarrolladores, utilities, tecnólogos y fondos de inversión, en una maratónica jornada de debates, networking y acuerdos estratégicos.

En el evento participarán representantes de compañías como Repsol, Iberdrola Renovables, EDP Renewables, Acciona, Galp, Grenergy, TotalEnergies, Matrix Renewables, Lightsource BP, Jinko ESS, Elmya, Optimize Energy, Cox Group, Engie, RWE Renewables Iberia, Chemik Group, Yingli Solar, 360Energy, Risen Energy, Schletter, Sonnedix, Grupo Elecnor, Worldlex, Five Infinitum, Ingenostrum, Spain DC y Grupo Fe Energy, entre muchas otras.

Además, estarán presentes altos funcionarios del sector público español como Pablo Fernández Vila (Xunta de Galicia), Manuel Larrasa Rodríguez (Junta de Andalucía), Manuel Argüelles Linares (Comunitat Valenciana), junto a autoridades internacionales como Víctor Hugo Ventura (Ministro de Energía de Guatemala), Edward Veras (CNE República Dominicana), Dimas Carranza (Energuate), Alfonso Rodríguez (Soventix Caribbean), Ximena Castro Leal (DIPREM) y Gonzalo Feito (Sungrow).

El evento incluirá espacios exclusivos de networking, sesiones cerradas para VIP y partners, y un cóctel privado para fomentar la generación de alianzas entre los principales actores del sector. También se desarrollarán paneles clave sobre el sur de Europa y sobre Latinoamérica, donde se destacará el caso de Guatemala, que está impulsando una licitación de renovables por más de 5.000 millones de dólares, con contratos de hasta 15 años y fuerte enfoque en energías limpias.

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Entre los debates más esperados del día estará el panel sobre fotovoltaica y almacenamiento, donde ejecutivos como Julio Castro (Iberdrola Renovables), Jordi Torres (TotalEnergies), Jesús Heras (Wattkraft), Alejandro Moreno (Recurrent Energy), Enrique Riquelme (Cox Group) y David Ruiz (Grenergy) presentarán avances tecnológicos y nuevos modelos de integración de sistemas híbridos, moderados por la periodista Emilia Lardizábal.

Más tarde, en el panel de visión estratégica, Rocío Sicre (EDP), Rafael Esteban (Acciona), Carmen Becerril (OMEL), Álvaro Pérez de Lema (Saeta Yield) y Enrique Pedrosa (Repsol) analizarán los escenarios futuros para el mercado europeo, con Álvaro Villasante (Grupo Energía Bogotá) como moderador.

En el bloque de innovación constructiva para Iberoamérica, participarán Ramón Cidón (IGNIS), José Irastorza (Risen), Alejandro Ramos (Schletter), Daniel Fernández Alonso (Engie), Carlos Píñar Celestino (Elmya) y Agustín de la Fuente (Grupo Elecnor). Todos debatirán sobre el crecimiento regional y la evolución del rol de EPCistas, desarrolladores y fabricantes.

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La jornada continuará con un panel sobre tendencias en solar y almacenamiento en España, con Fernando Cremades (Galp), Héctor Erdociain (Chemik), Luis Contreras (Yingli), Benjamín Reynal (360Energy) y Miguel García Asunción (Zelestra), moderados por Carolina Nester (Sonnedix). Allí se discutirá cómo mejorar el rendimiento técnico y financiero de los parques solares frente a los desafíos actuales.

En materia de seguridad energética, el panel moderado por Chema Zabala (Alantra Energy Transition) reunirá a Sergio Arbeláez (Matrix Renewables), Donaji Martínez (Jinko ESS), Robert Navarro (RWE), Ignacio Guerra (Lightsource BP) y Rodrigo García Ruiz (Optimize Energy), que explorarán cómo el almacenamiento y la gestión de activos pueden reforzar la resiliencia de los sistemas eléctricos en el sur de Europa.

Durante la tarde, se celebrará una conversación estratégica entre líderes del sector público español, con la participación de Manuel Larrasa (Andalucía), Pablo Fernández Vila (Galicia), Manuel Argüelles (Valencia), Víctor Marcos (Gobierno central) y Alberto Hernández (Gobierno de Canarias), bajo la moderación de Emilia Lardizábal.

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La agenda también incluye un panel sobre PPAs, datacenters y política pública, con la visión de Pedro González (AEGE), Gonzalo Barba (TotalEnergies), Marta Pérez García (Worldlex), Carlos Moro (Five Infinitum), Óscar Martín (Ingenostrum) y Alejandro Fuster (Spain DC), moderados por Alberto García Feijoo (Grupo Fe Energy).

El bloque de Latinoamérica se dividirá en dos partes: primero, una entrevista especial sobre las bases de licitación en la región, con Víctor Hugo Ventura (Guatemala) y Edward Veras (CNE Dominicana), entrevistados por Gastón Fenés; luego, un panel internacional con Dimas Carranza (Energuate), Alfonso Rodríguez (Soventix), Ximena Castro (DIPREM) y Gonzalo Feito (Sungrow), también moderado por Fenés.

La jornada cerrará con un brindis de networking y un cóctel VIP para partners y ejecutivos estratégicos, marcando el cierre de una edición histórica del FES Iberia 2025.

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La entrada FES Iberia: Más de 50 líderes de Europa y Latinoamérica se reunirán el martes para analizar oportunidades de mercado del sector renovable se publicó primero en Energía Estratégica.

Con más de 30 años de experiencia en sistemas de fijación para cubiertas metálicas, la firma estadounidense S-5! presentó una innovación técnica que busca redefinir la forma en que se instalan sistemas solares sobre techos metálicos. Se trata de una solución de montaje sin rieles ni perforaciones, enfocada en acelerar la instalación, reducir costos estructurales y preservar la integridad de la cubierta.

La propuesta fue presentada en el marco del webinar gratuito “Soluciones de montaje FV sin rieles para techos metálicos engrapados y trapezoidales en Sudamérica”, realizado el pasado 19 de junio y organizado junto a Energía Estratégica. Allí, el sales manager para Latinoamérica de S-5!, Salvador Barba, brindó detalles técnicos de los sistemas que permiten una instalación más rápida y segura.

“Nuestro sistema PVKIT es de acero inoxidable, tiene una apertura de 30 a 46 mm y por tanto cualquier tipo de marco de módulo puede entrar en este sistema”, explicó Barba. El diseño elimina la necesidad de rieles transversales al usar la propia cresta del techo como estructura de fijación, lo que representa un cambio significativo en la lógica del montaje tradicional.

Barba remarcó que el enfoque técnico del producto responde a exigencias de seguridad estructural y eficiencia de instalación: “Hemos encontrado diferentes argumentos que hacen viable el hecho de dejarlos coplanar, por una cohesión de seguridad en el techo y por las presiones del viento”, indicó.

Este tipo de fijación permite que el aire circule por debajo del módulo, evitando el sobrecalentamiento y mejorando el rendimiento térmico del sistema. Además, la solución ayuda a reducir significativamente el peso total de la instalación; sumado a que el sistema cuenta con certificación ASTM E2140, que garantiza que los productos no presentan filtraciones de agua.

S-5! desarrolla distintas líneas adaptadas a cada tipo de cubierta metálica. Para techos de fijación expuesta, generalmente trapezoidales, ofrece productos como los RIB brackets y PROTEA brackets. Para techos ondulados, la propuesta incluye los Corrubracket, mientras que para cubiertas de calibre muy delgado, se recomienda el uso de VERSA bracket o solar foot. 

En cambio, para techos engrapados, la empresa dispone de clams que no perforan la lámina, como en los casos de perfiles Standing Seam KR-18/24, Butler MR-24 y curved roof.

Barba subrayó que el equipo técnico de S-5! evalúa caso por caso: “Es necesario conocer el tipo de techo para que desde el área de ingeniería y con la expertise de S-5! podamos recomendar cuál es el mejor anclaje para cada proyecto”.

Todos los productos de la firma cuentan con garantía de por vida, lo cual, según el directivo, es posible gracias al control total del proceso productivo, desde la extracción del aluminio hasta el empaquetado del mismo.

Presencia estratégica en Argentina

S-5! busca expandir su alcance en Latinoamérica y ya inició conversaciones con empresas locales. Si bien aún no posee contratos firmados, el panorama podría cambiar muy pronto.

¿Por qué? El próximo 26 de junio, la empresa participará en el Smart Solar Tour en Buenos Aires, un evento organizado junto a Trinasolar y Solis LATAM que tendrá lugar en el Hotel Scala (CABA), de 15:00 a 20:00 horas. 

El encuentro combinará capacitaciones teóricas y prácticas, un workshop en vivo y un espacio de networking profesional entre instaladores, distribuidores y actores del ecosistema solar.

“Durante la capacitación se montará un panel solar de Trina Solar sobre un techo engargolado y se verán ventajas y desventajas de la instalación”, detalló Barba sobre el evento que cuenta con inscripción gratuita (requiere registro previo) en el siguiente link: 

👉 https://hubs.ly/Q03syvwP0

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Semanas atrás, el presidente de Chile, Gabriel Boric, anunció que presentará un proyecto de ley para adelantar el plan de descarbonización al 2035 -o antes-, y desde aquel entonces surgieron cuestionamientos desde sectores estratégicos del país. 

Andrés Romero, presidente del directorio de Valgesta Nueva Energía, planteó que el retiro acelerado de las termoeléctricas a carbón debe ir acompañado de un enfoque integral que ponga en el centro la seguridad del sistema eléctrico.

“No estoy en contra de la iniciativa, pero si consideramos que hubo un blackout en febrero del presente año, creo que la señal que dio el presidente no es la adecuada”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica.

Si bien se desconocen los pormenores del proyecto que prepara el Poder Ejecutivo, desde la consultora apuntaron que se requiere poner en la mira otros focos principales para avanzar con la transición de manera segura y que impacte a favor en los costos para los usuarios finales. 

“La seguridad debe ser el apellido de la nueva etapa de transición. Hay que hacer una profunda revisión de la norma técnica, seguridad, calidad, servicio. Lo está haciendo el regulador, pero tiene que ser con un trabajo mucho más amplio y con más detenimiento”, subrayó el ejecutivo. 

Bajo ese panorama, el entrevistado recordó que Chile está protagonizando una de las transiciones más rápidas del mundo. En 2024, el 72% de la generación eléctrica provino de fuentes renovables y un 35% específicamente de solar y eólica. No obstante, advierte que esa velocidad ha traído consecuencias. 

El blackout del 27 de febrero es, para Romero, un punto de inflexión. La magnitud del evento, en el contexto de una matriz altamente renovable, revela una vulnerabilidad estructural. 

En este marco, el presidente del directorio de Valgesta enumera una serie de acciones que considera prioritarias. La primera es una revisión profunda de la normativa vigente, seguido por la realización de planes de contingencia y determinación de inversiones clave para responder a situaciones críticas como el corte eléctrico masivo. 

Además, propone un giro en la política de fiscalización de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC): “Debiera incorporar la prevención de estas contingencias dentro de su política de fiscalización, y por tanto y de manera central, la seguridad de suministro”.

Otro punto crítico es el impacto de la salida de las centrales térmicas sobre la estabilidad del sistema, particularmente en lo que refiere a inercia y cortocircuito. 

“Hay que evaluar la costo-eficiencia, si esto significa que tenemos que incorporar tecnología, como los condensadores síncronos, y si los ciudadanos están disponibles a pagar esos costos. Y de igual modo, debemos actualizar la regulación de la distribución eléctrica, aunque sea de manera progresiva”, manifestó. 

Almacenamiento: estrella en ascenso, pero con riesgos

El almacenamiento energético será una pieza clave del nuevo sistema. Chile ya cuenta con 999 MW de potencia operativa en baterías, 574 MW en fases de prueba y más de 3500 MW en construcción según datos del sector. 

Pero la tendencia no frenará ahí, sino que se espera un crecimiento sostenido y estratégico en materia de storage, ya que existen 8299 MW aprobados y 14597 MW de capacidad BESS en distintas etapas calificación

Este desarrollo, impulsado por señales regulatorias como la modificación del reglamento de transferencias de potencia, se ve favorecido por una caída sostenida de los costos tecnológicos.

Pero no todo son luces. Romero observa con cautela el ritmo de instalación y los incentivos económicos, lo que podría conllevar el riesgo de “canibalización en el mercado”, un fenómeno que ya afectó a los parques solares debido a la saturación de la oferta. 

“A futuro puede haber agentes perjudicados en sus ingresos y generar un desbalance en el mercado de potencia”, concluyó el especialista remarcando la importancia de estudiar la entrada de baterías y coordinar su integración en el sistema de manera estratégica, instando a que la planificación BESS se aborde con la misma rigurosidad que se exige para el resto del sistema eléctrico.

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Goesgreen se encuentra en plena transformación estratégica. Además de mantener su histórica línea de desarrollo y asistencia técnica, la compañía ha dado un paso decisivo al lanzar a EIBN como nueva unidad comercializadora de energía. 

Si bien la firma continúa desarrollando proyectos y gestionando activos para terceros, ahora busca estructurar negocios que dependan más de sus propios recursos, por lo que la integración vertical es un eje clave del nuevo enfoque. 

“Con EIBN queremos comercializar un volumen objetivo de MWh en un sector industrial y comercial que todavía no está abordado en el Mercado. Y en los próximos diez o doce meses, la idea es ir a una estructura integral, ya que tenemos algunos proyectos propios en cartera y nos gustaría poder financiarlos”, afirmó Gustavo Gil, presidente de Goesgreen, en diálogo con Energía Estratégica. 

“La unidad de comercialización de energía sólo necesita capital de trabajo y garantías. Por tanto la integración vertical es un camino ineludible, esperando que a futuro también tengamos generación propia”, agregó. 

Actualmente, Goesgreen mantiene unos 450 MW bajo gestión a través del área de asset management. A esto se suma la actividad de la plataforma I4 Business, que añade participación en un poco más de capacidad y otros 350 MW fotovoltaicos y 10 MW eólicos en desarrollo para terceros. 

Pero la gran apuesta está en avanzar hacia la generación propia. En este sentido, la empresa prepara un pipeline de 50 MW que planea estructurar en entre cinco y siete etapas. 

“Hasta ahora vamos avanzando con los primeros dos o tres proyectos, que será el 30% de los 50 MW”, detalló el ejecutivo, aclarando que esta estrategia está pensada para atraer inversiones y dar sustentabilidad financiera a largo plazo.

Este cambio representa un paso natural para una firma que acumula experiencia técnica y relaciones en todo el ecosistema energético, por lo que complementará la sinergia entre desarrollo, generación, comercialización y conocimiento de proveedores.

“Hacemos muchos proyectos para otros y tenemos ganas de hacer el nuestro. Y la expertise de Goesgreen nos permite ser eficientes, con un OPEX muy bajo, y con un buen precio de salida de la energía, integrando el margen de la comercializadora”, sostuvo Gustavo Gil. 

De todos modos, todavía queda una barrera por resolver: la atracción de capital extranjero. Aunque desde la compañía son optimistas de cara a un futuro más estable para la inyección de capital externo. 

Regulación normativa y dinámica de mercado

Respecto a la regulación, el ejecutivo plantea una visión crítica sobre los cambios propuestos por la Secretaría de Energía de la Nación. Si bien valora el incentivo a que las distribuidoras no se abastezcan exclusivamente de CAMMESA y a reactivar un MAT, advierte que no se ven señales de un Mercado que incentive a nuevos players para mejorar la competencia y la oferta de servicios.

En ese sentido, insiste en la importancia de medidas más profundas, como por ejemplo que todos los usuarios puedan elegir a quién comprar energía y que se arme un mercado de competencia bien abierto. 

Gil también subrayó la necesidad de tener un Mercado de Energía Spot, para que los precios horarios reflejen los costos reales del sistema y los privados puedan comprar energía en una bolsa del mercado mayorista con subastas, tanto de operaciones a plazo como intradiarias, como ocurre en muchos otros países. Para el ejecutivo, esto podría motivar a que más usuarios salgan del sistema tradicional en busca de mejores precios con privados.

En este nuevo escenario, tecnologías como la generación distribuida y el almacenamiento ganan protagonismo. Desde Goesgreen ya actúan como gabinete técnico en proyectos donde los clientes quieren desarrollar su propia generación. 

“Varios clientes quieren tener su propia generación para evitar problemas de suministro o calidad de servicio, y reducir costos. Sumado a que con la baja del precio de acumulación, empiezan a aparecer algunos proyectos de baterías como una alternativa viable”, destacó.

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En el Día Mundial del Sol, 360Energy, empresa líder en soluciones energéticas  sostenibles, presenta datos exclusivos que consolidan su posición como referente  en la transición solar empresarial argentina. 

Números que transforman

Desde su fundación, 360Energy ha implementado 250 megavatios (MW) de  capacidad solar fotovoltaica distribuidos a lo largo del territorio nacional. 

«Cada panel solar que instalamos es un paso concreto hacia la independencia  energética de Argentina», afirmó Maximiliano Ivanissevich, Director de Asuntos Corporativos de 360Energy. «Nuestros números demuestran que la energía solar  no es el futuro: es el presente que las empresas argentinas están adoptando  hoy», agregó.

Los proyectos solares de 360Energy han evitado la emisión de +180.000 toneladas  de CO2 a la atmósfera, equivalente al impacto positivo de plantar 3 millones de  árboles. 

La capacidad instalada genera anualmente 414 GWh de energía limpia, suficiente  para abastecer el consumo eléctrico de +175.000 hogares argentinos durante todo  un año. 

Liderazgo sectorial

360Energy se posiciona entre las empresas líderes del sector solar empresarial  argentino, con una participación de mercado del 12% de la potencia solar instalada en Argentina.

Además, más de 15 grandes industrias ya adoptaron energía solar con 360Energ, y la compañía proyecta duplicar su capacidad instalada en el transcurso del presente año.

• Proyección 2025: duplicar la capacidad instalada 

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En el marco del Future Energy Summit Iberia 2025, el panel titulado “Conversación destacada: Solar y eólica, vectores de transformación para las regiones españolas” pondrá en foco el rol que desempeñan las comunidades autónomas en el despliegue renovable. 

Funcionarios de Canarias, Galicia, Andalucía y la Comunidad Valenciana compartirán escenario en una sesión clave para entender cómo se articula la transición energética a escala territorial.

Participarán del panel Alberto Hernández Suárez, Director General de Energía del Gobierno de Canarias; Pablo Fernández Vila, Director General de Planificación Energética y Minas de la Xunta de Galicia; Manuel Larrasa Rodríguez, Secretario General de Energía de la Junta de Andalucía; y Manuel Argüelles Linares, de la Dirección General de Energía y Minas de la Generalitat Valenciana. La moderación estará a cargo de Emilia Lardizábal, periodista de Energía Estratégica.

El debate girará en torno a dos grandes ejes: por un lado, la aceleración del crecimiento renovable, con foco en la electrificación del transporte, la industria y los edificios; y por otro, la necesidad de recuperar la legitimidad del despliegue renovable a través de mecanismos de aceptación social y ordenamiento territorial.

Además, el panel permitirá conocer cómo cada comunidad autónoma está enfrentando los retos normativos, técnicos y sociales que implica el despliegue renovable a gran escala. 

Desde la gestión del territorio y la tramitación ambiental hasta las estrategias para atraer inversión y promover la electrificación de la demanda, los funcionarios compartirán las líneas de acción que están impulsando desde sus gobiernos para acelerar una transición energética ordenada, legítima y alineada con las metas del PNIEC.

La sesión concluirá con un debate sobre la necesidad de una tramitación unificada y coordinada entre el Estado y las comunidades, explorando posibles consensos regulatorios para acelerar proyectos sin debilitar los estándares técnicos y ambientales.

Un espacio estratégico para definir la transición desde el territorio

El FES Iberia 2025 se celebrará el 24 de junio en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt, en Madrid, y reunirá a más de 400 ejecutivos del sector público y privado. Este panel de comunidades autónomas será uno de los puntos altos de una jornada que incluirá también discusiones sobre almacenamiento, PPAs, hidrógeno verde, financiación, offtakers y regulación.

La edición contará con los principales líderes como Julio Castro, CEO de Iberdrola Renovables; David Ruiz, CEO de Grenergy; Jordi Torres, CEO de TotalEnergies Renovables España; Alejandro Moreno, Chief Development Officer de Recurrent Energy; Rocío Sicre, Directora General de EDP Renewables España; Rafael Esteban, Director Global de Desarrollo de Negocios de ACCIONA Energía; Enrique Pedrosa, COO Europe & LatAm de Repsol Low Carbon Generation; y Álvaro Pérez de Lema de la Mata, CEO de Saeta Yield. 

Junto a ellos, ejecutivos de ENGIE, Matrix Renewables, RWE, Lightsource bp, 360Energy, Jinko, Elecnor, Chemik, Schletter, Yingli Solar y muchas más compañías compartirán su visión sobre el futuro energético regional, los modelos de inversión, almacenamiento, digitalización y mecanismos de mercado.

La agenda incluirá paneles estratégicos sobre el mercado del sur de Europa, el rol de los offtakers, las oportunidades en Latinoamérica, y una conversación destacada con autoridades de Guatemala y República Dominicana sobre licitaciones y marcos normativos.

Además de su contenido técnico, el FES Iberia será un espacio privilegiado para el networking de alto nivel, con rondas de reuniones privadas, encuentros bilaterales y un cóctel exclusivo entre los principales actores del ecosistema renovable.

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Con 60 actores que participan activamente en el mercado eléctrico mayorista, Guatemala está lista para avanzar con la licitación abierta PEG-5, que promete ser la más grande y sostenible de su historia, en línea con el último Plan de Expansión de Generación del país.

Actualmente, existen 97 centrales de generación y 3.557 MW instalados, lo que, en palabras de Rafael Argueta, exdirector de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) consolida un entorno seguro para los inversionistas.

“A más de 30 años de que se inició el mercado mayorista, lo hemos visto madurar bastante. Considero que en la parte de generación hay competencia y una importante diversificación”, destacó Argueta. Desde su perspectiva, uno de los activos más valiosos del sistema guatemalteco es precisamente la variedad tecnológica, lo que disminuye la dependencia de una sola fuente energética.

En ese contexto, hay grandes expectativas de que la convocatoria PEG-5, que retoma el esquema de cuotas tecnológicas, obtenga resultados exitosos con distintas fuentes de generación, mientras asegura condiciones de flexibilidad en el sistema.

“A mi criterio, estas cuotas están equilibradas porque le dan la oportunidad de participar a muchas tecnologías y de poder obtener contratos de largo plazo”, subrayó el experto.

El historial de licitaciones del país respalda esta evolución. Guatemala ha celebrado 23 licitaciones de corto plazo y 4 de largo plazo, generando un marco confiable para atraer capital privado. En la PEG-4, por ejemplo, se recibieron ofertas por más de 1.500 MW cuando se licitaban apenas 235 MW, revelando un fuerte interés inversor y un mercado en expansión. Gracias a estos procesos, el país concretó 1.404,2 MW de capacidad instalada, de los cuales 1.144 MW corresponden a fuentes renovables.

Durante una entrevista con Energía Estratégica, Argueta se refirió a los factores que podrían determinar las ofertas más competitivas en esta nueva convocatoria. A partir de la experiencia reciente, donde proyectos solares y de gas natural resultaron adjudicados con precios récord, estas tecnologías vuelven a perfilarse como favoritas.

“Probablemente los mejores precios los tengan las renovables a base de energía solar”, afirmó, aunque advirtió que las condiciones horarias de entrega restringen su aplicación exclusiva. De ahí que enfatiza la necesidad de contar con tecnologías firmes que garanticen suministro 24/7, especialmente soluciones a base de gas natural con motores o turbinas.

“Definitivamente la tecnología que podría dar esta flexibilidad y las mejores condiciones son las tecnologías a base de gas natural”, sostuvo Argueta, resaltando la importancia de complementariedad tecnológica para lograr eficiencia y confiabilidad en la operación del sistema.

Este análisis se alinea con los resultados de la PEG-4: la solar dominó el bloque de energía generada con ofertas que alcanzaron los 26.66 USD/MWh (Cox Energy) y 20.33 USD/MWh (Tierra del Sol), mientras que en el bloque de potencia garantizada, City Petén e Innova Energy posicionaron propuestas de gas natural a 37.84 USD/MWh y 45.96 USD/MWh, respectivamente. Ahora bien, ofertas híbridas con otras tecnologías como la de La Unión con biomasa y bunker, lograron adjudicaciones a 29.32 USD/MWh, demostrando la importancia de la diversificación y el potencial de renovables con potencia firme.

En el horizonte aparecen otras oportunidades como el almacenamiento energético en baterías para brindar flexibilidad o complementariedad a las fuentes renovables variables. En el último año, el Administrador del Mercado Mayorista (AMM) y la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) han avanzado con el marco que permitiría la participación de ofertas híbridas con BESS.

“Sí, creo que hay una oportunidad para este tipo de tecnologías”, admitió Argueta, en referencia a las eólicas o solares acopladas a soluciones de almacenamiento y reconociendo que las bases de PEG-5 no impiden la participación de este tipo de proyectos, marcando un cambio respecto a licitaciones anteriores.

Para el profesional con vasta experiencia en el mercado eléctrico guatemalteco, el avance hacia una matriz más limpia debe estar acompañado de criterios técnicos rigurosos: “Tenemos que avanzar en la integración de tecnologías renovables, pero se debe considerar siempre la energía firme que puedan entregar otras tecnologías”, consideró. Y concluyó: “Por la experiencia de otros países, es necesario mantener ese balance entre energías renovables variables y tecnologías que puedan garantizar energía firme, sean fósiles, otras renovables o baterías”.

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Arctech consolida su presencia en Argentina con el suministro de trackers solares para el proyecto El Quemado, de la generadora YPF Luz, que tendrá más de 300 MW de capacidad, fortaleciendo su rol estratégico en el desarrollo de energías renovables en un mercado tan desafiante como prioritario para su expansión.

La primera etapa del proyecto comprende 200 MW, de modo que ya llegaron los primeros contenedores al proyecto ubicado en Las Heras, a 53 km de la ciudad de Mendoza.

“A partir de septiembre u octubre del presente año, empezaría a llegar la segunda etapa de más de 100 MW de trackers”, indicó Alejandro Silva Zamora, director para Sudamérica y Brasil de Arctech, durante una entrevista destacada en Future Energy Summit (FES) Argentina.

El parque solar El Quemado, ubicado en el departamento de Las Heras, Mendoza, será construido en dos etapas hasta alcanzar 305 MW de capacidad instalada, integrando 500.000 paneles bifaciales y comercializando energía a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). Además, se convirtió en el primer proyecto en recibir aprobación bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), lo que refuerza su valor estratégico a nivel nacional.

“Es un proyecto muy desafiante que se ubica en una zona muy desafiante, siendo el país en sí muy desafiante porque es el país más ventoso de Sudamérica y uno de los más ventosos del mundo”, agregó. 

Cabe aclarar que en la zona de San Juan y Mendoza, la norma eólica oscila entre 42 y 45 metros por segundo, lo que representa entre 12 a 15 m/s más que en otros mercados clave como Chile, Brasil y Perú. 

Para enfrentar este reto, la compañía pone en valor su fuerte presencia territorial. “Tenemos más de 25 personas entre Chile y Argentina. Entonces ese sello y atención brinda seguridad a los clientes, porque no demandamos un ticket de atención desde otro punto del mundo sino que es atención local”, destacó Silva Zamora.

De este modo, Arctech ha participado en más de 400 proyectos solares en América Latina, con una operación activa en Brasil, Chile, México y Argentina. Mientras que Brasil y Chile concentran el mayor volumen de desarrollos, especialmente a través del esquema de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), en Argentina la empresa ya acumula casi 700 MW instalados, lo que confirma su apuesta a largo plazo en el país.

Acompañamiento integral: el sello Arctech

Uno de los pilares de la estrategia regional de Arctech es su modelo de servicio técnico y operativo, conocido como el “sello Arctech”, que abarca todas las etapas del ciclo de vida de un proyecto solar. 

Este enfoque incluye el contacto inicial con el cliente, la firma de contratos, la fabricación, la fase de construcción, el comisionamiento y la postventa. “El acompañamiento que hacemos al proyecto y al cliente de inicio a fin es nuestro gran factor diferenciador”, enfatizó el  director para Sudamérica y Brasil de Arctech,

Como resultado de este modelo operativo, la compañía experimentó un crecimiento del 170% entre 2022 y 2023, una expansión impulsada no solo por la calidad técnica y el precio competitivo, sino también por el compromiso profesional de su equipo. 

“Lo único que hace China es poner el precio y fabricar el tracker, todo el resto lo hacemos en Sudamérica. Entonces somos muy independientes y eso le encanta a los clientes”, complementó el especialista.

La entrada Arctech refuerza su estrategia solar regional desde Argentina con proyectos clave se publicó primero en Energía Estratégica.

IELOU ENERGY y las Juntas Comunales Xinkas Marino Costeras firmaron un Acuerdo Marco de Cooperación Interinstitucional, con el objetivo de impulsar soluciones conjuntas a los desafíos ambientales, energéticos y sociales que enfrenta el Territorio La Isla, ubicado en la cuenca del Paso Hondo, entre Escuintla y Santa Rosa, marcando un hito para el desarrollo sostenible y el fortalecimiento del diálogo intercultural.

El acuerdo es el resultado de un proceso de diálogo transparente, respetuoso y basado en la buena fe, que reconoce tanto los impactos acumulados del cambio climático como la creciente presión sobre los recursos naturales de la región. Como primer paso concreto, se oficializó la implementación del proyecto solar Fénix II – Monterrico, con una capacidad de 5 megavatios, que será desarrollado en Territorio Xinka.

“En la aldea El Conacaste, en la costa sur de Guatemala, marcamos el inicio de una alianza con las comunidades Xinkas marino-costeras para construir un proyecto de generación distribuida. Este proyecto no solo reducirá 50 mil toneladas de CO₂ durante su vida útil, sino que también refleja nuestro compromiso con una transición energética justa e inclusiva”, expresó Héctor Alarcón, representante de IELOU ENERGY.

El proyecto Fénix II no solo aportará energía renovable y de bajo impacto, sino que también generará oportunidades de empleo para jóvenes locales, quienes se formarán y participarán en tareas de instalación, operación y mantenimiento de los paneles solares. Además, se implementarán acciones de restauración ecológica, reforestación con especies nativas y recuperación de vericuetos y humedales, claves para la resiliencia del ecosistema marino-costero.

“Concluimos un proceso de diálogo que nos permitió llegar a un acuerdo con beneficios mutuos. Uno de los temas centrales fue la transferencia de conocimientos sobre energía solar. La comunidad expresó su interés en aprender y nosotros nos comprometimos a compartir nuestra experiencia, además de priorizar la contratación de mano de obra local”, afirmó Carlos Mérida, representante de IELOU ENERGY.

El acuerdo también contempla iniciativas para la limpieza de ríos y zonas azolvadas, el fortalecimiento de la gobernanza del agua y la articulación con sectores estratégicos como el agrícola, pesquero y turístico. El objetivo común es restaurar la funcionalidad hídrica del territorio y promover un desarrollo más equilibrado y resiliente.

Como parte del proceso, se integrará la participación activa de la Asociación COMUNDICH, organización clave en la gestión ambiental, el acompañamiento comunitario y la vinculación de mano de obra local para la ejecución del proyecto.

“Este acuerdo representa un puente de desarrollo para nuestras comunidades. Es un hecho histórico que honra la memoria de nuestros antepasados y reconoce el rol activo de nuestra gente como portadora de saberes y fuerza de trabajo calificada. Apostamos a una alianza que valore nuestra identidad y contribuya al bienestar colectivo”, señaló Onofreo Ramírez Pineda, autoridad Xinka ladino-mestiza del territorio marino-costero.

Esta alianza constituye un modelo de cooperación entre empresa privada y comunidades originarias, en el que el respeto mutuo, la inclusión y la sostenibilidad son los pilares para construir un futuro compartido.

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Bajo el liderazgo de la presidente Xiomara Castro, Honduras avanza con la licitación de potencia y energía más grande y sostenible de su historia. La LPI 1000-010-2021 tendrá como objetivo la cubrir el suministro a largo plazo de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) y se espera que lo logre adjudicando en el orden de 1,500 MW prioritariamente a partir de energías renovables.

«Haremos el lanzamiento la próxima semana», reveló Erick Tejada Carbajal, secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente general de la ENEE, en exclusiva para Energía Estratégica. 

Su lanzamiento era inminente tras la aprobación de los pliegos de bases y condiciones a finales de mayo por parte del pleno de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE). Wilfredo Flores, comisionado de la CREE, saludó la iniciativa y ratificó el apoyo del organismo regulador.

«La publicación de las bases de licitación, conforme a lo dispuesto en la Ley General de la Industria Eléctrica, su reforma y bajo supervisión de la CREE, constituye un mecanismo clave para garantizar la seguridad del suministro, fomentar la competencia en el Mercado Mayorista y asegurar que el proceso se desarrolle bajo principios de legalidad, transparencia y eficiencia, en línea con los objetivos de sostenibilidad y desarrollo energético que requiere el país», declaró el comisionado Flores.

Para tener mayores precisiones al respecto, este medio contactó a Adriana Álvarez, Directora de la Unidad Especial de Proyectos de Energía Renovable de la ENEE, quien anticipó que el acto de lanzamiento será este lunes 23 de junio en el edificio del Banco Centroamericano de Integración Económica, situado en Boulevard Suyapa, Tegucigalpa, Honduras.

«Expectantes de que esta licitación sea una oportunidad para continuar con la transición energética hacia energías limpias, logrando un mayor porcentaje de penetración de energías renovables que ofrezcan potencia firme y al mismo tiempo estabilidad en la Red eléctrica de Honduras», confió la directora de proyectos.

Y aunque reconoció que aún «es un desafío la inyección de energía renovable al SIN», destacó que este gobierno ha invertido en la infraestructura eléctrica necesaria para el fortalecimiento del sistema y que continuará trabajando simultáneamente tanto para incrementar la capacidad instalada como para la expansión de la transmisión.

Esta planificación ordenada también se ve evidenciada por dentro de la licitación de 1,500 MW. El proceso se estructuraría en etapas, contemplando un escalonamiento en la entrada en operación de los proyectos adjudicados busca asegurar una integración gradual y ordenada de la nueva capacidad energética al sistema, evitando sobrecargas y garantizando la estabilidad del suministro.

Y su éxito buscaría garantizarse a través de un mecanismo de selección mediante subasta inversa por rondas sucesivas. Este enfoque permite que los oferentes presenten sus propuestas de manera competitiva en varias rondas, lo que resultaría en precios más bajos para el Estado y, en definitiva, para los usuarios finales, alineándose a los principios de la «Ley especial para garantizar el servicio de energía eléctrica como bien público de seguridad nacional y un derecho humano».

Honduras aprueba pliegos de la licitación de 1500 MW que priorizará energías renovables y almacenamiento

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La tercera edición del Future Energy Summit Iberia 2025 reunirá el próximo 24 de junio en Madrid a más de 400 ejecutivos del sector energético. En este contexto, Galp se posiciona como una de las protagonistas más esperadas por su papel creciente en la transición energética de la región.

La compañía portuguesa llega al evento tras consolidar una cartera de 1,5 GW solares operativos en la Península Ibérica y 0,5 GW en construcción, como parte de su estrategia para alcanzar los 4 GW operativos a nivel global para 2025 y escalar hasta 12 GW en 2030. Esta expansión la convierte en un actor clave del nuevo ecosistema ibérico de renovables.

Fernando Cremades, Global Head of Growth, representará a la firma en el panel titulado “Tendencias de la energía solar y el almacenamiento en España”, donde compartirá escenario con referentes de Chemik, Yingli Solar, 360Energy, Zelestra y Enlight. Allí se debatirá sobre los desafíos actuales del mercado español: precios bajos, vertidos renovables y presión sobre la rentabilidad.

La intervención resulta clave considerando que Galp ya opera un sistema BESS piloto de 5 MW / 20 MWh en Alcoutim (Portugal), con planes de ampliarlo a 60 MW en 2025.

Su estrategia pasa por actuar como operador energético integrado, combinando generación solar, baterías y comercialización para optimizar ingresos en un entorno volátil. La digitalización y las soluciones inteligentes de despacho están en el centro de esta estrategia de resiliencia operativa.

Además, Carlos Relancio, Director de Energías Renovables de Galp, participará en los espacios de networking y análisis estratégico del evento. Su intervención abordará los desafíos de integración y crecimiento de la matriz renovable en el contexto ibérico, donde Galp viene de anunciar una inversión de 650 millones de euros en una nueva unidad de biocombustibles avanzados y un electrolizador de 100 MW en la refinería de Sines, financiados en parte por el BEI y Mitsui.

Un evento que reúne a los protagonistas del cambio energético

El FES Iberia 2025 se celebrará en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt, en Madrid, y reunirá a más de 400 ejecutivos del sector público y privado, convirtiéndose una vez más en el foro clave donde se definen las oportunidades de inversión, innovación y transición energética en el sur de Europa.

En esta edición participarán compañías líderes como Alantra, Matrix Renewables, 360Energy, Chemik, Yingli Solar, Risen Energy, Schletter, BLC Power Generation, Repsol, EDP y RWE, que aportarán su experiencia en almacenamiento, PPAs, hidrógeno verde, energía solar y eólica, así como en modelos de financiamiento y mecanismos de mercado.

Entre los principales líderes que participarán de esta edición se encuentran Julio Castro, CEO de Iberdrola Renovables; David Ruiz, CEO de Grenergy; Jordi Torres, CEO de TotalEnergies Renovables España; Alejandro Moreno, Chief Development Officer de Recurrent Energy; Rocío Sicre, Directora General de EDP Renewables España; Rafael Esteban, Director Global de Desarrollo de Negocios de ACCIONA Energía; Enrique Pedrosa, COO Europe & LatAm de Repsol Low Carbon Generation; y Álvaro Pérez de Lema de la Mata, CEO de Saeta Yield.

Junto a ellos, ejecutivos de ENGIE, Matrix Renewables, RWE, Lightsource bp, 360Energy, Jinko, Elecnor, Chemik, Schletter, Yingli Solar y muchas más compañías compartirán su visión sobre el futuro energético regional, los modelos de inversión, almacenamiento, digitalización y mecanismos de mercado.

La agenda incluirá paneles estratégicos sobre el mercado del sur de Europa, el rol de los offtakers, las oportunidades en Latinoamérica, y una conversación destacada con autoridades de Guatemala y República Dominicana sobre licitaciones y marcos normativos.

Además de su contenido técnico, el FES Iberia será un espacio privilegiado para el networking de alto nivel, con rondas de reuniones privadas, encuentros bilaterales y un cóctel exclusivo entre los principales actores del ecosistema renovable.

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Huawei Digital Power confirmó conversaciones en torno a la licitación AlmaGBA, el proceso lanzado por el gobierno argentino que adjudicará 500 MW de sistemas de baterías de energía en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

“Nuestra intención es trasladar la experiencia que tenemos en el almacenamiento a la licitación de 500 MW denominada AlmaGBA”, destacó Favio Rearte, responsable de desarrollo de negocios PV y BESS en Huawei Digital Power, durante una entrevista destacada en Future Energy Summit (FES) Argentina.

La compañía ya cuenta con proyectos comprometidos que fueron entregados y están próximos a ser instalados en territorio argentino a través de su equipo de servicio técnico, lo que consolida su despliegue operativo en el país.

Hasta la fecha, el almacenamiento energético no contaba con una regulación ni incentivo económico que hiciera rentable su implementación a gran escala, más allá de lo hecho en la convocatoria RenMDI que adjudicó algunos proyectos híbridos (generación + BESS). 

En este contexto, Rearte enfatizó que la licitación es un “puntapié importante” para que las inversiones sean rentables, lo que abre una ventana concreta de viabilidad para el desarrollo de estos proyectos. 

“De hecho, estamos trabajando intensamente con la mayoría de los generadores interesados en esta oportunidad”, afirmó el responsable de desarrollo de negocios PV y BESS en Huawei Digital Power.

El posicionamiento de la compañía en esta licitación se apalanca sobre su liderazgo consolidado en el segmento solar dentro del mercado argentino, dado que posee alrededor de 1.600 MW de inversores instalados, y otros comprometidos 2.500 MW adicionales para los próximos meses, lo que representa el 85% de los inversores utility-scale en operación en Argentina. 

Este dominio en el segmento fotovoltaico le permite encarar el desafío del almacenamiento desde una posición técnica y comercial fortalecida.

Sin embargo, la propuesta de Huawei va más allá del almacenamiento convencional. La compañía ofrece soluciones integrales que, además de almacenar energía, mejoran la calidad de sistema, al proporcionar potencia reactiva, regulación de frecuencia y tensión, y aporte de inercia virtual.

“Nuestro distintivo principal es que no solamente ofrecemos almacenamiento, sino también aportar calidad de sistema”, señaló Rearte, quien también detalló que esta capacidad de respuesta técnica permite aumentar la flexibilidad operativa de la red, un atributo clave para sistemas con alta penetración renovable.

“Desde nuestra planta de desarrollo en China buscamos aportar un poco más, considerando el conocimiento y la expertise en el tema”, remarcó el ejecutivo, poniendo en valor la transferencia tecnológica que la empresa propone en el mercado argentino.

Detalles clave de la licitación AlmaGBA

La licitación AlmaGBA prevé la instalación de hasta 500 MW de capacidad BESS, mediante proyectos que oscilarán entre 10 MW y 150 MW, y que deberán estar en condiciones de entregar energía durante hasta 8 horas consecutivas. 

El calendario oficial establece que las ofertas técnicas se presentarán el 3 de julio, fecha en la cual se realizará la apertura de los sobres A. Las ofertas económicas serán abiertas el 7 de agosto, mientras que la adjudicación se concretará el 18 del mismo mes, dando paso a la firma de contratos a partir del 20 de agosto.

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La Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) publicó el informe Estadísticas Mensuales del Mercado Eléctrico Panameño de abril del 2025. Allí, da cuenta del avance del parque de generación local. 

La capacidad instalada total en el mercado panameño asciende a 4,968.29 MW de los cuales la eólica y solar representan el 19,21 %, destacándose entre estas la fotovoltaica (618.75 MW) que casi duplica a la tecnología a partir de la cinética del viento (336 MW).

Contrastando las cifras de abril del 2025 de aquel informe con las de abril del 2024 se puede observar la entrada de operación de, al menos, 10 plantas con tecnología fotovoltaica que no superan los 10 MW cada cual. 

Los responsables de proyectos que obtuvieron las licencias de operación fueron: Aguafuerte S.A.; Aquavoltaics S.A.; Arrendadora Istmo Energy, S.A.; Sunergy, I S.A.; Argentum Solar, S.A.; Mercurio Solar S.A.; Greenwood Energy Central America Corp y la Universidad de Panamá. 

Estos proyectos que suman 86,61 MW de capacidad instalada lograron una contribución de 13.841,70 MWh de generación de energía eléctrica limpia y renovable durante el mes de abril de este año. 

Aquel aporte representa apenas un 1,34 % de 1,036,481.20 MWh de la energía inyectada por todas las centrales de generación operativas en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), indicando un potencial latente para seguir creciendo en este campo. 

Más diversificación en Panamá 

Desde la Secretaría Nacional de Energía advierten que en los últimos años, el crecimiento de la matriz ha sido principalmente a partir de fuentes de generación solar fotovoltaica y térmica a base de gas natural. 

Es por ello que emitió en marzo de este año la Resolución N.° MIPRE-2025-0009558, que darían paso a una próxima licitación que priorice energía eólica e hidroeléctrica con regulación menor a 90 días. 

De allí, se instruyó a la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) a presentar, antes del 31 de octubre de 2025, los pliegos de licitación pública que prometería contratos de hasta 180 meses. 

La iniciativa privada está expectante de este lanzamiento. Ahora bien, advierten como necesario agilizar tramitología vinculada, ya que solo podrán participar proyectos considerados nuevos, con contrato de concesión o licencia definitiva para generación de energía eléctrica, obtenidos antes de la fecha del acto de recepción de ofertas.

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El masivo apagón eléctrico que afectó a gran parte del territorio chileno en febrero del presente año sigue generando repercusiones. El evento, provocado por la desconexión de una línea de transmisión operada por ISA Interchile, dejó sin suministro a más de 8 millones de hogares durante más de siete horas. 

En este contexto, la Comisión Nacional de Energía (CNE) puso el foco en la planificación y la robustez del sistema eléctrico como ejes fundamentales para garantizar la seguridad del suministro en el futuro.

“Hay temas que la regulación claramente tiene que hacerse cargo, como aquellos vinculados a seguridad, servicios complementarios, robustez de la red, entre otros puntos”, sostuvo Marco Mancilla, secretario ejecutivo de la CNE, durante un webinar. 

Cabe recordar que, según el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), la falla se originó durante una maniobra técnica en la línea “Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar”, separando el Sistema Eléctrico Nacional en dos islas y generando el corte generalizado. Aunque la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) aún no publica su informe definitivo sobre las causas, el debate ya está instalado: ¿falló la regulación o hubo incumplimientos operativos?

“No es evidente a priori que sea un problema de regulación. Claramente hay responsabilidad en el origen de la falla, pero luego hay que ver en la propagación, si hay coordinados que no cumplieron con su rol”, planteó Mancilla.

El funcionario remarcó que, aunque el estándar de suministro exigido por la ciudadanía y la política es válido, no todos los eventos se explican por un déficit normativo. “Es posible que la regulación esté adecuada y lo que hay es simplemente falla en el cumplimiento, por lo que se deberán asumir las responsabilidades como corresponde”, advirtió.

En esa línea, insiste en que el marco normativo existente contempla herramientas suficientes, pero su efectividad depende del accionar correcto de los operadores y coordinadores del sistema. 

“Han ocurrido eventos el año pasado a nivel de distribución fundamentalmente, y este año a nivel de generación-transmisión que levantan esta dicha demanda ciudadana y política”, explicó el secretario ejecutivo, aclarando que la institucionalidad chilena obliga a los organismos estatales y semipúblicos a dar cuenta pública de su desempeño, algo que se torna crucial frente a situaciones de crisis como la vivida recientemente.

En cuanto a la planificación futura, el representante de la CNE plantea la necesidad de combinar eficiencia y previsión. “Primero se debe planificar y luego las herramientas para alcanzar el objetivo de forma más eficiente”, argumentó. 

Esto implica no solo mejorar los estándares técnicos, sino también asumir que un mayor nivel de exigencia siempre tendrá un costo asociado: “Cada vez que queremos mejor performance del sistema, aparte de lograr el óptimo eficiente con lo que hay, si queremos todavía subir un poco más, siempre tendrá un costo”, manifestó.

La discusión en torno al apagón de 2025 pone en evidencia que la resiliencia del sistema eléctrico chileno dependerá tanto de ajustes regulatorios como del cumplimiento riguroso por parte de todos los actores del sector. La CNE, por su parte, se posiciona para avanzar en el proceso, exigiendo responsabilidades, pero también redoblando los esfuerzos en planificación estratégica.

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La ministra de Industria, Energía y Minería de Uruguay, Fernanda Cardona, participó del ciclo Diálogo abierto por los líderes, una instancia de intercambio organizada por la Comisión de Integración Energética Regional (CIER). Bajo el lema «Un ciclo de conversatorios con tomadores de decisiones», Cardona dialogó con participantes de la región a través de un encuentro virtual que se desarrolló el 16 de junio.

En su presentación, la ministra enfatizó la importancia de apostar a la interconexión energética en América Latina. Subrayó la relevancia que esto tiene para la soberanía energética de los países que integramos la región y para la estabilidad de nuestros sistemas. En el caso uruguayo, recordó que el comercio energético es, además, relevante para nuestra balanza comercial.

La jerarca resaltó la complementariedad de las renovables con el gas natural, que permitirá utilizar la infraestructura existente pero poco aprovechada. El objetivo del Gobierno y del MIEM es generar acuerdos para avanzar en complementariedad energética y profundizar la soberanía de la matriz energética.

Por otra parte, la titular del Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) afirmó que la situación internacional demanda que América Latina tome decisiones rápidas y eficientes en materia energética. Agregó que la región necesita “resignificar la interconexión que queremos”, no solo en el plano físico, sino también en el regulatorio. Por ello, indicó, se requiere un trabajo interdisciplinario para afrontar estos desafíos.

En definitiva, señaló la ministra, Uruguay y la región deben apostar a consolidar una transformación energética “justa” y “verde” a la vez, para avanzar en un desarrollo nacional y regional de triple impacto: económico, social y ambiental. La transformación energética no solo permite avanzar en descarbonización y cuidado del ambiente, sino generar empleo de calidad, con impacto en la industria y la tecnología, y mirada de género y descentralizadora.

La ministra Cardona también remarcó que, durante esta administración, Uruguay retoma el intercambio en actividades internacionales, con una postura firme y analítica. Esto también se refleja en el ámbito energético, con diálogos con organizaciones como la CIER.

En el encuentro participaron, por Uruguay, la presidenta de UTE, Andrea Cabrera, y el gerente general de esa empresa pública, José Alem, entre otras autoridades y funcionariado.

Por la CIER estuvieron presentes, entre otros integrantes, su presidente, Marcelo Cassin, y su director ejecutivo, Túlio Alves.

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Del 11 al 13 de junio, se celebró en Shanghái la 18.ª edición de la SNEC PV Power Expo. Antaisolar presentó su último sistema insignia de seguimiento inteligente, AT–Spark, junto con una gama completa de soluciones de montaje solar para proyectos sobre tejado y suelo. Durante el evento, la compañía firmó acuerdos por un total de más de 2 GW con socios globales, lo que demuestra su gran potencial de desarrollo.

Firma de acuerdos por más de 2 GW con socios globales

Entre el 11 y el 12 de junio, Antaisolar firmó acuerdos con socios como RAYSTECH GROUP PTY LTD, Shandong Province Industrial Equipment Installation Group Co., Ltd., SPV CO., LTD, CLEAN KINETICS PTE., LTD y OSW. Estos acuerdos abarcan Europa, Australia, Centroamérica, el Sudeste Asiático, Corea del Sur y China, y abarcan alianzas estratégicas, acuerdos para proyectos y cooperación en distribución. A finales de 2024, Antaisolar había logrado 41,7 GW de envíos a nivel mundial y había establecido oficinas en 21 países y regiones, expandiendo activamente su ecosistema global para brindar apoyo local para proyectos globales.

¡Debut mundial! Lanzamiento oficial del sistema de seguimiento inteligente AT-Spark

El 11 de junio, Antaisolar lanzó su nuevo sistema de seguimiento inteligente, AT-Spark. Presentado por el director de I+D, Yang Shuibu, el AT-Spark incorpora un tubo de torsión octogonal de desarrollo propio para una mayor resistencia al viento con una estructura ligera. Su rodamiento esférico doble patentado permite la autoalineación de pendientes y simplifica la instalación.

El AT-Spark está equipado con SmartTrail, el sistema de control de seguimiento inteligente de Antaisolar, que ofrece cuatro modos de protección contra condiciones climáticas extremas. Mediante algoritmos inteligentes, el AT-Spark maximiza la producción energética y reduce el coste normalizado de la electricidad (LCOE), lo que lo hace ideal para proyectos fotovoltaicos a gran escala.

Este lanzamiento refleja la estrategia de innovación de Antaisolar. La compañía opera cuatro centros de I+D en España, Shanghái, Xiamen y Zhangzhou, con más de 120 ingenieros profesionales. Según el Informe Global de Cuota de Mercado de Seguidores Solares Fotovoltaicos 2025 de Wood Mackenzie, Antaisolar se ubicó en el 9.º puesto a nivel mundial en envíos de seguidores en 2024 y entre los 6 primeros en mercados clave como Latinoamérica, Asia-Pacífico y China.

Al concluir el SNEC 2025, Antaisolar mantiene su compromiso con la colaboración global y el impulso a la innovación en la industria solar. Guiada por su misión de «CONSTRUIR UN MUNDO VERDE», la compañía continúa impulsando la transformación digital e inteligente del sector fotovoltaico.

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El próximo 24 de junio en Madrid volverá a tener lugar el punto de encuentro clave para los tomadores de decisión del sector energético de la región en el Future Energy Summit (FES) Iberia 2025.

Ejecutivos de primer nivel compartirán su visión sobre los retos y oportunidades del sistema eléctrico del futuro, centrados en temáticas urgentes como almacenamiento, regulación, electrificación y competitividad.

Rocío Sicre, Directora General de EDP Renewables España; Rafael Esteban, Director Global de Desarrollo de Negocios de ACCIONA Energía; Álvaro Pérez de Lema, CEO de Saeta Yield; y Enrique Pedrosa, COO Europe & Latam de Repsol Low Carbon Generation, analizarán los pilares que estructurarán el sistema energético europeo de la próxima década.

Entre los temas que marcarán la conversación se encuentran la necesidad de marcos regulatorios estables, el equilibrio entre seguridad del suministro y precios competitivos, el papel del almacenamiento como herramienta de flexibilidad y la integración del hidrógeno renovable como vector clave de descarbonización.

Los panelistas también compartirán sus estrategias frente al mercado de capacidad, las futuras subastas, la integración del hidrógeno verde y los combustibles bajos en carbono, así como los nuevos esquemas de inversión para afrontar un entorno tecnológico en acelerada transición. 

Además, se pondrá el foco en cómo las compañías están abordando la estabilidad futura de la red y redefiniendo prioridades en un mercado cada vez más competitivo.

El FES Iberia 2025 contará con la participación de más de 400 ejecutivos públicos y privados, y ofrecerá una agenda que incluye múltiples paneles temáticos.

Se debatirá sobre fotovoltaica e hibridación con almacenamiento, visiones regionales del sur de Europa, innovación constructiva en Iberoamérica, tendencias tecnológicas en solar y baterías, gestión de activos y seguridad del suministro, despliegue renovable a nivel autonómico, y nuevas demandas como datacenters e industria electrointensiva.

Además, se incluirá un bloque internacional dedicado a la transición energética en Latinoamérica, que pondrá en valor las oportunidades de inversión, cooperación tecnológica y desarrollo regulatorio que surgen del nuevo escenario global de descarbonización y reconfiguración geopolítica.

La cita en Madrid se posiciona así como una instancia clave para definir el rumbo del ecosistema energético, con especial énfasis en las soluciones que permitirán alcanzar los objetivos climáticos y de inversión de cara a 2030.

La entrada Líderes de EDPR, ACCIONA, Repsol y Saeta Yield debatirán el futuro energético europeo en el FES Iberia se publicó primero en Energía Estratégica.

La Secretaría de Energía de Argentina definió una nueva fecha para la presentación de ofertas y apertura de sobres técnicos de la licitación AlmaGBA por 500 MW de baterías a instalarse en las redes de Edenor y Edesur. 

El jueves 3 de julio se darán a conocer los proyectos y empresas interesadas en la convocatoria, que cada vez levanta más interés dentro del sector energético, de manera que Energía Estratégica pudo confirmar que ya se presentaron más de 100 solicitudes ante las distribuidoras. 

“Se han recibido más de 150 proyectos que fueron analizados divididos en más de 20 oferentes. El espectro de potencias solicitadas es amplio, se recibieron pedidos desde 10 MW hasta 150 MW, tanto en alta tensión (220 kV ó 132 kV) como en media tensión (33 kV ó 13,2 kV)”, aseguraron desde las distribuidoras. 

Y para todos los pedidos de consultas se han realizado reuniones aclaratorias entre equipos técnicos de los proveedores del almacenamiento y de las distribuidoras, con el objetivo de esclarecer dudas técnicas respecto a la conexión a la red de la distribuidora.

Para cada una de las consultas se deben definir el nodo de conexión elegido, la potencia a inyectar y el nivel de tensión al cual desean conectarse. Mientras que con la información definida, la distribuidora realiza los estudios técnicos necesarios para establecer la factibilidad de la conexión del proyecto en forma independiente del resto. 

Dichos estudios eléctricos se enfocan en analizar la posibilidad de carga y descarga de los sistemas de baterías en el periodo estipulado en el modelo de contrato de la licitación (15 años a contar desde la habilitación comercial)

En caso de resultar factible la conexión, el proceso concluye con la firma de la “carta acuerdo de conexión” entre el proveedor del almacenamiento y la distribuidora donde estará el proyecto.

Cabe recordar que cada sistema BESS deberá poder ser operado al menos 180 ciclos por año y la carga horas continuas de carga por la potencia contratada se establece en 6 horas como máximo. Aunque, por razones operativas, la central deberá tener la capacidad de extender la carga continua de las baterías por hasta 8 horas. 

Y si bien desde el sector denunciaron ciertas demoras ante consultas por la capacidad disponible en las subestaciones del AMBA (ver nota), hecho que dificultaba la correcta preparación de los proyectos, desde las distribuidoras informaron que los tiempos de respuesta se normalizaron. 

“A pesar de la cantidad de consultas recibidas y del amplio espectro analizado, cada solicitud se ha respondido en tiempo y forma. Los tiempos de respuesta promedio resultan del orden de 5 días de acuerdo a la coordinación entre los equipos técnicos de las partes”, sostuvieron fuentes cercanas a este portal de noticias.

“De hecho, las distintas consultas recibidas se encuentran en diferente estado de avance, incluso algunas ya se encuentran en el proceso de firma de la carta acuerdo de conexión. Es cierto que la cantidad de consultas recibidas superó las expectativas iniciales, pero una vez definidos los canales y procedimientos a seguir en las consultas, el tema alcanzó una dinámica acorde a las necesidades de ambas partes”, insistieron. 

Próximos pasos de la licitación

La presentación y apertura de ofertas administrativas y técnicas se realizará el 3 de julio; en tanto que la apertura de las propuestas económicas se hará el 7 de agosto, y la adjudicación se dará a conocer el 18/8.   

La entrada Distribuidoras de Argentina recibieron más de 100 anteproyectos para la licitación de 500 MW de baterías se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) aprobó, a inicios de este mes, una adenda que contiene modificaciones a las Bases de la Licitación Abierta 1-2025. Los cambios impactan sobre los objetivos de contratación, cronograma de eventos y rondas sucesivas para la evaluación económica de las ofertas. 

Respecto al objetivo, se aclara que ya habiendo ejecutado el proceso de selección del Bloque A vinculado a 306 MW, los esfuerzos se enfocan ahora en el Bloque B que persigue 166 MW para suministro entre el 1 de mayo del 2026 al 30 de abril del 2030, y un nuevo Bloque C para asegurar 176 MW entre el 1 de septiembre del 2025 y el 30 de abril del 2026. 

Es preciso recordar que mediante este proceso se busca tanto potencia como energía eléctrica para el suministro de los usuarios de Empresa Eléctrica de Guatemala Sociedad Anónima (EEGSA), Distribuidora de Electricidad de Occidente Sociedad Anónima (DEOCSA) y Distribuidora de Electricidad de Oriente Sociedad Anónima (DEORSA).

Quienes resulten ganadores serán responsables del cubrimiento de la demanda firme de los usuarios del servicio de distribución final de dichas distribuidoras en el periodo adjudicado, conforme los contratos por Diferencias con Curva de Carga, Potencia sin Energía Asociada, Energía Generada y Contrato de Opción de Compra de Energía establecidos en la Norma de Coordinación Comercial No. 13 del Administrador del Mercado Mayorista (AMM).

Está previsto que el proceso de la Licitación Abierta 1-2025 se realice por completo este año. Ahora bien, tras la última adenda se contempla que el Bloque B y el Bloque C cuenten con cronograma de eventos separados, de modo tal que la presentación de las ofertas, evaluación y adjudicación pueda ser en diferentes fechas. 

Sobre el mecanismo de selección también habría cambios. Si bien, se mantienen las rondas sucesivas para la evaluación económica de las ofertas la adjudicación estará sujeta a: 

Para el Bloque B: cubrir hasta 166.00 MW de Potencia Garantizada con energía asociada para el período estacional 01 de mayo 2026 – 30 de abril 2030, debiéndose entender que el objetivo de contratación de potencia que determine la Junta de Licitación puede ser menor para cumplir los objetivos del proceso de licitación.

Para el Bloque B: Cubrir hasta 61.00 MW de Potencia Garantizada sin Energía Asociada, debiéndose entender que la potencia que se contrate bajo esta modalidad se reduce de los valores indicados en el numeral anterior. Asimismo, ante ofertas con precio iguales, se adjudicará en proporción a la Potencia Máxima Garantizada ofertada, siempre que se cumplan con las condiciones presentadas para las respectivas ofertas. 

Para el Bloque C: cubrir hasta 121.00 MW de Potencia Garantizada con Energía Asociada conforme el siguiente cuadro para el período estacional 01 de septiembre 2025 – 30 de abril 2026, debiéndose entender que el objetivo de contratación de potencia que determine la Junta de Licitación puede ser menor para cumplir los objetivos del proceso de licitación.

Para el Bloque C: Cubrir al menos 55.00 MW de Potencia Garantizada sin Energía Asociada conforme el siguiente cuadro, la cual podrá ser mayor en la medida que sea menor el valor de contratación de potencia indicado en el numeral romano v. anterior. Ante ofertas con precio iguales, se adjudicará en proporción a la Potencia Máxima Garantizada ofertada, siempre que se cumplan con las condiciones presentadas para las respectivas ofertas. Conforme el siguiente período y potencia garantizada sin energía asociada a contratar.

La entrada Distribuidoras de Guatemala contratarán 176 MW adicionales en su licitación de corto plazo  se publicó primero en Energía Estratégica.

Sungrow se posiciona como un actor clave de cara a la próxima licitación de generación y almacenamiento que se realizará en República Dominicana, en un contexto donde las autoridades locales buscan acelerar la incorporación de tecnologías que garanticen mayor confiabilidad en el suministro eléctrico.

El anuncio oficial fue realizado por el ministro de Energía y Minas, Joel Santos Echavarría, durante la cuarta edición del Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), donde anticipó que las distribuidoras eléctricas lanzarán una convocatoria orientada a tecnologías renovables con almacenamiento, que competirán por contratos de largo plazo.

“Es una señal desde nuestro modo de ver positiva, también porque venimos con muchas expectativas en los últimos diría un año y medio en general”, manifestó Héctor Núñez, Director de Ventas para México, Colombia, Centroamérica y el Caribe de Sungrow.

La empresa, líder mundial en electrónica de potencia para energías renovables y sistemas de almacenamiento energético, ya cuenta con una amplia oferta tecnológica y una experiencia regional que busca capitalizar en este mercado.

Desde la perspectiva de Sungrow, la licitación llega en un momento oportuno para consolidar soluciones que integren almacenamiento con energía solar en el país. Núñez aseguró que se trata de una “posibilidad bastante positiva para incorporar sistemas de almacenamiento en un país como la República Dominicana, que es una isla y que necesita y tiene un requerimiento muy especial y muy particular de energía”.

En este marco, las declaraciones del referente de Sungrow fueron recogidas durante una entrevista audiovisual en el marco del evento FES Caribe, donde enfatizó que la compañía ya cuenta con un posicionamiento local relevante. “Desde nosotros como Sungrow, que ya tenemos un posicionamiento en la República Dominicana de liderazgo en suministros de proyectos fotovoltaicos y también algunos proyectos de almacenamiento, creo que podemos aportar muchísimo”.

Actualmente, Sungrow acumula más de 7 GWh contratados en soluciones BESS en América Latina, cifra que consolida su presencia y experiencia en integración de sistemas avanzados de almacenamiento. Esa capacidad le permite “trasladar perfectamente la experiencia a la licitación”, explicó Núñez, quien también destaca la flexibilidad técnica de las soluciones de la empresa como ventaja competitiva.

En paralelo, la regulación local también ha dado pasos importantes. El año pasado, la Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución CNE-AD-0005-2024, que establece la obligación de integrar almacenamiento en proyectos renovables de entre 20 MWac y 200 MWac, exigiendo una capacidad equivalente al 50% de la potencia instalada, con una duración mínima de cuatro horas.

Este marco normativo da forma a un mercado en expansión. Actualmente existen en República Dominicana al menos 20 proyectos PV + BESS candidatos a ingresar al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) entre 2025 y 2030, los cuales representarían cerca de 1.860 MW de generación y unos 542 MWh de capacidad de almacenamiento, según datos de la CNE a inicios de este 2025.

En ese contexto, Núñez destacó la diversidad de configuraciones que ofrece Sungrow. “Tenemos inversor tipo cadena con una batería en acoplamiento en AC, pero al mismo tiempo tenemos inversores centrales que pueden aprovechar esa irradiación solar e inyectar a esa batería en DC coupling”, describió, al tiempo que subrayó que esa flexibilidad evita imponer una solución única a los desarrolladores.

“Nos permite ser muy agnósticos y no empujar a que el cliente tome una específica, sino entender muy bien su proyecto y que él, en base a su necesidad real, nosotros vayamos por un camino o por otro”, puntualiza el ejecutivo. Esta orientación técnica se complementa con una oferta que apunta a la eficiencia operativa: “El Power Titan 2.0 es supremamente competitivo, es un producto que en 20 pies ya metemos 5 MWh que ya tiene el propio inversor o los PCS dentro del propio contenedor”.

La solución integral que propone Sungrow está diseñada específicamente para entornos exigentes como el del Caribe, donde factores como la humedad y la salinidad pueden afectar el rendimiento de los equipos. “Es una solución completamente integral que ya se refrigera líquidamente hasta el inversor y eso evita también todo el tema de humedades… de cara a la operación y mantenimiento es un equipo prácticamente libre de mantenimiento”, indicó Núñez. Esta característica contribuye directamente a la reducción del OPEX, un aspecto crítico para asegurar la viabilidad financiera de los proyectos a largo plazo.

A nivel regional, el Caribe continúa avanzando en esta dirección. Numerosas islas y archipiélagos están demandando soluciones BESS no solo para almacenamiento de energía, sino también para brindar servicios auxiliares como la regulación de frecuencia, voltaje o arranque en negro, elementos claves para garantizar estabilidad en sistemas aislados.

En este escenario, Sungrow extiende su invitación a desarrolladores y empresas interesadas en el mercado dominicano: “Estas soluciones están a disposición ya de nuestros clientes y bueno, es con lo que venimos acá como a nuestra oferta de valor”, concluyó Núñez.

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Energía Real, empresa que opera el portafolio de generación distribuida más grande de México, se encuentra en plena expansión. La compañía proyecta alcanzar 250 MW operativos hacia finales de 2025 y escalar sus activos a 1 GW para 2030, a partir de una nueva ronda de captación de fondos. 

“Estamos en un proceso de levantamiento de capital por 700 millones de dólares”, confirmó Óscar García, Head of Growth and Customer Success de Energía Real. La empresa ya ha invertido más de 150 millones de dólares en activos operativos a través de rondas de financiamiento anteriores, respaldadas por entidades como Riverstone y Banco Sabadell. 

La inyección de nuevos recursos permitirá consolidar una oferta energética centrada en soluciones a medida, robusteciendo su presencia no sólo con solar distribuida sino también autoconsumo, almacenamiento en baterías e infraestructura inteligente.

“Buscamos ser un proveedor único e integral de soluciones energéticas”, subrayó García, al describir los tres pilares que estructuran la propuesta de valor de Energía Real: hiperpersonalización, integración tecnológica y relaciones de largo plazo.

Actualmente, el portafolio operativo de la compañía se compone principalmente de generación distribuida in situ mediante contratos PPA. Al cierre del 2024, 107 MW correspondían a solar distribuida, 20 MW/40 MWh a sistemas de almacenamiento y otros 20 MW en suministro calificado. “Hoy, ya hemos superado los 150 MW”, señaló el vocero indicando el progreso evidenciado en los primeros meses del 2025.

La nueva estrategia del sector eléctrico mexicano que anticipa el aumento del umbral para generación distribuida a 0.7 MW y promueve el autoconsumo de 0.7 MW hasta los 20 MW, ha reconfigurado el panorama de inversión. Por lo que Energía Real acelera su proceso de levantamiento de capital que les permita abordar proyectos de mayor envergadura y encaminar 1 GW en México. 

“Ya tenemos bastantes clientes de diferentes industrias”, aseguró García en referencia a proyectos ya operativos en el sector automotriz, manufactura, retail, alimentos y bebidas. Este track record marca un gran diferencial que les permitirá avanzar con activos de mayor escala bajo los nuevos esquemas.

“Auguramos que este año podamos ya arrancar con alguno muy grande en autoconsumo”, comentó el Head of Growth and Customer Success. Un punto de oportunidad estaría en empresas de minería, data centers y grandes constructoras, que comienzan a evaluar este esquema como parte de su estrategia de optimización energética.

Para estos perfiles de clientes, lograr autonomía energética hace sentido y encontrarían en Energía Real un aliado estratégico para lograrlo. Con experiencia desde 2021 en la implementación de soluciones híbridas, esta empresa ha optimizado su know-how en configuraciones solares y de almacenamiento para distintos entornos de demanda compleja. “Entendemos ya muy bien cómo funciona el sistema de microrredes privadas”, afirmó García en ese contexto.

Para dar respuesta a las nuevas demandas en el mercado, Energía Real no sólo refuerza su estrategia financiera sino también operativa mediante la colaboración con otros actores del sector para asegurar por ejemplo el EPC de sus nuevos proyectos. En ese sentido, García subrayó que la firma mantiene una política abierta de cooperación sectorial. “Nos encanta colaborar”, afirmó.

En línea con aquello, Energía Real participa activamente en gremios civiles y empresarios como ASOLMEX y AMIF, y siendo Empresa B certificada, promueve acciones ambientales concretas entre las que se destaca la creación de Rafiqui, la primera sede recicladora de paneles solares en México, consolidando su enfoque ESG como parte integral de su cultura corporativa. 

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José Pablo Montoya, coordinador de la Comisión de Energía de la Cámara de Industrias de Costa Rica (CICR), advierte tres grandes desafíos que los industriales enfrentan para garantizar su suministro eléctrico. 

El primero es el alto costo de la electricidad, resultado de un modelo de generación cerrado y limitado, donde Grupo ICE tiene el control casi total, lo que impide que las empresas accedan a energía más competitiva y limita la participación de nuevos actores. 

“Este modelo que es de “comprador único”, en el cual solo el ICE puede adquirir energía de privados (que además tienen un tope en generación), impide la libre competencia y genera ineficiencias”, observa José Pablo Montoya.

El segundo problema, considera, es la falta de seguridad energética, evidenciada por la dependencia a la hidroeléctrica que representa alrededor del 68% de la capacidad instalada total del sistema. “Esto nos dejó al borde de los racionamientos en 2024 debido al fenómeno de El Niño”, indica el referente empresario. 

De hecho, recuerda que mientras que en 2023 la producción hidroeléctrica representó un 69,7% del total, en el 2024 fue de un 66,9% mientras que, la termoelectricidad representó un 5.1% en 2023 y un 10,6% en el 2024; la producción con este tipo de fuente aumento para el año pasado, en un 118.9%. 

De allí que, un tercer gran desafío estaría dado por la ausencia de un marco normativo moderno, que permita una planificación integral, la diversificación de fuentes de generación y la atracción de nuevas inversiones. 

“De las 12 leyes vigentes que actualmente regulan al sector eléctrico en el país, no existe una ley general, que de manera integral defina cómo opera el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y ninguna que coloque como eje central al consumidor”, observa. 

Desde su óptica como coordinador de la Comisión de Energía de la CICR, considera que aquello limita la capacidad del país para responder al crecimiento de la demanda energética y adaptarse a los cambios tecnológicos del mercado.  

De aprobarse la reforma del modelo eléctrico, ¿esos problemas se resolverían? José Pablo Montoya sostiene que sí. 

“La aprobación de la Ley de Armonización del Sistema Eléctrico Nacional podría resolver estos problemas. En primer lugar, permitiría una apertura del mercado de generación, atrayendo nuevos actores que competirían en costo – eficiencia, lo que resultaría en tarifas más bajas para todos los consumidores”. 

La entrada de nuevos actores privados sería clave para fortalecer la seguridad energética del país. Siguiendo con el análisis del referente consultado, “si se permite que más actores participen en la generación, especialmente con tecnologías como solar, eólica, geotermia y biomasa, se diversifica la matriz y se reduce el riesgo de depender de una sola fuente o de un solo operador”. 

Por último, al establecer un marco normativo actualizado y coherente, se garantizaría una planificación integral con un operador del sistema independiente, técnico y neutral, mejorando la competitividad del país y atrayendo nuevas inversiones, especialmente en sectores estratégicos como manufactura avanzada, semiconductores e inteligencia artificial.

De esta manera, “el aumento de inversiones privadas en energías renovables es clave para mitigar estos riesgos”, subraya Montoya y detalla:

“En primer lugar, permitiría una mayor oferta de energía a precios competitivos, ya que los generadores privados competirían por ofrecer las mejores tarifas, beneficiando tanto a las industrias como a los consumidores residenciales y comerciales. 

En segundo lugar, incrementaría la diversificación de la matriz energética, reduciendo la dependencia absoluta de fuentes como la hidroeléctrica, que son vulnerables al cambio climático. 

Finalmente, fortalecería la seguridad energética, asegurando que el país cuente con capacidad suficiente para abastecer el crecimiento de la demanda y atraer nuevas industrias. Esto no solo garantizará energía accesible y estable, sino que también contribuirá a la descarbonización de la economía y a la creación de empleos de calidad”.

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La compañía estatal francesa de energía EDF anunció la integración de sus filiales que operan a escala internacional bajo la nueva entidad EDF power solutions.

Esta transformación es parte de un proceso de la empresa a nivel global, que busca combinar las actividades y el expertise de la División Internacional del Grupo EDF con las de EDF Renewables en los 25 países donde opera. El objetivo es aprovechar sinergias y fortalecer la capacidad del Grupo EDF para seguir colaborando con la transición energética y ofrecer a sus clientes soluciones energéticas integradas -que van desde el suministro de energía hasta la prestación de diversos servicios energéticos- a través de un portafolio diversificado.

Presente en Chile hace más de diez años, con esta integración el Grupo EDF consolida un portafolio, desarrollado junto a sus socios, de más de 1,4 GW de capacidad instalada. EDF power solutions Chile cuenta con un equipo multidisciplinario con experiencia en el desarrollo, construcción y operación de proyectos, el cual está enfocado en implementar la estrategia de crecimiento del Grupo EDF en el país.

“Es un honor asumir el liderazgo de EDF en Chile en un momento tan desafiante, pero al mismo tiempo tan lleno de oportunidades para el sector energético. La creación de EDF power solutions representa una decisión estratégica que nos permitirá seguir creciendo en el país a través de un portafolio integrado y una estrategia más robusta”, señaló Joan Leal, el CEO de EDF power solutions designado en Chile.

Sobre EDF power solution Chile

El Grupo EDF está presente en Chile desde el año 2014, y cuenta con una capacidad instalada de generación de más de 1.400 MW, lo que lo convierte en el quinto actor del sector generación más importantes del país. Cuenta con un portafolio diversificado de proyectos en desarrollo, que considera proyectos híbridos de generación renovable con almacenamiento, así como también proyectos de tecnologías innovadoras como el hidrógeno verde. (Ver anexo).

El modelo de negocios del Grupo EDF en Chile considera el desarrollo de proyectos en co-control con socios con expertise local. Actualmente, participa junto a AME en la propiedad de Generadora Metropolitana, a través de la cual opera la planta solar CEME 1 (las más grande del país) y las centrales térmicas Nueva Renca, Los Vientos y Santa Lidia.  Además, participa junto al Grupo Ibereólica Renovable de la propiedad del parque eólico Cabo Leones I y junto a AME de la planta fotovoltaica Santiago Solar.

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El próximo jueves 19 de junio, el sector renovable de Latinoamérica tendrá una nueva cita con la innovación tecnológica, de la mano de la empresa S-5!, que llevará adelante un webinar gratuito en el que presentará sus soluciones de montaje fotovoltaico sin rieles y sin perforaciones para cubiertas metálicas.

La jornada, organizada junto a Energía Estratégica, se titula “Soluciones de montaje FV sin rieles para techos metálicos engrapados y trapezoidales en Sudamérica”, comenzará a 10 hs Colombia / 12 hs Argentina y estará destinada a instaladores, EPCistas y distribuidores solares de la región. 

📌 La participación es gratuita, con inscripción previa en el siguiente enlace:
👉 https://forms.gle/QhD8Yvhc5XEaQGzY9

El webinar llega en un momento clave donde el autoconsumo solar en techos metálicos está cobrando un protagonismo creciente en LATAM. Cada vez más empresas, comercios e industrias reconocen el valor de aprovechar sus cubiertas para generar energía limpia y reducir su dependencia de la red eléctrica. 

Pero uno de los desafíos que aún persiste es cómo instalar paneles solares de forma segura, rentable y sin afectar la integridad estructural de los techos metálicos, que abundan en la arquitectura industrial y comercial de la región.

En este contexto, la compañía S-5!, reconocida internacionalmente por su experiencia en soluciones de montaje para paneles solares, está impulsando una propuesta innovadora que promete cambiar las reglas del juego. Se trata de sistemas de fijación sin rieles y sin perforaciones, diseñados específicamente para cubiertas metálicas. El objetivo es claro: facilitar instalaciones más rápidas, económicas y duraderas, sin comprometer la impermeabilidad ni la estructura de los techos.

Por lo que el webinar servirá de espacio de formación y contará con la exposición de Salvador Barba, sales manager para Latinoamérica de S-5!, quien ofrecerá un panorama completo sobre las ventajas de los sistemas sin rieles y sin perforaciones. 

Durante la sesión, se detallará cómo estas soluciones permiten reducir notablemente el uso de materiales y mano de obra, generando ahorros importantes en tiempo y recursos. Además, se hará foco en las mejores prácticas para instalar paneles sobre cubiertas metálicas de manera segura, evitando filtraciones o daños que puedan comprometer la durabilidad de la instalación.

📌 La participación es gratuita, con inscripción previa en el siguiente enlace:
👉 https://forms.gle/QhD8Yvhc5XEaQGzY9

Uno de los ejes centrales del evento será la presentación de fijaciones mecánicas específicas para techos engargolados, que permiten una sujeción firme sin necesidad de perforar. Esta técnica no solo simplifica el montaje, sino que también incrementa la seguridad estructural del sistema y reduce los costos de mantenimiento a largo plazo. Además, se explicarán soluciones adaptadas para techos trapezoidales y curvos —también conocidos como arcotechos—, muy comunes en instalaciones industriales y logísticas. 

Pero la propuesta de S-5! no se limita al montaje estructural. También se abordarán aspectos eléctricos clave, como la organización del cableado, la integración de microinversores y optimizadores, y la forma en que estos elementos se adaptan a estructuras sin rieles. El objetivo es asegurar una instalación limpia, segura y fácil de mantener, que maximice la eficiencia energética y reduzca los riesgos de fallos o accidentes.

Como parte del valor práctico de la jornada, se compartirán casos reales de instalaciones realizadas en Argentina utilizando estas soluciones, a fin de que los participantes puedan apreciar los beneficios tangibles en términos de eficiencia, tiempo de instalación y rendimiento general. 

El webinar gratuito del 19 de junio, organizado entre S-5! y Energía Estratégica se presenta como una oportunidad imperdible para actualizar conocimientos, intercambiar experiencias y descubrir herramientas que simplifican y optimizan el camino hacia la generación distribuida. ¡No se pierda la oportunidad de participar!

📌 La participación es gratuita, con inscripción previa en el siguiente enlace:
👉 https://forms.gle/QhD8Yvhc5XEaQGzY9

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Al concluir la edición 2025 de la Exposición Internacional de Energía Solar & Energía Inteligente (SNEC), Solis dejó en claro cuál es su rumbo hacia el futuro: tecnología más inteligente, alianzas más sólidas y un compromiso más profundo con la sostenibilidad.

Este evento marcó un hito significativo para la compañía, que no solo celebró 20 años en la industria solar, sino que también presentó algunos de los avances más importantes en su trayectoria.

Protagonista del evento: Inversor Híbrido 4 en 1 de 125kW

En el centro de atención estuvo la serie S6-EH3P(75–125)K10-NV-YD-H, que hizo su debut oficial en China. Diseñado para aplicaciones comerciales e industriales, este inversor híbrido 4 en 1 integra en un solo equipo la gestión de energía solar (PV), batería, red eléctrica y generador diésel (genset), ofreciendo una solución integral para maximizar la flexibilidad energética y el retorno de inversión.

Los asistentes pudieron experimentar de primera mano sus características destacadas, como:

• Sobrecarga del 200% en PV y carga rápida de baterías de 200A, para una eficiencia superior en conexión a red.
• Capacidad de sobrecarga del 160% y un tiempo de conmutación inferior a 10ms, ideal para operación fuera de la red sin interrupciones.
• Soporte de conexión en paralelo de hasta 10 unidades, gracias al uso del gabinete de distribución de energía Solis Power Distribution Cabinet.

Un paso adelante en sostenibilidad

Solis también aprovechó la ocasión para reafirmar su compromiso con una operación empresarial responsable. Un momento clave fue la entrega oficial de las Declaraciones Ambientales de Producto (EPD) por parte de TÜV SÜD, certificando los inversores comerciales de 80 a 125kW de la compañía. Desarrolladas bajo estándares internacionales, las EPD brindan una visión completa del impacto ambiental de un producto a lo largo de todo su ciclo de vida: desde el abastecimiento de materiales hasta su disposición final.

Sandy Woodward, Gerente General de Solis Europa, recibió la certificación en el evento:

“En Europa, nuestros socios buscan cada vez más productos que no solo ofrezcan buen rendimiento, sino que también sean fabricados de manera responsable. Las EPD son una herramienta clave para demostrar ese compromiso. No se trata solo de cumplir un requisito; se trata de construir confianza.”

Esta acción se suma a lo presentado en el Informe ESG 2024 de la compañía, que detalla los avances en prioridades ambientales, sociales y de gobernanza. Además, refuerza la calificación ‘Committed’ otorgada por EcoVadis, que reconoce el desempeño sólido de Solis en ética, derechos laborales y compras sostenibles.

Energía solar más inteligente con SolisCloud AI

Durante la exposición también se presentó SolisCloud AI, la versión más avanzada hasta la fecha de la plataforma de monitoreo de Solis. Este sistema incorpora nuevas funcionalidades inteligentes como:

• Respuesta dinámica a tarifas variables
• Programación por horarios de uso (Time-of-Use)
• Control automatizado del sistema

Estas innovaciones ayudan a los usuarios a obtener el máximo rendimiento por cada kilovatio. Todo forma parte de la misión más amplia de Solis: hacer la energía solar más simple, más inteligente y más sostenible, tanto en sistemas residenciales como en proyectos comerciales a gran escala.

Con el cierre de SNEC 2025, una cosa quedó clara: Solis no solo está listo para el futuro. Está ayudando a construirlo.

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Growatt presentó sus últimas innovaciones en energía solar y almacenamiento en la feria SNEC PV Power Expo 2025, celebrada en Shanghái del 11 al 13 de junio. La exposición mostró soluciones inteligentes y escalables para aplicaciones residenciales, comerciales, industriales (C&I) y sistemas solares de balcón, destacando el compromiso de Growatt con la independencia energética global. Entre los aspectos más destacados se incluyeron inversores híbridos de última generación, sistemas de almacenamiento plug-and-play y soluciones de alto rendimiento para plantas a gran escala.

Soluciones residenciales de energía solar y almacenamiento: más inteligentes, seguras y escalables

Reconocida como el segundo proveedor global de inversores residenciales, Growatt sigue marcando el estándar en energía inteligente para el hogar con soluciones más inteligentes, seguras y adaptables a las diferentes necesidades de los hogares.

Liderando la exposición residencial estuvo el NEXA 2000, un innovador sistema de almacenamiento de energía para balcones diseñado para hogares urbanos y espacios reducidos. Esta solución plug-and-play admite hasta 2600W de entrada fotovoltaica, 4 MPPT y 20A por string, lo que la hace ideal para módulos de alta potencia de 650W o más. Su diseño modular permite una capacidad de almacenamiento ampliable hasta 8kWh, ofreciendo máxima flexibilidad. Además, integra programación inteligente con IA, optimización de tarifas horarias (ToU) y modo fuera de red para respaldo durante cortes eléctricos.

Además, Growatt presentó una amplia gama de soluciones residenciales híbridas y fuera de red que permiten a los hogares lograr independencia energética:

SPM 3000–10000TL-HU: Inversor híbrido monofásico con clasificación IP65, rango de potencia de 3–10kW, función UPS con cambio en 10ms, compatibilidad con generadores diésel y soporte para hasta 6 unidades en paralelo.

SPE 3500–12000: Inversor monofásico (IP20) con capacidad de 3.5–12kW, doble entrada AC, control inteligente de cargas y hasta 9 unidades en paralelo.

SPF 3000–6000T HVM-G2: Inversor fuera de red con diseño basado en transformador, capacidad de carga pico 2x para aparatos con motor y salidas duales de carga.

WIT 4–15K-HU: Inversor híbrido trifásico (IP66) con salida desbalanceada al 100%, capacidad de sobrecarga del 200%, salidas duales y soporte para hasta 6 sistemas en paralelo.

Todos los productos residenciales se integran con las plataformas inteligentes de Growatt — ShinePhone, ShineServer y OSS — para ofrecer monitoreo en tiempo real, programación energética inteligente y diagnóstico remoto.

Soluciones para sectores comercial, industrial y utility: energía para todos los niveles

Clasificada entre los cinco principales proveedores globales de inversores comerciales, Growatt sigue fortaleciendo a EPCs, desarrolladores y empresas con soluciones energéticas inteligentes y escalables. En SNEC 2025, la compañía presentó una gama completa de innovaciones que abarca desde tejados comerciales hasta parques solares a gran escala.

Para aplicaciones comerciales e industriales (C&I), Growatt mostró inversores híbridos y en red de alto rendimiento:

WIT 30–100K-HU: Inversores híbridos trifásicos (380Vac) diseñados para sistemas de baterías de alto voltaje. Con hasta 2.0 de relación DC/AC, integración con generadores diésel, capacidad de arranque en negro y salida desbalanceada al 100%, estos inversores son ideales para aplicaciones como recorte de picos, desplazamiento de carga y respaldo de emergencia.

MAX 100–150KTL3-X2 LV: Solución robusta de baja tensión para sistemas C&I de mayor tamaño, con 8–10 MPPT, corriente por string de 22.5A, relación DC/AC del 150% y amplio rango de voltaje (180–1000V). Cuenta con protecciones avanzadas como SPD tipo II, diseño sin fusibles, recuperación PID y detección de arco eléctrico.

Desde techos comerciales hasta parques solares a gran escala, los productos avanzados de Growatt para los sectores C&I y utility brindan la eficiencia, flexibilidad e inteligencia necesarias para garantizar la viabilidad de los proyectos solares del futuro.

Impulsando la innovación junto a socios globales

Con más de una década de experiencia y presencia en más de 180 países, Growatt se ha consolidado como uno de los nombres más confiables en tecnología de inversores solares y almacenamiento de energía. La participación en SNEC 2025 no fue solo una vitrina de productos, sino una reafirmación de la misión de la marca: democratizar la energía limpia mediante soluciones accesibles y escalables.

“Estamos encantados de regresar a SNEC 2025 y conectar con nuestros socios globales”, afirmó Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt. “Las innovaciones que presentamos este año, desde sistemas solares de balcón hasta almacenamiento híbrido comercial, están diseñadas para satisfacer las necesidades diversas y cambiantes de nuestros clientes en todo el mundo”. 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Plan de invierno 2025

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo se reparte la capacidad verde?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Hidrógeno verde: reconversión industrial y descarbonización regional

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

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

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

Soto de Ribera: hidrógeno integrado y almacenamiento a gran escala

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

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

Córdoba: reutilización de Puente Nuevo con energía solar y biomasa

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

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

Hibridación renovable: eficiencia mediante tecnologías co-ubicadas

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

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

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

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

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

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

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

Redes y cooperación: aceleradores de la transición

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Nuevas oportunidades en mercados clave

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

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

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

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

Regulación, inversión y almacenamiento

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La entrada LATAM acelera su transición solar: tecnologías TOPCon, digitalización y cadenas de valor locales marcan la agenda fotovoltaica se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Proyectos renovables en zonas extremas

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

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

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

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

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

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

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

Al respecto, Woodward comentó:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Acerca de JinkoSolar

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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