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JA Solar da un nuevo paso en su estrategia para Brasil al ingresar con fuerza al mercado de almacenamiento energético. Así lo anticipó Gabriel Magdalon, vicepresidente para LATAM de la compañía, durante su participación en “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025”. La decisión se basa en la creciente necesidad de soluciones técnicas que acompañen el avance de las renovables en el país.

“La idea de la compañía es asociarnos con actores del sector y ofrecer soluciones específicas para cada aplicación”, manifestó Magdalon. Según el ejecutivo, la empresa diseñará proyectos adaptados para hospitales, industrias, campus o comercios, aportando valor agregado en servicios y soporte técnico.

El enfoque marca una transformación en el modelo de negocios de la empresa, históricamente concentrada en la comercialización de paneles fotovoltaicos. Desde su llegada a Brasil en 2015, JA Solar se consolidó como uno de los principales proveedores de módulos del país, con un crecimiento exponencial en volumen de exportaciones.

“En 2023 se exportaron 23 GW al país, pero este año proyectamos entre 15 y 17 GW. Aun con una caída cercana al 30%, sigue siendo un volumen muy relevante”, destacó. Magdalon asegura que el mercado solar brasileño sigue firme, pero reconoce que el escenario actual impone nuevos desafíos.

Entre los principales obstáculos se encuentra el fin del ex-tarifario que permitía la importación de módulos con arancel reducido. “Hasta hace poco podías importar con una tasa de 12%, ahora estamos hablando de un 25%, lo que impacta directamente en los costos”, explicó. Aunque algunas condiciones fueron restauradas para proyectos de generación centralizada, la generación distribuida sigue enfrentando este incremento impositivo.

Además, el ejecutivo destaca la caída histórica en los precios de los módulos. “En 2015 el módulo costaba más de 50 centavos de dólar, hoy hablamos de una fracción de eso. La producción en masa y la mejora del proceso hicieron posible esa reducción”, detalló.

Esa competitividad ha impulsado a JA Solar en generación distribuida, segmento donde se ha posicionado con fuerza. Sin embargo, Magdalon remarca que desde 2021 también se intensificó la apuesta por generación centralizada. “Montamos un equipo específico para ese mercado y logramos penetrar con éxito, aunque las condiciones siguen siendo muy desafiantes”, indicó.

Según el ejecutivo, la alta tasa de interés, la volatilidad cambiaria y la complejidad para acceder a financiamiento son los factores que más frenan nuevos desarrollos a gran escala. “Creemos que 2026 y 2027 podrían ser años de recuperación, pero 2025 todavía será un periodo complejo para generación centralizada”, anticipó.

Por eso, además de mantener su participación en generación distribuida y sus ventas de módulos, JA Solar apuesta ahora a crecer en almacenamiento. Magdalon destaca que el modelo de negocio será distinto: “Vender baterías requiere más servicio y más equipo en campo, por eso estamos estructurando nuestra operación con ese objetivo”.

Al cerrar su participación en el panel, el Vicepresidente de JA Solar también hizo referencia a la transición energética del país y la oportunidad que representa la COP30 para posicionarse en el escenario internacional. “Brasil ya cumple buena parte de su rol en esta transición. Es un país serio, con leyes sólidas y capacidad para atraer inversiones”, afirmó.

“Más del 80% de la matriz energética ya proviene de fuentes renovables. Lo que necesitamos ahora es mostrarle al mundo ese potencial, atraer nuevos proyectos y seguir generando demanda”, concluyó.

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Solis ha culminado con éxito su primer proyecto fotovoltaico en Europa utilizando su inversor solar de 350kW, el cual suministra energía a una nueva planta solar de 2.8MWn ubicada a las afueras de Tczew, Polonia. Con planes ya en marcha para ampliar la instalación a 4.5MW, este proyecto representa un hito clave en la expansión de Solis en el segmento de gran escala dentro del continente europeo.

Para el desarrollador del proyecto, la decisión fue clara: menos inversores significan menos cableado, menor mantenimiento a largo plazo y costos generales más bajos. Por ello, el inversor de 350kW de Solis fue la elección natural.

“Buscábamos una solución simplificada. Menos equipos, menos trabajo durante la puesta en marcha, y en consecuencia, menos complicaciones. El equipo de 350kW cumplió con todos nuestros requisitos», comentó un representante del sitio.

Diseñado para la simplicidad, creado para escalar

Diseñada exclusivamente para la venta de energía a la red, esta planta solar está enfocada en maximizar el retorno financiero, y el sistema fue configurado con ese objetivo en mente. A pesar de un desafío técnico por la presencia de un gasoducto atravesando el terreno, el sitio ya está completamente operativo y generando ingresos.

El inversor solar modelo S6-GU350K-EHV aportó múltiples beneficios, entre ellos:

• Hasta 16 MPPTs y 99% de eficiencia máxima
• Relación DC/AC de 150% para una mayor flexibilidad en el diseño
• Amplia compatibilidad con módulos, incluyendo formatos bifaciales de 182mm y 210mm
• Protección IP66 y nivel C5 para condiciones exteriores exigentes
• Recuperación PID integrada y diseño sin fusibles
• SVG nocturno, actualizaciones de firmware remotas y comunicaciones PLC opcionales

Mirando hacia el futuro

«Ver nuestro inversor de 350kW en funcionamiento en Europa es un momento de orgullo para todo el equipo” señaló Gregory Lukens, Director de Utility Scale para Europa en Solis. “Es una prueba de que la energía solar a gran escala no tiene que ser complicada para ofrecer resultados sólidos y confiables»

Actualmente, Solis cuenta con más de 200MW en sistemas operativos en Europa, y la cifra sigue creciendo. Los inversores son solo una parte del panorama. Cada vez más, Solis acompaña a los desarrolladores con soluciones integrales a escala utility: desde estaciones de media tensión y herramientas avanzadas de monitoreo, hasta una integración de datos fluida.

«Nuestro enfoque es brindar a los clientes todo lo necesario para avanzar rápido, reducir riesgos y construir proyectos solares inteligentes y escalables. Esta instalación en Polonia es un claro ejemplo de cómo simplificar —y trabajar con los socios adecuados— puede generar grandes resultados», agregó.

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El avance de la inteligencia artificial en la industria energética comienza a evidenciarse ya que un nuevo estudio de Accenture Argentina reveló que más del 60% de las compañías de energía ya está implementando agentes de IA.

Esto se traduce en resultados y beneficios medibles, especialmente en la optimización de costos operativos dentro del sector, de manera que según Nicolás Ruíz Moreno, Senior Manager en Energy Industry Consulting de Accenture Argentina, ya existen casos de éxito donde se logró una reducción del OPEX del 10% al 15% en áreas estratégicas como Mantenimiento, Supply Chain, gestión de activos, recursos humanos, servicio al cliente, entre otras. 

Nicolás Ruíz Moreno, Senior Manager en Energy Industry Consulting de Accenture Argentina

“El gran impacto de la IA en el sector será en la eficiencia del tiempo de las personas y en la automatización de tareas de campo, lo que deriva en la disminución de costos operativos, riesgos de higiene y seguridad, como también de impactos ambientales, de impactos a las personas”, indicó el especialista en diálogo con Energía Estratégica.

“El beneficio de la IA generativa es enorme para el sector, ya que, en generación renovable, todo lo que es pérdida de datos, hoy la inteligencia artificial lo corrige. Y más para un generador que está dentro del SADI, que una pérdida de datos le implica una pérdida económica. Hoy la inteligencia artificial corrige esas cosas”, complementó. 

A modo de ejemplo, los drones, combinados con plataformas inteligentes, pueden hacer el trabajo de recorrida de campo e interpretar imágenes para determinar si una obra necesita mantenimiento, sin intervención humana.

Aunque la industria energética en general avanza hacia la adopción de estas tecnologías, existen importantes diferencias entre sus distintos segmentos, como por caso que las energías renovables están más avanzadas ya que “fueron concebidas digitalmente desde su origen”, en contraposición a las tecnologías convencionales como la minería o el petróleo, que debieron adaptarse a un nuevo paradigma tecnológico.

Esta diferencia estructural convierte a las renovables en un modelo a seguir. “Hay soluciones on top del hardware, como en los inversores, que interpreta todas las variables técnicas, muestra si hay problemas en la generación o si se genera de manera correcta”, explicó Ruíz Moreno. 

Por eso, consideró que el sector convencional puede aprender de las renovables cómo ser más eficiente en la operación gracias a la digitalización.

Y si bien el estudio de Accenture respalda esta visión, con el 63% de los ejecutivos de la industria energética afirmando que sus empresas ya invirtieron en el desarrollo de arquitectura agéntica, sólo el 36% indica que están escalando el uso de IA generativa, lo que deja en evidencia una brecha entre intención y ejecución. 

Aún más: apenas el 39% de los ejecutivos del sector energético dice contar con un roadmap claro para adaptar su fuerza laboral a esta nueva era.

Infraestructura: la deuda pendiente para escalar la IA

El principal obstáculo para la adopción masiva de inteligencia artificial en energía no es la falta de interés, sino la ausencia de una arquitectura digital sólida, ya que, bajo la mirada del especialista, todavía se transita un estadio poco maduro porque hay que generar inversiones desde el punto de vista de arquitectura. 

A esto se suma una implementación que, si bien existe, es aún desordenada. Esta fragmentación limita el alcance de los beneficios que la IA podría ofrecer a gran escala en toda la cadena de valor energética.

En resumen, el impacto de la inteligencia artificial en el sector energético ya es tangible y ofrece un potencial significativo en términos de eficiencia, reducción de costos operativos y optimización de recursos humanos. Sin embargo, aún queda un camino largo por recorrer, especialmente en términos de madurez tecnológica, inversión en infraestructura digital y adaptación organizacional para escalar soluciones basadas en IA generativa.

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En Chile, la certificación de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) no es solo un requisito legal: es la garantía de que los equipos eléctricos cumplen con los más altos estándares de seguridad, calidad y confiabilidad exigidos por el país. Para los fabricantes de inversores fotovoltaicos, lograr esta certificación significa que sus productos pueden comercializarse oficialmente en el mercado chileno y, lo más importante, que los usuarios finales pueden confiar plenamente en su desempeño.

En este contexto, Growatt, proveedor líder global de soluciones de energía distribuida —que según las estadísticas de S&P Global de 2024 ocupa el primer lugar mundial en envíos de inversores residenciales y se sitúa entre los tres principales proveedores globales de inversores híbridos— anunció que todos los modelos de inversores enviados para certificación ante la SEC han sido aprobados oficialmente. 

Este logro incluye las series MID, MIC, MIN, MAX, así como el SPH10000TL-HU, que destaca por ser uno de los primeros inversores híbridos monofásico de 10 kW en obtener la certificación SEC en Chile, con características avanzadas como función UPS con transición de 10 ms, sistema escalable, corriente de carga/descarga de hasta 200 A y tres MPPTs que garantizan un rendimiento máximo del 97,5%. Además, la certificación autoriza a que nuestros clientes puedan inyectar sus excedentes de energía a la red eléctrica, generando un ahorro adicional.

Este hito no solo consolida el compromiso de Growatt con la calidad y la seguridad, sino que también fortalece su posición como socio estratégico para el desarrollo del sector fotovoltaico chileno. La certificación SEC constituye un requisito indispensable para la comercialización de equipos eléctricos en el país y es sinónimo de cumplimiento con los más altos estándares técnicos y normativos.

Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt, expresó: “Chile es uno de los mercados más dinámicos y con mayor proyección en el ámbito solar en América Latina. Su marco regulatorio sólido y el creciente interés por las energías renovables crean una oportunidad única para acelerar la transición energética. Estamos muy orgullosos de ser una de las primeras marcas en ofrecer un inversor híbrido monofásico de 10 kW certificado por la SEC, brindando a los usuarios chilenos soluciones más seguras, eficientes y confiables. Nuestro objetivo es seguir acompañando el desarrollo sostenible del país con innovación tecnológica y una visión compartida hacia un futuro más verde.”

Con una sólida presencia en más de 180 países y regiones, Growatt se ha posicionado como uno de los fabricantes más reconocidos de inversores fotovoltaicos y soluciones de almacenamiento de energía a nivel mundial. Su amplia experiencia en el diseño y producción de equipos de alto rendimiento le ha permitido ganar la confianza de distribuidores, instaladores y usuarios finales.

Con esta nueva certificación SEC, Growatt reafirma su compromiso con el desarrollo del mercado chileno, ofreciendo a los clientes locales equipos confiables y preparados para las necesidades actuales y futuras del sector energético.

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La potencia renovable instalada en Perú podría casi triplicarse hacia el año 2030. El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) asegura que actualmente hay 105 proyectos eólicos y fotovoltaicos con Estudios de Pre Operatividad (EPO) aprobados por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) que suman 23.077,7 MW.

Sin embargo, señalan que solo 15 de ellos cuentan con la Concesión Definitiva de Generación otorgado por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM), por un total de 2747,6 MW, por lo que sumado a la potencia en operación (1755,5 MW) este lustro el mercado peruano podría alcanzar los 4,5 GW.

Se trata de 12 proyectos solares y 3 eólicos, valiéndose de datos al 30 de junio del 2025.

Entre las empresas detrás de los proyectos se destacan Engie Perú, Statkraft Perú, Orygen, Kallpa Generación y Acciona.

Actualmente, el SEIN registra una capacidad operativa distribuida entre 1.021,3 MW de centrales eólicas y 734,2 MW de solares. Mientras que al 2030 podrían alcanzarse los 2861,5 MW fotovoltaicos y 1641,6 MW eólicos.

Si se toman en consideración los proyectos que aún no cuentan con concesión definitiva, el total de potencia con EPOs aprobados alcanza los 23 GW, de los cuales 12.979,1 MW son solares (56%) y 10.098,6 MW eólicos (44%). Por lo que las cifras al 2030 alcanzarían los 24,8 GW, siempre y cuando los proyectos avancen en sus etapas de desarrollo.

La distribución territorial de los proyectos renovables también da cuenta de una fuerte concentración regional. El sur del país lidera con 6.139,1 MW en Arequipa y 3.884,5 MW en Moquegua, seguidos por Ica con 3.318,7 MW. En el norte destacan Lambayeque con 3.404,2 MW y Piura con 2.186,4 MW. Estas cinco regiones concentran más del 80% del volumen proyectado bajo EPO.

La evolución año a año refleja un crecimiento discontinuo. Por ejemplo, de mantenerse el escenario más optimista, la capacidad instalada renovable podría alcanzar 24.833,2 MW hacia el 2030, pero si solo avanzan los proyectos con Concesión Definitiva, la cifra efectiva se reduciría a los 4.503,1 MW, según el análisis de Osinergmin.

Frente a este escenario, el sector privado ya empieza a marcar presencia. La empresa Zelestra inauguró recientemente una planta solar de 252,4 MW en Perú, mientras que Orygen comienza con la construcción de su primer proyecto híbrido de gran escala Wayra Solar de 94,2 MW.

Osinergmin advierte que la diferencia entre el potencial técnico y el desarrollo efectivo es una de las principales barreras para la expansión de las energías limpias. “La capacidad instalada en el SEIN podría alcanzar los 24,8 GW hacia el año 2030, siempre y cuando los proyectos que actualmente se encuentran en etapa de estudio logren concretarse”, expresa el organismo en su última proyección.

Por el momento, esa meta luce distante. Con solo 15 proyectos en condiciones de avanzar y una potencia habilitada muy por debajo del potencial disponible, el desafío de Perú no es técnico ni económico, sino eminentemente institucional. Cerrar la brecha regulatoria será clave para que la transición energética no se quede en el papel.

En este escenario de crecimiento solar, cambios regulatorios pendientes y avances en infraestructura, el Future Energy Summit (FES) se prepara para desembarcar en Perú el próximo 29 de septiembre, con una agenda enfocada en debatir los desafíos y oportunidades que enfrenta el sector energético en la región andina. La gira de encuentros de profesionales de las energías renovables promete una importante convocatoria de stakeholders del ámbito local e internacional, tal como ya lo ha demostrado en otras latitudes.

Entre los speakers destacadso, Marco Fragale, de Orygen, y Walter Sciutto, de Pluz Energía Perú, ya confirmaron su participación en la conferencia, que se posiciona como el espacio de networking y análisis más convocante para actores del sector público y privado comprometidos con la transición energética en América Latina.

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Risen quiere consolidar su presencia en el mercado brasileño de almacenamiento de energía replicando el modelo de éxito que ya aplica en Europa, Estados Unidos y Asia. Así lo afirmó su gerente de Producto para Latinoamérica, Vanderleia Ferraz, durante su intervención en el panel 2 del “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025”, evento organizado por Future Energy Summit (FES) y transmitido en vivo a través de su canal oficial de YouTube, donde reunió a los principales actores del sector energético.

La ejecutiva explicó que la estrategia de la empresa se basa en tres pilares: soluciones tecnológicas propias, soporte técnico local y un enfoque comercial centrado en segmentos estratégicos como los sistemas comerciales e industriales (C&I), las micro redes y el utility scale.

“Queremos traer al Brasil nuestras soluciones de baterías e inversores y construir aquí la misma participación que ya tenemos en otros países”, manifestó Ferraz.

Actualmente, Risen ya opera en el país con una red selecta de canales de distribución para módulos solares y avanza con el despliegue de su unidad de almacenamiento, Risen Storage, con 8 años de experiencia en integración de sistemas. Con una capacidad instalada de producción de 15 GWh, esta división busca establecer en Brasil el mismo nivel de presencia que tiene en mercados maduros.

Ferraz remarcó el potencial del almacenamiento en Brasil, especialmente en regiones con sistemas aislados y en el sector C&I. Explicó que el país cuenta con cerca de 700 MWh instalados en BESS, de los cuales el 70% están en sistemas aislados y grande parte de los sistemas isolados de la región de la Amazonía aún dependen del diésel

En ese contexto, el almacenamiento aparece como una herramienta clave para reducir costos y aumentar la confiabilidad.

Además, destacó que la relación tarifaria entre horario punta y fuera de punta puede alcanzar de tres a seis veces de diferencia, lo que convierte al BESS en una solución económicamente viable.

“Tenemos bastante foco en el desarrollo de productos para C&I y micro redes, justamente porque son sectores donde el almacenamiento tiene mucho sentido por razones económicas y operativas”, afirmó.

Risen presentó su portafolio de soluciones globales, que incluye desde gabinetes plug & play de entre 215 y 261 kWh hasta soluciones para utility scale.

“Cuando aplicamos ingeniería al diseño de los productos integrados y de los proyectos, conseguimos reducir significativamente los costos totales y mejorar el retorno financiero”, explicó.

La ejecutiva enfatizó que, a pesar de las similitudes entre productos, el almacenamiento no puede ser tratado como una commodity, ya que la integración y el diseño son diferenciales determinantes.

“Es muy importante considerar el lado de la ingeniería. La diferencia está en cómo se integra el sistema, cómo se diseña y qué soluciones se entregan”, remarcó.

Desde una perspectiva sistémica, Ferraz consideró que el BESS es clave para mantener bajos los costos de energía en Brasil. Citó datos de ABSOLAR que muestran que el costo medio de la energía solar es de 11 centavos por kWh, frente a cerca de 1 real en la red.

“El BESS es mandatorio para que podamos mantener o incluso disminuir el costo global de la energía en el país”, aseguró.

La alta participación de fuentes intermitentes en la matriz, ya cercana al 34%, está generando curtailment y mayor uso de térmicas, algo que el almacenamiento puede mitigar.

Regulación, barreras fiscales y estrategia local

Consultada sobre las barreras para el despliegue del almacenamiento en Brasil, Ferraz fue directa: el principal obstáculo no es técnico ni regulatorio, sino tributario.

“La tributación en el sector puede llegar al 70% y eso quita condiciones de igualdad entre el BESS y otras fuentes que reciben incentivos”, señaló.

Destacó también la importancia de que la regulación incorpore mecanismos que permitan nuevas formas de monetización del BESS, como sucede en mercados como el Reino Unido y Estados Unidos. Allí, tras comenzar con servicios ancilares, el almacenamiento hoy genera ingresos por inercia sintética o provisión de corriente de cortocircuito.

“Estamos construyendo una regulación que debe considerar el dinamismo del mercado”, planteó.

En cuanto al despliegue comercial y técnico, Risen implementará el mismo modelo operativo que utiliza en otros países, incluyendo soporte técnico local 24/7, comisionamiento y disponibilidad de repuestos. Esto podrá realizarse mediante personal propio o alianzas estratégicas.

La empresa estará presente en la próxima edición de InterSolar, donde exhibirá su portafolio completo de soluciones para el mercado brasileño.

Ferraz concluye: “También estamos disponibles a través de nuestras redes sociales y canales comerciales para responder cualquier duda”.

Con una visión clara, recursos propios y un modelo probado internacionalmente, Risen se posiciona como uno de los actores que quiere liderar la próxima fase del mercado de almacenamiento en Brasil.

Reviva el FES Brasil Virtual Summit completo:

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Brasil se ha convertido en una de las principales plataformas de expansión de 360Energy en América Latina, tanto por las condiciones del mercado como por su potencial de crecimiento. Así lo expresó Pedro Mecabô Junior, Project Manager/Contract Manager de la empresa, durante su participación en el evento “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025”, organizado por Future Energy Summit (FES) y transmitido en vivo a través de su canal oficial de YouTube.

“Viendo desde el punto de vista del equipo que llegó aquí, Brasil fue el primer país en que se identificaron grandes oportunidades. Hoy somos más rentables aquí que en otros países donde también estamos presentes”, manifestó Mecabô.

La compañía de origen argentino, que desde hace casi siete años desarrolla proyectos solares en tres provincias del país con un portafolio de 250 MW en operación, llegó a Brasil hace dos años con un modelo que apunta directamente al mercado libre y los contratos de compraventa de energía.

“El modelo que estamos presentando en Brasil es con foco en PPAs, donde estamos viendo oportunidades no solo con socios locales, sino también en otros países”, detalló Mecabô. Actualmente, la empresa comercializa 550 GWh anuales de energía solar.

En el marco de su crecimiento regional, la firma trabaja junto a Stellantis, una de las principales automotrices del mundo, con presencia en tres plantas en Brasil, dos en Argentina y proyectos que también se desarrollan en México, España e Italia. La colaboración con la industria automotriz también permitió explorar nuevas aplicaciones tecnológicas.

“Hoy actuamos, por ejemplo, en el mercado de carport, desarrollando una unidad con más de 5200 plazas para vehículos, sustituyendo protecciones antigranizo y haciendo la implantación de estructuras solares”, señaló el ejecutivo.

Mecabô reconoció que parte del éxito en Brasil se debe a la maduración del mercado, especialmente en relación con los contratos de largo plazo. “Hace cuatro o cinco años, los PPAs se negociaban con plazos muy cortos, por la inseguridad de los jugadores”, recordó. En cambio, hoy 360Energy participa en contratos de hasta 15 años, que resultan más atractivos y seguros para los compradores.

En este sentido, mencionó que la reducción de costos, la llegada de tecnologías europeas y la inestabilidad energética en otras regiones generaron un entorno más favorable. “El precio del módulo bajó, la estructura se volvió más competitiva, y hubo una inserción de nuevas tecnologías”, explicó.

Pese al crecimiento, el ejecutivo advitiyó que existen limitaciones estructurales en el sistema brasileño, especialmente en la infraestructura de transmisión. “Hay plantas en potencial desarrollo que están impedidas de hacer la circulación de energía por causa de la transmisión”, indica.

Frente a este escenario, 360Energy mantiene un diálogo activo con autoridades y stakeholders del sector. “Estamos haciendo reuniones con los involucrados para ver cómo podemos ayudar y en qué oportunidades podemos insertarnos en el mercado”, destaca.

Aun con estos desafíos, el compromiso de la compañía con Brasil es evidente: ya cuenta con más de 114 personas trabajando directamente en el país y prevé seguir creciendo. “Estamos entendiendo el sistema político y de desarrollo junto a los órganos de cada distribuidora. Vemos el mercado con una perspectiva muy positiva”, afirmó el Project Manager.

El objetivo es crear sinergias con los principales actores del ecosistema verde. “Tenemos que tener un poco de paciencia y persistencia en el mercado. Buscar soluciones viables para que todos entren en consenso y produzcamos proyectos de calidad”, remarcó.

En esa línea, resalta que la comercialización debe ser vista como un eslabón esencial: “Podés tener proyectos, equipos y estructura, pero si no hay un mercado que absorba esa energía con rentabilidad, la cadena no se sostiene”, adviritó.

Por último, subrayó que Brasil representa una vitrina para demostrar al mundo la capacidad del país y su industria energética. “Queremos mostrar cómo trabajamos con energía verde, con calidad, seguridad y valorizando a las personas involucradas. Es nuestra oportunidad de atraer inversiones y crecer el mercado fotovoltaico brasileño”, concluyó.

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Uruguay lleva algunos años sin licitaciones públicas para la incorporación de nueva capacidad renovable, más allá de lo hecho por la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) con las convocatorias de los parques solares Punta del Tigre (25 MW) y Melo (75 MW), ambos bajo un esquema EPC con financiamiento propio.

Este hecho levantó la voz por parte del sector energético, que advirtió sobre la falta de un plan definido para añadir nueva capacidad ERNC en el país, y que desde la propia UTE no pudieron evadir durante el XI Congreso LATAM Renovables, «EnergIA Inteligente», organizado por AUDER. 

La presidenta de UTE, Andrea Cabrera, reveló que el ente estatal prevé que en 2026 se podrá vislumbrar un ingreso de 100 MW fotovoltaicos al sistema, alineado con las proyecciones históricas del país, y que se evalúan esquemas para futuras convocatorias. 

“Tenemos propios estudios de expansión de la demanda. Si bien aún no se cerró la actualización del informe, el resultado final será cercano a lo ya conocido (100 MW solares por año), por lo que la expansión será con renovables, siendo que la primera tecnología que aparece es la fotovoltaica y es nuestra intención continuar por ese camino”, indicó. 

“Como empresa pública vamos por licitaciones, fuera de lo que podemos hacer con nuestro propio espacio fiscal. Tenemos los mecanismos, incorporaremos lecciones aprendidas de los primeros PPA y buscaremos reconocer todos los servicios que brindan las centrales”, agregó en referencia a los mecanismos de contratación.

El rediseño de los pliegos, además, no será unilateral. “Ya comenzamos a dialogar con la Dirección Nacional de Energía en la materia”, indicó la presidenta del ente, subrayando el trabajo coordinado con las autoridades del Ministerio de Industria, Energía y Minería para establecer reglas claras que aseguren competitividad y previsibilidad a futuro.

Infraestructura y red de transmisión: un pilar indispensable

En paralelo a los anuncios sobre generación, UTE prioriza la expansión de la infraestructura de transmisión eléctrica, que acompañe la potencia renovable a instalarse a lo largo del país. En este sentido, ya se comenzó a trabajar en un nuevo corredor central de 500 kV, que irá desde Chamberlain hasta Pando. 

“La obra responde a las proyecciones de crecimiento de la demanda en Montevideo y la zona metropolitana, y será estratégica para potenciar el sistema y unificarlo, más si se considera que pronto finalizarán las obras del Anillo de Transmisión del Norte, que conectará Tacuarembó y Salto”, mencionó. 

El plan de expansión también incluye inversiones focalizadas en distintas regionales, donde se destinarán fondos para reforzar nodos clave y garantizar una red más robusta de cara a futuras incorporaciones solares. 

Y según detalla Cabrera, “alrededor del 20%” del presupuesto de UTE para el presente quinquenio estará destinado a esas obras de infraestructura tan importantes y determinantes para la incorporación de nueva capacidad renovable.

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Nuevo León busca posicionarse como polo de innovación energética de México, con soluciones orientadas al usuario final como generación solar distribuida, almacenamiento con baterías, eficiencia energética industrial y electrificación de flotas. Sin embargo, estos avances se ven limitados por cuellos de botella regulatorios, saturación de redes eléctricas y escasa injerencia estatal en la infraestructura de transmisión y distribución, advirtió Eleazar Rivera Mata, director general del Clúster Energético del Estado de Nuevo León.

“La generación distribuida sigue siendo muy atractiva para el sector industrial, sobre todo en parques industriales que buscan garantizar competitividad energética”, señaló Rivera Mata, en diálogo con Energía Estratégica, y aseguró que la generación distribuida es el segmento que más inversiones atrae.

El 90% de la población y la actividad económica del estado se concentra en el área metropolitana, generando una alta presión sobre el sistema eléctrico. El crecimiento demográfico y económico acompaña esta tendencia. Rivera Mata destacó que en menos de cinco años, ciudades como Monterrey casi duplicaron su población, lo que incrementa las necesidades energéticas de los sectores residencial, comercial e industrial además del almacenamiento ante los retos de intermitencia y saturación de la red.

No obstante, el despliegue de estas soluciones enfrenta desafíos importantes. “Tenemos generación y tenemos demanda, pero no hemos hablado del otro tema clave: la transmisión y la distribución”, advirtió Rivera Mata. Explica que, aunque el Estado puede impulsar decisiones dentro de sus industrias,el desarrollo de infraestructura eléctrica recae principalmente en el ámbito federal, lo que representa una oportunidad de mejora en la coordinación entre niveles de gobierno.

“Todavía estamos esperando un marco jurídico y regulatorio más claro, que sea predecible y brinde certidumbre a las inversiones”, remarcó. Otro desafío es la lentitud en los permisos de interconexión, especialmente para proyectos solares. “Queremos ser facilitadores de la industria privada, porque capital y necesidad hay. Lo que falta es agilidad”, subrayó el directivo.

A pesar de las trabas, Nuevo León aprovecha su posición estratégica dentro del fenómeno del nearshoring y fortalece su ecosistema mediante alianzas globales. “Visualizamos al Estado como un actor estratégico en la transición energética del país”, sostuvo Rivera Mata. Entre los acuerdos más relevantes, menciona el reciente convenio con la Agencia Danesa de Energía, enfocado en descarbonización y eficiencia energética, así como un proyecto con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) para desplegar una hoja de ruta de talento energético hasta 2030. 

El clúster también trabaja con la Agencia Estatal de Energías Renovables y la Secretaría de Economía en iniciativas como ProSolar y Pymes Verdes, orientadas a capacitar técnicos y pequeñas industrias en generación distribuida y eficiencia energética.

Rivera Mata destacó que el potencial energético de Nuevo León es diversificado. En el norte del Estado se exploran proyectos de biometano, vinculados a la fuerte actividad agrícola y la necesidad de procesos térmicos en la industria alimenticia. También menciona el uso intensivo de HVAC (calefacción y refrigeración) como un vector clave de consumo energético.

En cuanto al futuro, el directivo pone el foco en el desarrollo de capital humano. Junto al BID, lanzaron un proyecto para crear un observatorio de talento energético, con el fin de facilitar la empleabilidad y la reconversión laboral hacia final de la década. “Un ingeniero mecánico puede adaptarse fácilmente al sector energético con microcredenciales. Uno puede especializarse en fluidos, otro en fotovoltaico y otro en eficiencia energética”, ejemplificó, y reconoció que las necesidades del sector son dinámicas y cambiantes: “Un año hablamos de hidrógeno verde, y al siguiente de baterías de litio”.

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Puerto Rico enfrenta un desfase técnico en su planificación energética. Aunque el Plan Integrado de Recursos (PIR) fue aprobado en 2020 por el Negociado de Energía, su proceso de revisión aún no ha culminado. Esta demora, lejos de ser un asunto burocrático, representa un freno estructural para la toma de decisiones estratégicas en el sistema eléctrico de la isla.

“De hecho, existe un PIR aprobado”, explica Luis Avilés, experto del sector energético. “El Negociado de Energía emitió la Resolución Final y Orden en agosto de 2020, aprobando el PIR propuesto por la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE), estableciendo un horizonte de planificación de 20 años”, señala. Sin embargo, ese plan hoy opera con información que ya no refleja las condiciones técnicas, regulatorias ni económicas del sistema actual.

“Aunque el plan existe, está en proceso de revisión, y dicha actualización aún no se ha culminado”, advierte. Esto significa que la planificación y ejecución de infraestructura energética —incluyendo generación, almacenamiento y distribución— se está realizando con un marco de referencia potencialmente obsoleto. “Las decisiones estratégicas siguen operando bajo parámetros que podrían ya estar desfasados o ser objeto de revisión”, puntualiza Avilés.

Este desfase técnico tiene consecuencias prácticas. El PIR aprobado contempla seis rondas de subastas (Tranche 1 a Tranche 6) para proyectos solares a gran escala con almacenamiento. “El Tramo 1 ya se adjudicó, y el Tramo 2 está en proceso”, detalla. Pero en ausencia de un plan actualizado, “se introducen dudas sobre si los requisitos establecidos siguen siendo válidos o si podrían cambiar”, lo que genera un entorno de alta volatilidad regulatoria.

La falta de claridad en los criterios técnicos y regulatorios impacta directamente en el costo y riesgo de los proyectos. “Esto complica la toma de decisiones de los desarrolladores, encarece el financiamiento, y puede incluso provocar que algunos actores se retiren o se abstengan de participar en las rondas futuras”, advierte. En un contexto de transición energética acelerada, la falta de precisión y coherencia en la planificación impone sobrecostos innecesarios.

El retraso estructural también genera tensiones con otras piezas normativas, como la Ley 10 de 2021, que regula el esquema de medición neta. “Una modificación sustancial de la Ley 10 sería percibida como una ruptura del marco de confianza que se ha construido en torno a la generación distribuida”, señala Avilés. La conjunción de un PIR desactualizado y la amenaza a este régimen crea un doble factor de riesgo.

“Si se eliminan o degradan los beneficios actuales —por ejemplo, reduciendo el valor del crédito o imponiendo cargos punitivos— se desincentiva de inmediato la adopción de energía solar”, alerta. Esto contradice las metas de resiliencia y descarbonización, pero además distorsiona las decisiones de política pública, que deberían estar guiadas por información técnica actualizada.

El resultado es un mercado ralentizado por la falta de sincronía normativa. Según Avilés, “muchos consumidores y empresas instaladoras están en una especie de pausa estratégica, esperando claridad antes de asumir nuevos compromisos”. Esta inacción se da en el segmento más dinámico del ecosistema renovable: la energía solar distribuida, clave para aliviar la carga de la red centralizada.

La solución, plantea Avilés, comienza con una reafirmación del compromiso institucional. “Lo que se espera es coherencia y firmeza. Que el Gobierno reafirme públicamente su compromiso con los objetivos establecidos en el PIR vigente”, señala. Asimismo, subraya la necesidad de cerrar el proceso de revisión del PIR “con plena transparencia, participación ciudadana y rigor técnico”.

También destaca el rol del sistema judicial como garante de la estabilidad regulatoria. “Se espera que actúe como garante del Estado de Derecho, interviniendo cuando se intenten violar derechos adquiridos, el debido proceso, o el mandato legal de transición energética”, puntualiza.

En lo que queda del año, el sector espera definiciones concretas: “Se espera que el Negociado de Energía publique el PIR actualizado, integrando las nuevas realidades del sistema eléctrico y del mercado global de energías renovables”, sostiene Avilés. Además, se aguarda la finalización del Tramo 2 y la convocatoria del Tramo 3.

Ya con vista al próximo año, hay perspectivas de avance si se logra resolver este bloqueo estructural. “La expectativa es que comience la construcción efectiva de proyectos a gran escala, tanto en generación como en almacenamiento”, indica. También se anticipa impulso a proyectos de “microredes, resiliencia comunitaria, y eficiencia energética”.

Pero Avilés es claro al trazar el límite: “Todo esto dependerá, claro está, de que no se desmantelen los pilares legales que han hecho posible este avance”, concluye.

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Colombia superó los 2,2 GW solares operativos y se consolida como uno de los países con mayor proyección de crecimiento renovable en América Latina y uno de los más interesantes focos de inversión según las fabricantes de la cadena de valor fotovoltaica.

Los datos provienen de un nuevo relevamiento de XM, operador del Sistema Interconectado Nacional, que registra 405 proyectos de generación actualmente en el mix y cuya capacidad efectiva neta suma más de 21,7 GW.

Aunque el grueso del sistema eléctrico sigue basado en fuentes hidráulicas y térmicas, el crecimiento reciente de la solar fotovoltaica permitió superar el 10%.

El avance de esta tecnología ha sido especialmente acelerado entre 2022 y 2024, período en el que se sumaron 1.800 MW al sistema. Entre estos, 922 MW están en etapas de pruebas. 

Sólo en 2024 se incorporaron 1.393 MW solares y en lo que va de 2025, se registran 289 MW solares conectados hasta agosto en pruebas.

Un aspecto clave del análisis de XM es que el informe sólo incluye proyectos de generación centralizada, generación distribuida y autogeneración a gran escala.

No se contemplan instalaciones de autogeneración de pequeña escala, es decir el universo de instalaciones residenciales, comerciales e industriales que operan fuera del mercado mayorista.

Consultando el sitio web oficial del Plan 6 GW+, que sí las incluye se pueden distinguir 362,97 MW más de potencia instalada. 

Mapa empresarial renovable

El informe de XM muestra que más de una decena de empresas protagonizan el desarrollo solar en Colombia. Enel Colombia es una de las compañías con mayor presencia, con parques solares de gran escala en operación y nuevos desarrollos en curso (692 MW).

Le siguen Celsia Colombia y AES Colombia, que han incorporado centrales solares a su portafolio tradicional y promueven estrategias integradas de generación, almacenamiento y descarbonización.

También destacan firmas como Erco Energía, Greenyellow, Grenergy Renovables, Enerbit, Solarpack, X-Elio, Solecol, Aldesa Solar, Fusión Solar, Solarnet y Solenium, que suman proyectos en múltiples departamentos y operan bajo distintos esquemas regulatorios.

Eólica

La generación eólica, por su parte, continúa con una presencia marginal en términos operativos: sólo 41 MW figuran en servicio, aunque se espera un mayor dinamismo hacia 2026 con la entrada en operación de parques en La Guajira, Cesar y Atlántico.

Empresas como Isagen, Acciona Energía, EDPR y Vestas lideran el pipeline eólico a gran escala, enfrentando desafíos asociados a la conexión en zonas no interconectadas, licencias sociales y capacidad de transmisión.

Zonificación

En términos geográficos, el despliegue solar ha permitido descentralizar parcialmente la generación. Aunque departamentos como Antioquia, Cundinamarca y Atlántico concentran buena parte de la capacidad instalada total del país, los proyectos solares están habilitando nuevos polos energéticos, con participación de actores regionales y desarrolladores medianos.

La transformación del parque generador colombiano está en curso, y la energía solar fotovoltaica se posiciona como la principal tecnología renovable no convencional del país. 

A junio de 2025, según el informe de avance de proyectos de generación en tramitación, existen 278 proyectos solares en diferentes etapas que suman 3.329 MW, lo que representa más del 50 % del total del pipeline. 

Aunque sólo 43 de ellos están en operación, otros 85 ya se encuentran en fase de pruebas y 13 están en construcción, lo que anticipa una expansión significativa de la capacidad instalada solar en el corto y mediano plazo. 

Para sostener este crecimiento, será clave fortalecer los marcos regulatorios, agilizar los procesos de conexión, ampliar las redes de transmisión y garantizar condiciones de inversión estables para todos los actores del mercado.

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En el marco del Congreso de Energía CR 2025, organizado por la Cámara de Industrias de Costa Rica, Marco Varela Latouche, gerente de desarrollo de negocio de HiPower Costa Rica, advirtió que la transición energética del país exige incorporar soluciones técnicas avanzadas para mantener la estabilidad de la red. Con una visión integral sobre generación, respaldo y seguridad eléctrica, su exposición puso el foco en el potencial transformador del almacenamiento y la tecnología Grid Forming.

Desde su experiencia pionera en sistemas de baterías e inversores, el ejecutivo repasó la evolución de la energía solar desde sus inicios hasta el momento actual, en el que es la fuente más barata del mundo. Enfatiza que Costa Rica cuenta con un “potencial solar envidiable incluso para Europa”, pero que debe complementarse con planificación y capacidad de respuesta en la red.

El sistema eléctrico ya no puede depender exclusivamente de la inercia de fuentes tradicionales. Varela sostiene que, ante el crecimiento de las renovables, es indispensable garantizar el control de voltaje, frecuencia y potencia reactiva. Funciones que pueden cumplir tecnologías como los inversores solares modernos y los sistemas de almacenamiento.

“Controlar el voltaje es muy importante. Los inversores, que son electrónica de potencia, tienen la capacidad de absorber o inyectar reactivo para garantizar estabilidad en la red”, explica.

Además, introduce el concepto de inercia eléctrica, vital para absorber variaciones bruscas y mantener sincronía en el sistema. Las fuentes renovables pueden desempeñar ese rol si se integran con la tecnología adecuada. Incluso las turbinas eólicas en reposo, afirma, pueden operar en modo de emergencia, “absorbiendo cierta inercia”.

Como ejemplo concreto de lo que está en juego, Varela menciona el apagón de 19 horas que afectó a España, Francia y Portugal en abril de 2025. La causa: falta de control de frecuencia y voltaje, lo que desató una reacción en cadena.

“No es el solar el causante de estos problemas. Simplemente necesitamos controles adecuados”, advierte.

Frente a esto, resalta la tecnología Grid Forming, que permite que inversores solares o baterías simulen el comportamiento de plantas síncronas.

“El reforming ayuda a una respuesta rápida a la frecuencia, a estabilizar el voltaje y ser un complemento de la inercia”, destaca.

Potencial del solar y el rol del almacenamiento

Costa Rica cuenta con zonas de irradiación solar de hasta siete horas diarias en verano. Este potencial, sin embargo, debe ir acompañado por soluciones para mitigar los riesgos de la intermitencia. Por lo que HiPower estima que proyectos solares de entre 20 y 100 MW pueden ejecutarse entre uno y dos años, una ventaja frente a otras fuentes con mayores plazos de desarrollo. “Nadie quiere estar construyendo en plazos de 10, 15 años”, afirmó Varela.

Además, en línea con el Plan de Expansión del ICE, se visualizan hasta 500 MW de proyectos solares en los próximos años, pero si se desea una demanda estable, el especialista puntualizó en la necesidad de baterías. 

¿Por qué? Los sistemas de almacenamiento brindan respaldo, control de frecuencia, de voltaje y funcionamiento en modo isla, e incluso pueden operar como fuente de voltaje en situaciones críticas.

El experto también apunta al rol que puede tener la generación distribuida con baterías, tanto en hogares como en empresas: “Podemos tener respaldo de uno o dos días en nuestros negocios o casas en caso de un terremoto o inundación”.

Finalmente, remarca que el crecimiento en el consumo eléctrico es positivo para la economía. Según el Plan Nacional de Expansión de Energía, Costa Rica pasará de 13.200 GWh en 2025 a 15.000 GWh en 2030, lo que representa un crecimiento del 18%. “El crecimiento en la demanda significa prosperidad”, resume Varela, subrayando que la transición energética es viable si se apoya en tecnología, planificación y respaldo adecuado.

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Hoy el sector energético de América Latina vuelve a tener una cita ineludible. Se trata del “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025”, un evento de referencia organizado por Future Energy Summit (FES), que una vez más ofrece acceso gratuito y transmisión en vivo a través de su canal oficial de YouTube.

Este encuentro virtual pondrá el foco sobre el mercado energético brasileño, el más grande de la región y uno de los más relevantes a nivel mundial por su potencial renovable, su capacidad instalada y su papel estratégico en la transición energética global. La jornada promete una agenda nutrida de debates con los líderes que están marcando el rumbo del sector, tanto en energías renovables como en tecnologías de almacenamiento.

Con esta nueva edición, FES continúa consolidándose como una plataforma de conocimiento abierta, inclusiva y actualizada, acercando las principales tendencias del sector a profesionales, tomadores de decisiones e inversores de todo el mundo, sin barreras de acceso.

La apertura estará a cargo de Daniela García, country manager de Invest in Latam. Mientras que La programación del evento se estructura en dos paneles de debate, que contarán con la presencia de representantes de compañías líderes y asociaciones claves del sector renovable y del almacenamiento energético.

Entre los participantes confirmados se encuentran JA Solar, ABEEólica, 360Energy, Risen, DIPREM, Gotion, así como representantes de asociaciones como ABSOLAR y ABSAE.

A partir de las 10:00 (hora de Brasilia), se llevará a cabo el primer bloque del evento: “Transformación tecnológica y nuevas oportunidades del sector renovable”, donde se abordarán las claves para la continuidad y expansión de proyectos solares y eólicos, incluyendo los desafíos regulatorios, el potencial de la generación distribuida y la importancia de desarrollar la eólica offshore. Allí participarán:

• Gabriel Magdalon, vicepresidente LATAM de JA Solar

• Elbia Gannoum, CEO de la Asociación Brasileña de Energía Eólica y Nuevas Tecnologías (ABEEólica)

• Pedro Mecabô, project manager de 360Energy

En tanto que la moderación estará a cargo de Márcio Trannin, vicepresidente del consejo de administración de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR).

También se analizará el impacto estratégico que tendrá Brasil al ser anfitrión de la COP30 en noviembre, consolidando su rol como líder climático y energético regional.

En un segundo bloque, el evento ofrecerá una visión proyectiva bajo el título: “Tendencias y proyecciones para la energía solar y el almacenamiento en Brasil”. Aquí, los expertos se centrarán en los segmentos con mayor potencial de crecimiento en los próximos años, los precios esperados para tecnologías de almacenamiento y las oportunidades vinculadas a nuevas subastas de energía y la futura reserva de capacidad con baterías, conocida como LRCAP Almacenamiento.

Participarán:

• Vanderleia Ferraz, Latin American Product Manager de Risen

• Anatalio Cerqueira, gerente de operaciones de DIPREM

• Marcelo Sousa, director de desarrollo LATAM de Gotion

Mientras que la moderación estará a cargo de Fábio Lima, director ejecutivo de la Asociación Brasileña de Soluciones de Almacenamiento de Energía (ABSAE).

Una oportunidad única para acceder a conocimiento de valor

A través de su ciclo de eventos virtuales, Future Energy Summit reafirma su compromiso con la difusión de información estratégica, ofreciendo transmisiones gratuitas en vivo para todo público, lo que convierte a FES en la única plataforma del sector que mantiene este formato inclusivo a lo largo de toda su gira 2025.

🔴 Transmisión en vivo: canal oficial de Future Energy Summit en YouTube
📅 Fecha: Miércoles 6 de agosto de 2025
🕙 Hora: 10:00 (Brasilia) | 08:00 (Bogotá) | 15:00 (Madrid)

Incripción gratuita

No pierda la oportunidad de ser parte del debate energético más relevante del momento. ¡Nos vemos mañana en el Brazil Future Energy Virtual Summit 2025!

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En un contexto donde la eficiencia, la reducción de costos y la adaptación al terreno se han vuelto prioridades estratégicas para el desarrollo de proyectos solares a gran escala, dos empresas líderes del sector —S-5! y Gonvarri Solar Steel— ya participan del PVBook 2025, catálogo digital internacional producido por Strategic Energy Corp. 

Allí pueden presentar sus soluciones más innovadoras respecto a estructuras y trackers para el sector solar. Se trata de productos que no solo optimizan la instalación, sino que también redefinen los estándares de durabilidad, resistencia y rendimiento para estructuras fotovoltaicas.

Desde Estados Unidos, S-5! refuerza su presencia global con el PVKIT, un sistema de fijación solar que marca un antes y un después al eliminar por completo el uso de rieles. Este dispositivo, especialmente diseñado para cubiertas metálicas, representa una evolución clave en la instalación de paneles solares gracias a su capacidad para disminuir el peso total del sistema hasta en 85% y distribuir la carga de forma 25% más eficiente. 

Uno de los aspectos más relevantes del PVKIT es que resulta una opción especialmente atractiva para proyectos industriales o comerciales, además que cuenta con certificación UL y ha sido sometido a rigurosas pruebas de cargas en laboratorios, lo que respalda su ingeniería de alto nivel.

Complementando su oferta, S-5! también presenta dos líneas de accesorios de anclaje que amplían las aplicaciones solares sobre techos metálicos: las abrazaderas para techos engargolados sin perforación y los brackets para cubiertas de fijación expuesta, como las trapezoidales u onduladas.

Ambos productos están pensados para preservar la estanqueidad del techo y maximizar la resistencia ante cargas de viento, permitiendo la instalación no solo de paneles solares, sino también de pasarelas, protecciones contra caídas y otros accesorios críticos para los proyectos.

Del otro lado del Atlántico, la española Gonvarri Solar Steel apuesta fuerte con su nuevo lanzamiento: el TracSmarT+1P, un seguidor solar horizontal tipo 1P diseñado para elevar el rendimiento energético mediante una estructura optimizada y simplificada. 

La compañía, reconocida por su presencia en los principales mercados fotovoltaicos del mundo, incorpora en esta solución varias innovaciones tecnológicas que buscarán posicionarla como un actor clave en los nuevos proyectos utility-scale.

Entre las características más destacadas del TracSmarT+1P se encuentra su capacidad para inclinarse hasta 60°, que permite mejorar significativamente la captación de radiación solar en distintos momentos del día y del año. 

A su vez, su diseño reducido en número de piezas, junto con un sistema de bloqueo mecánico y la tecnología SmartSlope, permite una instalación más ágil y segura, incluso en terrenos con pendientes o condiciones topográficas complejas, lo que convierte al TracSmarT+1P en una solución especialmente viable para proyectos en América Latina, donde la variabilidad topográfica suele ser un desafío.

Con estos lanzamientos, ambas compañías se perfilan como referentes en la innovación estructural del sector fotovoltaico, ofreciendo herramientas clave para desarrolladores, EPCistas e instaladores que buscarán competir en un 2025 cada vez más exigente en términos técnicos, económicos y medioambientales.

Todas estas soluciones forman parte de la nueva edición del PV Book de Energía Estratégica, una herramienta estratégica que conecta tecnologías con decisiones reales de inversión en más de 20 países y que centraliza información técnica de productos esenciales —inversores, módulos, trackers y baterías— del sector fotovoltaico. 

Y con una interfaz multilingüe y multirregional, se posiciona como una guía esencial para utilities, desarrolladores, EPCistas, distribuidores y ejecutivos responsables de definir inversiones tecnológicas.

Para mayor información sobre el PV BOOK de Strategic Energy Corp, contactarse a:

📧 Correo electrónico: commercial@strategicenergycorp.com
📞 Teléfono: +54 9 341 290 121

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Perú cuenta actualmente con una cartera de más de 60 proyectos eólicos en distintas fases de desarrollo, que suman una potencia acumulada superior a los 14.881,5 MW, de acuerdo al mapeo de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR). Esta cifra representa un volumen inédito para el país y señala un interés creciente por este sector, pero a la vez revela la distancia que aún existe entre la planificación energética y la concreción de nuevas instalaciones renovables.

Del total de emprendimientos listados en el mapa, 40 tienen el estudio de preoperatividad (EPO) aprobado por un total de potencia de 8,9 GW. Mientras que los restantes acumulan 5,2 GW que aún no cuentan con esa aprobación. 

El sector eólico en Perú presenta un grupo definido de actores que lideran la expansión por volumen acumulado de potencia en desarrollo. Ignis se encuentra a la cabeza de la cartera de iniciativas, con 6 proyectos y 2.053,9 MW. Le siguen Enel Green Power Perú S.A., que suma otros 7 proyectos por 1159,8  MW, y Kallpa Generación S.A., con 4 desarrollos y 1.001,4 MW. 

También destacan Fénix Power Perú, con 4 proyectos por 937,6 MW, y Acciona Energía Perú S.A.C, con 5 proyectos y 880,7 MW. Estas cinco compañías concentran más del 38% del total de potencia en tramitación eólica.

Otras empresas que se posicionan en el mapa de tramitación son Atlas Renewable con dos proyectos por 822 MWy Engie con 737 MW de cuatro parques. Además, se destacan iniciativas de compañías como Blaud Energy, Sowitec, Oryx Power, Bow Power y Cordillera Solar, cuyos proyectos se ubican entre los 110 MW y 400 MW, contribuyendo a diversificar el portafolio eólico del país tanto en escalas como en ubicaciones geográficas.

En ese sentido, diez proyectos superan los 400 MW, lo que marca una evolución hacia plantas de gran escala con capacidad de abastecimiento regional y alto impacto en la matriz energética.

El mapa de proyectos también refleja una tendencia hacia la concentración de iniciativas en regiones del norte y la costa del país, donde los recursos eólicos son más competitivos y existen mejores condiciones logísticas. Este patrón refuerza la necesidad de planificar el crecimiento de la red eléctrica de forma estratégica, para evitar cuellos de botella en la conexión y transporte de la energía generada.

Si bien el pipeline eólico se encuentra en crecimiento, la dinámica regulatoria es el principal desafío. Osinergmin advierte que  3 proyectos eólicos cuentan con Concesión Definitiva de Generación, lo que representa 620,3 MW, 

La situación cobra mayor relevancia si se compara con la potencia eólica actualmente instalada en el país, que asciende a 1.021,3 MW, de acuerdo a datos del SEIN. En un escenario favorable, que contemple tanto la infraestructura existente como los proyectos con permisos avanzados, la proyección de capacidad instalada al 2030 alcanzaría los 4,5 GW entre eólica y solar.

Esto implica que aún si todos los proyectos con Concesión Definitiva ingresaran en operación antes del final de la década, el país estaría lejos de aprovechar el potencial técnico identificado en el mapeo. De allí la urgencia de acelerar los procesos administrativos y generar condiciones habilitantes para el despliegue masivo de renovables.

En este contexto, Future Energy Summit (FES), la gira de encuentros de profesionales de las energías renovables, llegará a Lima el próximo 29 de septiembre y promete una importante convocatoria de stakeholders del sector energético local e internacional, tal como lo viene haciendo en otras latitudes. La cita se desarrollará en un contexto clave para el país, con fuerte dinamismo en el pipeline renovable, expectativas regulatorias y avances en infraestructura de transmisión.

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La designación del Rodrigo Rodríguez como nuevo secretario de Energía de Panamá genera consenso en el sector sobre la necesidad de asegurar continuidad institucional en los proyectos clave. Así lo sostuvo Héctor M. Cotes, presidente del World Energy Council Panamá, quien considera fundamental que se mantengan las iniciativas impulsadas por la gestión anterior, especialmente las licitaciones ya anunciadas para los próximos años.

“La expectativa del sector energía es que haya continuidad institucional, en donde se mantengan los proyectos más relevantes de la Secretaría Nacional de Energía, como por ejemplo, el calendario de licitaciones presentados el pasado mes de julio”, manifestó Cotes.

Desde su visión, la programación a mediano y largo plazo genera previsibilidad para los actores del sector, lo que se traduce en mejores condiciones para atraer capital.

“Son favorables las señales que envían estos cronogramas de licitaciones para los próximos años a los posibles inversionistas interesados, nuevos y ya establecidos, dado que generan un clima de tranquilidad y estabilidad para las inversiones en el sector”, añadió.

La industria energética panameña tiene como particularidad la necesidad de planificar sus obras con anticipación, debido a los tiempos que demandan sus infraestructuras.

“Recordemos que en el sector energético muchas de las infraestructuras requieren más de un año en ser diseñadas, construidas, y estar listas para operar, por lo que la planificación a mediano y largo plazo son propias de esta industria”, indicó el directivo.

En los últimos años, Panamá ha evidenciado un dinamismo renovable, sobre todo en el segmento solar. Esta tendencia ha ido acompañada por el desembarco de nuevos jugadores empresariales, atraídos por el marco regulatorio y las oportunidades del país.

“La inversión renovable, principalmente en plantas solares, ha sido pivotal en los años recientes y ha despertado el interés de varias empresas que en los últimos años se han establecido en Panamá”, explicó Cotes, destacando un crecimiento sostenido en el rubro.

Sin embargo, este avance plantea nuevos desafíos: el sistema de transmisión eléctrica debe evolucionar al ritmo del parque renovable. Según el presidente del World Energy Council Panamá, esto implica un compromiso estructural.

“Es vital que la infraestructura en subestaciones y transmisión en general vaya acorde con este crecimiento, para que estas últimas no sean impedimento a la atracción de más plantas solares o eólicas a lo largo de todo el país”, remarca.

Con la asunción de Rodrigo Rodríguez en reemplazo de Juan Manuel Urriola, el sector reconoce un perfil técnico con amplia experiencia, especialmente en temas regulatorios, un aspecto considerado estratégico para la modernización del marco legal vigente, establecido por la Ley 6 de Energía de 1997.

“La amplia experiencia del Dr. Rodríguez en el sector energía, en especial en regulación, es clave para que la Secretaría Nacional de Energía pueda aportar de manera efectiva en los procesos de actualización de las regulaciones y el marco jurídico bajo la Ley 6 de Energía de 1997”, concluyó Cotes.

La nueva etapa institucional en la Secretaría de Energía se perfila, según el sector, como una oportunidad para consolidar políticas de largo plazo, acelerar la penetración de renovables y mejorar la competitividad del sistema eléctrico panameño.

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EMD International intensifica su despliegue en América Latina con una propuesta integral para desarrolladores de proyectos de transición energética. 

A través de una combinación de software especializado y servicios de consultoría técnica, la firma de origen danés busca acompañar el desarrollo de iniciativas eólicas, solares y de almacenamiento en mercados como Argentina, Colombia, Chile y Perú.

La plataforma windPRO ha logrado una fuerte penetración en la región, siendo una herramienta ampliamente utilizada en países como Colombia, Chile y Argentina, donde ya existe un ecosistema competitivo consolidado. 

“El software windPRO tiene un alcance bastante importante en Latinoamérica, es uno de los pocos softwares especializados en el desarrollo y la planificación, la ingeniería de proyectos eólicos. Actualmente destacamos el potencial en Colombia y en Chile, además de Argentina. Mientras que Perú se posiciona en segunda línea, lo que refleja un poco los usuarios de windPRO”, detalló Mathias Thamhain, managing partner de EMD International.

Mientras que herramientas como energyPRO tienen un mayor campo de aplicación en mercados más maduros, ya que permite la comparación de proyectos, de casos de negocios, ya que permite modelar un elevado grado de complejidad de los proyectos, pero a su vez, en todo el cálculo económico y el dimensionamiento técnico. 

A partir de esta experiencia, EMD también se posiciona como asesor estratégico en procesos clave como la licitación AlmaGBA en Argentina, la cual recibió casi 30 ofertas, donde acompaña a algunos oferentes. 

“Proponemos acompañarlos en el dimensionamiento de las instalaciones, en la evaluación económica del proyecto, y luego, en caso de ser adjudicado y avanzar con el proyecto, con el diseño específico y la integración de los equipos que hacen al proyecto de almacenamiento”, indicó Thamhain.

Para Thamhain, este tipo de acompañamiento ha sido un diferencial desde los inicios del desarrollo renovable en la región. Sumado a que poseen clientes en Perú que acompañamos desde hace 10 años, o sea desde aquellos momentos donde no había ni siquiera un marco regulatorio. Por lo que los cambios regulatorios que fomentan las renovables son consideradas como modificaciones muy positivas.

“Sin embargo, Perú está bastante más detrás de mercados como Colombia o Chile, donde se ha establecido un tejido competitivo de varios actores. En Perú vemos todavía que se está dando esta estructuración”, aclaró el entrevistado.

Ventajas funcionales de los softwares de EMD

Las plataformas desarrolladas por EMD se enfocan en resolver desafíos complejos desde una mirada técnica precisa. windPRO permite evaluar un proyecto eólico desde el punto de vista de la producción energética, cargas y vida útil de los componentes, lo que lo convierte en un estándar en planificación e ingeniería.

energyPRO, en cambio, se posiciona como la herramienta esencial para la planificación de proyectos híbridos y de almacenamiento, particularmente aquellos que requieren evaluar múltiples componentes y escenarios económicos. “Ofrece la flexibilidad para programar las particularidades de cada situación y de cada entorno macroeconómico y regulatorio”, aseguró Thamhain.

Entre sus funcionalidades destacadas, permite dimensionar la capacidad óptima de sistemas BESS, modelando demanda, ciclos operativos y degradación. También compara tecnologías de baterías según costos, eficiencia y vida útil, y simula la operación técnica y económica del sistema, proyectando ingresos por servicios de red, reducción de picos o respaldo renovable.

“Ponemos todo el expertise en ingeniería de proyectos a disposición del usuario de energyPRO, ya sea en forma de templates o consultoría específica para cada proyecto”, manifestó el managing partner de EMD International, quien subrayó que con esta propuesta, la firma busca seguir posicionándose como un actor clave en la transición energética latinoamericana. 

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Genneia anunció la entrada en operación comercial del Parque Solar Anchoris, situado en la localidad de Luján de Cuyo, provincia de Mendoza. Se trata del segundo proyecto solar que entra en funcionamiento en esta provincia. Su producción estará destinada a abastecer la demanda de grandes usuarios industriales en el marco del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

Con una inversión de 160 millones de dólares, el parque cuenta con una capacidad instalada de 180 MW y está equipado con 360.000 módulos solares bifaciales de última generación, incorporando soluciones tecnológicas que representan un salto de innovación para la región. El proyecto tendrá un impacto directo en la comunidad, ya que se estima una generación anual de 497.000 MWh de energía renovable, equivalente al consumo de 125.000 hogares. Además, se estima que evitará la emisión de más de 220.000 toneladas de dióxido de carbono.

Durante la construcción de Anchoris se emplearon más de 350 personas en su pico máximo de actividad, consolidando su rol como motor de desarrollo local, generación de empleo y promoción de capacidades técnicas vinculadas a la innovación en energías renovables.

«Estamos muy orgullosos de poner en operación comercial el Parque Solar Anchoris, un proyecto que refleja nuestro compromiso con la diversificación de la matriz energética, la innovación y el desarrollo sustentable de Mendoza y de todo el país. Este parque estará destinado a abastecer de energía eficiente y competitiva a clientes corporativos de todos los sectores de la economía», afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

Junto con sus cuatro parques solares ya operativos en la región –Ullum I, II y III, Sierras de Ullum, Tocota III y Malargüe I– y el nuevo Anchoris, Genneia totaliza ahora 490 MW solares en la zona de Cuyo. Esta capacidad operativa seguirá creciendo hasta alcanzar los casi 800 MW para 2026, gracias al avance de la construcción del proyecto solar San Rafael en Mendoza (180 MW) y del proyecto San Juan Sur en San Juan (130 MW).

En el marco del plan de inversiones de los últimos cinco años (2022-2026), Genneia alcanzará una inversión total cercana a los 900 millones de dólares. Entre sus proyectos estratégicos se destacan el parque eólico La Elbita en Buenos Aires y los desarrollos solares Sierras de Ullum, Tocota III y San Juan Sur en la provincia de San Juan, así como Malargüe I, San Rafael y Anchoris en Mendoza.

Estas iniciativas refuerzan el compromiso de la compañía con la generación de nueva energía para el sistema. Y para 2026, Genneia proyecta supera los 1,7 GW de capacidad instalada en energías renovables. 

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Amosolar, un reconocido fabricante chino de paneles solares fotovoltaicos y sistemas de baterías, anuncia la expansión de su presencia internacional, con un enfoque especial en alianzas estratégicas en mercados emergentes como Brasil, América Latina, África y el Sudeste Asiático.

Fundada con la misión de acelerar la transición global hacia las energías limpias, Amosolar ofrece soluciones solares completas, con tecnología avanzada y eficiencia comprobada. La empresa cuenta con una capacidad de producción anual de 3 GW y actualmente exporta a más de 40 países, atendiendo proyectos residenciales, comerciales y de gran escala.

“En Amosolar creemos que la innovación combinada con la confiabilidad construye el futuro de la energía solar. Nuestro objetivo es ofrecer soluciones sostenibles y accesibles para nuestros socios en todo el mundo”, afirma el portavoz de la compañía.

Productos y Diferenciales:

• Paneles solares mono y bifaciales de alta eficiencia
• Sistemas de almacenamiento de energía (baterías de litio)
• Garantía de rendimiento y durabilidad según los estándares internacionales (TÜV, CE, IEC)
• Soporte técnico y atención comercial multilingüe en todo el mundo

Amosolar invierte constantemente en I+D, con equipos técnicos especializados en el desarrollo de soluciones adaptadas a diferentes climas y necesidades energéticas. Uno de los objetivos estratégicos de la empresa es expandirse en el mercado brasileño, estableciendo alianzas con integradores, distribuidores e inversores del sector fotovoltaico.

Acerca de Amosolar
Amosolar es un fabricante profesional de módulos fotovoltaicos y sistemas solares con sede en China. Comprometida con la calidad, la innovación y la sostenibilidad, la empresa es reconocida por su fiabilidad global y un soporte técnico destacado.

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El ministro de Energía y Minas, Joel Santos, destacó el crecimiento sostenido de la inversión extranjera directa (IED) en los sectores energético y minero, los cuales concentraron el 40.2 % del total recibido por República Dominicana durante el primer semestre de 2025, según cifras publicadas por el Banco Central (BCRD).

“El dinamismo en energía, especialmente en renovables y minería, es una muestra clara de que el país se consolida como líder regional en materia de transicióción energética y aprovechamiento responsable de sus recursos naturales”, afirmó.

En efecto, el sector energético recibió el 25.7 % del total de la IED, unos 743 millones de dólares, mientras que la minería concentró el 14.5 %, equivalente a más de 419 millones de dólares. Ambos sectores reflejan un incremento relevante con respecto a años anteriores, en línea con las metas del Gobierno del presidente Luis Abinader.

El ministro explicó que esta tendencia responde a políticas públicas claras, incentivos competitivos y una visión estratégica de sostenibilidad. “Los marcos regulatorios transparentes, procesos de licitación abiertos y el acompañamiento técnico a los inversionistas, han sido claves para atraer capital extranjero”, apuntó.

Santos indicó que, en el caso de las energías renovables, el país ha logrado una transformación estructural en su matriz energética, incorporando tecnologías limpias que reducen emisiones, generan empleos verdes y contribuyen al desarrollo territorial.

“Lo mismo ocurre con la minería, donde se ha priorizado una inversión responsable, moderna y con enfoque ambiental y social”, aseguró.

El titular de Energía y Minas enfatizó que República Dominicana es hoy uno de los destinos más atractivos de América Latina y el Caribe para invertir en estos sectores, como lo reconoció el World Investment Report 2025 de la Unctad.

Joel Santos reiteró que el Ministerio de Energía y Minas seguirá promoviendo un entorno propicio para nuevas inversiones estratégicas, con el compromiso de que la transición energética y la minería sostenible generen bienestar directo a la población dominicana.

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La Superintendencia de Electricidad (SIE) de República Dominicana aprobó oficialmente la Resolución SIE-092-2025-LCE, mediante la cual establece las condiciones regulatorias y técnicas para la nueva licitación pública de hasta 600 MW de nueva generación renovable. El llamado a proyectos está orientado exclusivamente a tecnologías fotovoltaicas y eólicas, y será coordinado por el Consejo Unificado de las Empresas Distribuidoras de Electricidad (CUED), en conjunto con el Consejo de la SIE.

“La licitación se regirá por un proceso público y competitivo para la adjudicación de contratos de suministro de electricidad en el Mercado Eléctrico Mayorista”, establece el documento aprobado por el superintendente Andrés E. Astacio Polanco, quien preside el Consejo de la SIE, integrado también por Aura Caraballo Castillo y Sergio Grullón Estrella.

El proceso, previsto para 2025, aún no cuenta con los pliegos definitivos, pero sí se conoce que los proyectos a ser adjudicados deberán tener una potencia instalada mínima de 20 MW y máxima de 300 MW, permitiendo una diversificación de ofertas sin fragmentar la convocatoria. Además, se define un bloque único de hasta 600 MW, con posibilidad de adjudicarlo de forma total o parcial, según las condiciones técnicas y económicas del proceso.

“La Superintendencia establece que la energía generada será adquirida mediante contratos de largo plazo por las empresas distribuidoras, con pago en dólares y respaldada por la tarifa al usuario final, según lo dispuesto por la Ley”, se especifica en la resolución, estableciendo así las condiciones comerciales clave para la inversión.

Uno de los aspectos técnicos más relevantes es la incorporación obligatoria de Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB).

“El licitante deberá cumplir con la integración del SAEB y la prestación de servicios auxiliares de frecuencia, incluyendo regulación primaria, secundaria, control de rampas, inercia sintética, arranque en negro y control de tensión”, detalla el texto oficial.

En este sentido, Edward Veras, director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), había anticipado durante el FES Iberia 2025 que esta licitación marcaría un nuevo estándar técnico en la región.

“Quienes cuenten con almacenamiento tendrán ventaja competitiva”, afirmó el funcionario en aquel entonces, al tiempo que destacó que solo se permitirá la participación de proyectos con concesión definitiva y condiciones “ready to build”.

La decisión se alinea con el marco legal nacional, incluyendo las Leyes 125-01 y 57-07, el Decreto 523-23, y diversas resoluciones técnicas previamente emitidas por la CNE y la propia SIE. La normativa también remite a regulaciones específicas como la CNE-AD-001-2024, que establece los criterios operativos para proyectos con BESS, y a las normas del Código de Conexión.

El proceso será gestionado por el CUED, que actuará como entidad coordinadora de la licitación, y será el responsable de presentar los proyectos de resolución conjunta ante la SIE, incluyendo el llamado a licitación, la adjudicación de contratos y los términos técnicos.

Este nuevo paso regulatorio permitirá garantizar el cumplimiento de los objetivos del Gobierno en materia de diversificación de la matriz eléctrica, por lo que el diseño normativo busca atraer inversión nacional e internacional, asegurando simultáneamente la seguridad operativa del sistema y la calidad del servicio eléctrico.

El sector privado y los potenciales oferentes coinciden en que esta licitación representa una oportunidad relevante para posicionar a República Dominicana como un hub renovable en el Caribe, con tecnologías avanzadas, reglas claras y respaldo institucional, ya que se interpreta esta aprobación como una señal concreta hacia la transición energética y el cierre de brechas de inversión.

“El sector renovable dominicano está en compás de espera; la industria necesita claridad sobre cómo se estructurará la licitación, especialmente en lo relacionado al almacenamiento”, anticipaba el consultor senior Rafael Velazco Espaillat, en diálogo con Energía Estratégica días atrás (ver nota).

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El sector renovable de Latinoamérica tendrá una nueva cita con la innovación tecnológica. El jueves 28 de agosto, Jinko Solar presentará su nueva solución fotovoltaica denominada Tiger Neo 3.0 durante un webinar exclusivo y gratuito.

La jornada organizada junto a Energía Estratégica, se titula «Rendimiento sin límites: Lo que trae el nuevo Tiger Neo 3.0» y comenzará a las 10 hs México / 11 hs Colombia – Panamá / 13 hs Argentina y contará con la participación de dos referentes de la compañía.

Jeniffer Escobar, technical service manager LATAM, y Miguel Covarrubias, sales director LATAM, expondrán las ventajas competitivas del producto Tiger Neo 3.0, que representa una mejora integral con parámetros de rendimiento optimizados, estableciendo nuevos estándares en la industria.

📌 La participación es gratuita, con inscripción previa en el siguiente enlace:

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Dicha innovación está basada en la tercera generación de arquitectura de celdas TOPCon, alcanzando una eficiencia que oscila entre 26,7% y 27%; ideal para aplicaciones tanto residenciales, como comerciales-industriales y utility

Además, Jinko Solar apostó por un impulso de potencia de hasta 670 W, con una eficiencia de módulo mejorada de entre 24,3% y 24,8%, y un alto factor bifacial de 85%, lo que lo hace óptimo para superficies de alto albedo como desiertos y tejados.

¿Qué otras mejoras posee? Desde la compañía informaron que este nuevo módulo cuenta con baja degradación lineal de 0,35% anual y, por consiguiente, supera las normas del sector, sumado a que la solución tiene un mejor rendimiento en condiciones de poca luz en comparación con los productos anteriores, generando de 2,26% a 2,49% más por la mañana y al atardecer.

📌 La participación es gratuita, con inscripción previa en el siguiente enlace:

👉 https://docs.google.com/forms/d/e/1FAIpQLScRVTaEL-yO1x1d-neQyHI-8HdA66A8vsqw2DC2yBTmWiDn-w/viewform

Y cabe recordar que Jinko Solar recientemente obtuvo el premio al «Mejor Logro General» del Centro de Pruebas de Energía Renovable (RETC) por sexto año consecutivo, bajo estándares que evalúan los módulos durante un período de 12 meses utilizando protocolos de prueba avanzados que superan la certificación.

Por lo que la compañía sigue consolidándose como uno de los líderes de la industria solar y, en esta oportunidad, seleccionó un espacio virtual junto a Energía Estratégica para demostrar la durabilidad y confiabilidad de sus soluciones, a la par de generar nuevas sinergias con diferentes players del sector.

Esto significa que el webinar abierto y gratuito «Rendimiento sin límites: Lo que trae el nuevo Tiger Neo 3.0» del jueves 28 de agosto tendrá el objetivo de  reforzar la estrategia de la firma en la región a partir de esta novedad con un diseño que apunta a la sostenibilidad, a reducir costos y prolongar la vida útil. 

Y con más de 120 GW de paneles solares Tiger Neo suministrados a nivel mundial, Jinko ha demostrado maximizar la producción de energía y el ahorro energético para los clientes. Gracias a la tecnología TOPCon, la compañía elevará el listón con productos de mayor potencia y eficiencia. 

¡No se pierda la oportunidad de participar e inscríbase gratuitamente en el siguiente link: https://docs.google.com/forms/d/e/1FAIpQLScRVTaEL-yO1x1d-neQyHI-8HdA66A8vsqw2DC2yBTmWiDn-w/viewform

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El sector solar en Perú vive un punto de inflexión. Las empresas agroexportadoras, mineras e industriales están avanzando con fuerza en la instalación de plantas solares propias, impulsadas por el impacto de las sequías sobre la generación hidroeléctrica y el consecuente aumento en las tarifas eléctricas.

Nataly Llontop, country manager Perú de Ralux Solar, confirmó que este movimiento responde a una necesidad estructural del mercado: “Hoy por hoy los clientes ya no usan energía solar no solamente por un tema de visibilidad o marketing, sino por una estrategia de ahorro”, remarcó en diálogo con Energía Estratégica.

Este fenómeno se potencia entre los denominados clientes libres, es decir, aquellos que registran una demanda mayor a 200 kW por punto de suministro. Según la regulación peruana, los usuarios con demandas superiores a 2,5 MW están obligados a participar en el mercado libre, mientras que aquellos con demandas entre 200 kW y 2,5 MW pueden optar por migrar desde el régimen regulado al libre si así lo desean. 

Esta condición les permite negociar directamente sus contratos de energía, accediendo a tarifas más competitivas. Con los incrementos recientes en sus facturas, muchas empresas han optado por instalar sistemas fotovoltaicos propios o recurrir a contratos de compraventa de energía (PPA). “Entre ellas, por ejemplo, las agroindustrias, las mineras y todas las empresas que tengan cargos altos por potencia”, detalló Llontop. 

El crecimiento del mercado solar en Perú no es nuevo, pero en los últimos años ha cobrado una velocidad inesperada. Desde las primeras subastas impulsadas en 2011 – 2016   por el Gobierno de Ollanta Humala , el desarrollo fue intermitente hasta que la crisis hídrica así como el  post-COVID que generó caída de precios internacionales de paneles por sobrestock en China reconfiguraron el escenario. “Un EPC hace cinco años costaba el doble de lo que cuesta ahora”, señaló la ejecutiva de Ralux.

Ese entorno llevó a que empresas con músculo financiero robusto optaron por desarrollar sus propios EPCs con retornos estimados de inversión entre cuatro y cinco años, mientras que otras que buscan menor exposición de capital avanzan mediante PPAs. “Hay un crecimiento paralelo de ambos modelos”, aseguró la referente de Ralux Solar.

En este contexto, la compañía decidió instalarse directamente en el país, con almacenes propios y soluciones innovadoras. “Lo que teníamos planeado tener para este año ya lo hemos logrado. Pensábamos que íbamos a tener oportunidades de 500 kW a 1 MW, y de pronto tenemos un pipeline  de  proyectos en promedio de 300 kW a 30 MW”, reveló la directiva.

Esto ha llevado a un ajuste de estrategia interna: “Estamos trabajando en una nueva estrategia y contratando nuevo personal para poder abastecernos no solo en equipamiento sino también en la parte humana del equipo”, detalló. Aunque todavía no tienen un número cerrado, la proyección es ambiciosa, con un crecimiento mayor al 50%”.

Otro factor clave es la creciente presencia de empresas internacionales interesadas en grandes proyectos solares. Según Llontop, observa una fuerte inversión de empresas extranjeras que están haciendo parte de proyectos PPA con el fuerte brazo financiero que tienen, ya que solo en 2025, se estima un crecimiento del 30% en utility scale.

La falta de regulación específica para clientes libres no ha sido un freno. Al contrario, en algunos casos genera más libertad operativa. “Como no tenemos una regulación específica, es donde los clientes pueden hacerlo sin tanto contrato específico. Ellos mismos tienen carta libre de poner sus propias plantas solares”, explicó Llontop.

Sin embargo, el próximo gran salto del mercado llegará con el desarrollo del almacenamiento energético. El Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) ha señalado en sus planes de expansión que se está evaluando la incorporación progresiva de sistemas de regulación secundaria de frecuencia y otras tecnologías que contribuyan a la estabilidad del sistema eléctrico.

«Veo un buen mercado para nosotros. En Perú hay sistemas conectados a red, pero todavía estamos en desarrollo de plantas solares con almacenamiento”, observó.

Este paso será clave para los clientes libres que enfrentan altos cargos por potencia, que pueden representar entre 30 y 45% del total de la factura eléctrica. “La única forma de poder suplir eso es mediante un sistema de almacenamiento”, indicó la ejecutiva, y proyectó un desarrollo creciente de plantas híbridas.

A eso se suma un nuevo vector competitivo: la logística regional. Con la reciente inauguración del puerto de Chancay, ubicado dos horas al norte de Lima, el país gana protagonismo como punto de entrada y distribución de componentes solares. “Perú se ha vuelto un hub logístico donde hay mayor facilidad de ingreso de fabricantes extranjeros y pueden utilizarlo como un núcleo para la región andina”, subrayó Llontop.

Desde Ralux Solar observan un mercado lleno de oportunidades y transformación acelerada. “Perú está justo en una etapa muy atractiva en solar. Los que estamos involucrados en este rubro estamos muy entusiasmados con todo lo que viene”, concluyó la ejecutiva.

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Uruguay se prepara para una nueva etapa en su política energética. La Dirección Nacional de Energía ya trabaja en un documento base que sentará las condiciones para una discusión multipartidaria durante 2026, con el objetivo de actualizar el acuerdo de política energética y extender su alcance hacia 2050.

“Desde el gobierno se estableció el 30 de agosto de 2025 como fecha para tener un documento mártir en el que trabajar y la intención es llevar adelante una discusión con todos los actores durante los siguientes meses del 2025; y lo que surja de esos talleres pueda derivar en una discusión multipartidaria en 2026”, afirmó Arianna Spinelli, directora nacional de Energía.

“La ventaja de tener una política energética vigente es que los grupos de interés la entienden y la aceptan, en mayor o menor medida. Es decir que la discusión no será de cero y los beneficios del país están a la vista, sumado a que existen grupos de actores predispuestos a continuar el proceso”, agregó durante el XI Congreso LATAM Renovables, organizado por la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) en el que Energía Estratégica estuvo presente. 

Es decir que el objetivo de esta nueva etapa de articulación es comenzar con mesas de trabajo con diversos players del sector, a fin de lograr al menos un borrador en el transcurso del próximo año y, eventualmente, concretar un documento definitivo que guíe la política energética de largo plazo. 

El nuevo proceso se apoya en un precedente robusto: el Acuerdo Multipartidario de Energía 2030, aprobado en 2010 bajo la presidencia de José Mujica. Ese hito definió la primera gran transformación energética del país, apalancando más de USD 8.000 millones en inversiones público-privadas, con el Estado como coordinador y administrador de las subastas.

Spinelli subrayó que aquellos puntos que resultaron bien serán continuados, por lo que la expansión de energías renovables, la descarbonización de la matriz y el cumplimiento de los objetivos de desarrollo sostenible seguirán siendo ejes centrales de la estrategia a 2050.

El diseño de esta nueva política tendrá como pilares tanto las fuentes limpias como la eficiencia energética, reconocidas “las bases sobre las cuales trabajar” de cara a la hoja de ruta para las próximas décadas.

Integración regional como prioridad estratégica

En paralelo, la directora nacional de Energía reforzó el compromiso con la integración energética regional. El nuevo acuerdo también buscará potenciar el intercambio eléctrico con países vecinos, a través de mecanismos de cooperación y proyectos piloto que permitan probar soluciones innovadoras.

“Hay algunos proyectos pensados para probar cosas diferentes, aunque no es fácil porque el trabajo entre países tiene sus particularidades”, reconoció Spinelli. Sin embargo, reafirmó que Uruguay apunta a que se logren nuevos avances, con miras a una región más conectada y resiliente.

El enfoque regional permitirá optimizar los recursos complementarios de los países del Cono Sur, mejorar la estabilidad de los sistemas eléctricos y generar nuevas oportunidades comerciales. En ese sentido, el acuerdo energético al 2050 también será una herramienta para posicionar a Uruguay como referente en cooperación energética.

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Si bien los aranceles recíprocos del 30% que Estados Unidos planeaba aplicar a México debían entrar en vigor el 1 de agosto, la medida ha sido pospuesta por 90 días tras una reunión de último momento entre el presidente estadounidense Donald Trump y la presidenta de México, Claudia Sheinbaum.

La política aduanera, que contemplaba un arancel del 30% a productos mexicanos y aumentos adicionales del 50% en insumos clave como cobre, silicio, acero y aluminio, había generado fuerte preocupación en la industria fotovoltaica, la cual ya enfrenta desafíos estructurales y una creciente pérdida de competitividad frente a fabricantes asiáticos. “Las tarifas globales de Estados Unidos a México afectarán mucho a la fabricación de paneles solares aquí”, manifestó Elié Villeda, especialista en energías renovables, en diálogo con Energía Estratégica.

En este contexto, Villeda señaló que empresas como Maxeon ya han cerrado plantas en México y trasladado su producción a Estados Unidos. “Antes fabricaban 1.2 GW en Mexicali y terminaron mudando su operación”, apuntó Villeda. 

Actualmente la industria mexicana de fotovoltaica solo realiza el ensamblaje de celdas y tiene una capacidad de 600 MW, orientada principalmente a exportaciones residenciales.   “En México se puede conseguir un panel por entre 10 y 15 centavos de dólar el vatio, pero sin protección arancelaria, la industria nacional no puede competir con el dumping chino”.

A pesar de que en teoría existen aranceles a productos chinos, en la práctica, afirmó el experto, “los esquivan y no se pagan los aranceles que debería pagarse”. Esto permite la entrada de módulos provenientes del sudeste asiático e India a precios muy bajos, dejando a la industria local en situación de ensamblaje superficial. 

La guerra comercial entre China y Estados Unidos complica a la industria mexicana. La administración Trump, y con ella los organismos regulatorios, ha intensificado las investigaciones AD/CVD (Anti-Dumping and Countervailing Duties), con aranceles que han llegado al 40% y aumentan cada año.

“Estados Unidos golpea a China, pero luego detecta circumvention desde países como México”, explicó Villeda. Esta práctica implica que productos fabricados en China se ensamblan en terceros países para evadir aranceles.

Por otro lado, Estados Unidos refuerza otras exigencias, como la trazabilidad de origen y la verificación del trabajo forzado. Villeda mencionó que Maxeon perdió más de un gigavatio en frontera por no poder probar que sus paneles no involucraban trabajo forzado. “La regulación se va a hacer aún más fuerte para tapar el dumping chino”, enfatizó.

En este marco, el tratado de libre comercio entre Estados Unidos, México y Canadá (T-MEC) no está ofreciendo la protección esperada. Villeda señaló que el T-MEC terminó favoreciendo más a las empresas chinas que a las norteamericanas. “Las compañías chinas se metieron en la cadena de suministro de México y usan el país como puente para entrar a Estados Unidos”, indicó. 

La situación global se suma a la desconfianza jurídica y parálisis en la inversión nacional. “Muchos proyectos no se concretan. A veces dan permisos, pero no se llega a construir. Hay demasiada reglamentación faltante”, enfatizó el especialista, a la par que advirtió ni siquiera los permisos otorgados recientemente a proyectos como el de ELECNOR garantizan viabilidad real, debido a la falta de normativas secundarias claras, el código de red y la regulación del Aviso de Impacto Social (AVIS).

Mientras tanto, el crecimiento de la generación distribuida sigue siendo el único segmento que muestra dinamismo. “La fotovoltaica en México va a seguir creciendo, pero sostenida por la generación distribuida”, afirmó.

Según Villeda, podrían verse incrementos de instalaciones entre 7 kW y 20 MW, siempre que la reglamentación lo permita, aunque la falta de certidumbre jurídica sigue siendo un freno incluso para este sector.

Otro problema estructural es la ausencia de contratos a largo plazo, dado que «no se están firmando PPAs privados en México» pero sí pequeños acuerdos de generación distribuida, pero los grandes compradores industriales no están firmando contratos por la incertidumbre que existe”, advirtió.

Frente a este escenario, Villeda es categórico: “Hoy el panorama eléctrico en México no es prometedor. Hay incertidumbre, reglas que cambian, y si no podés vender la energía, ningún inversionista va a firmar un PPA”. Incluso la opción de trabajar con CFE genera dudas. “Hay un riesgo latente incluso con participación estatal”, enfatizó.

La industria observa con preocupación los movimientos de grandes actores como Iberdrola, que estaría evaluando nuevas salidas del mercado tras la venta de plantas a CFE. “Fue el participante más grande del país, y si se va, es porque el mercado ya pasó de amarillo a rojo”, concluyó Villeda.

Con este contexto, México enfrenta una encrucijada estratégica: o fortalece su marco jurídico y protege su cadena de valor, o verá desvanecerse las oportunidades para consolidar una industria fotovoltaica propia.

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América Latina y el Caribe consolidan un mapa diverso en el desarrollo del hidrógeno limpio, donde conviven economías con marcos regulatorios avanzados, proyectos en etapa de operación y políticas de fomento a la demanda, junto a otras que recién comienzan a explorar su potencial en esta industria.

Así lo revela el Índice H2LAC 2025, elaborado por Hinicio y New Energy, que clasifica a 17 países según el grado de madurez de sus ecosistemas de hidrógeno.

En primer lugar, Brasil encabeza el ranking con 75,5 puntos y se posiciona como nuevo líder regional, superando a Chile. Este ascenso se explica por una combinación de avances regulatorios, instrumentos financieros específicos, objetivos de consumo vinculados a combustibles sostenibles y una activa cartera de proyectos.

“Brasil ha sobrepasado a Chile como líder regional, impulsado por objetivos de demanda sólidos, progreso regulatorio a nivel nacional y estatal, pasos hacia un esquema de certificación y desarrollo activo de proyectos”, destaca el informe.

En segundo término, Chile, con 73,25 puntos, mantiene un lugar privilegiado, pero comienza a mostrar señales de desaceleración. Si bien publicó el H2 Action Plan 2023-2030 y reglamentó aspectos clave como la seguridad en plantas de hidrógeno, el ritmo de nuevas iniciativas se ha ralentizado.

En palabras del reporte: “Los anuncios de nuevos proyectos están disminuyendo. Varios fueron cancelados o puestos en pausa durante el último año”.

A continuación, Colombia, con 73 puntos, se posiciona como otro actor clave gracias a avances normativos —como la definición legal de hidrógeno de bajas emisiones— y a logros concretos en el plano operativo. Un ejemplo es el proyecto de ECOPETROL, que alcanzó Final Investment Decision (FID) para una refinería de 6 MW en Cartagena. Además, el país juega un rol destacado en cooperación técnica, colaborando con Honduras y El Salvador en la construcción de sus hojas de ruta nacionales.

Por otro lado, a medida que se baja en el ranking, emergen casos como el de Uruguay (57,5 puntos), que avanza con la ronda H2U para habilitar producción offshore y logró la concreción del proyecto de camiones a hidrógeno “Kahiros” en 2024.

En paralelo, Paraguay se posiciona como una promesa concreta, con el proyecto Villeta de ATOME —que prevé alcanzar FID en la segunda mitad de 2025— tras cerrar contratos EPC, financiamiento clave y acuerdos de comercialización. “Yara firmó HoT y comprará fertilizantes renovables producidos por ATOME en Paraguay”, destaca el informe como ejemplo de comercio intra-regional.

Además, Costa Rica y Trinidad y Tobago también registran progresos relevantes, al asegurar fondos internacionales significativos. En el caso costarricense, se recibieron €25 millones provenientes de mecanismos climáticos, dirigidos al desarrollo de proyectos de hidrógeno verde.

En contrapartida, economías como Ecuador, Bolivia, Barbados y El Salvador figuran como exploradores iniciales, con puntuaciones inferiores a los 20 puntos. En estos países, el ecosistema aún se encuentra en etapas preliminares de análisis, sin proyectos concretos ni legislación definida.

Ahora bien, más allá del posicionamiento relativo de cada país, el informe también revela tensiones estructurales comunes en la región. Uno de los principales cuellos de botella es la baja competitividad del hidrógeno verde frente al gris, sumado a la falta de compradores.

“Entiendo que los dos principales cuellos de botella para el desarrollo son la baja competitividad del hidrógeno verde frente al hidrógeno gris y la falta de ‘offtakers’”, sostuvo Luana Gaspar, gerente de Descarbonización en PSR – Energy Consulting and Analytics.

Asimismo, advierte que ambas limitaciones están interconectadas: “Sin competitividad, el mercado enfrenta dificultades para desarrollarse, pero sin mercado, es difícil reducir costos por falta de economías de escala e infraestructura”.

En ese sentido, Gaspar resaltó que el costo de producción del hidrógeno verde sigue siendo elevado, llegando hasta 6 veces más que el H2 gris, dependiendo del país. A lo que se debe añadir que las reducciones esperadas en tecnología, escala y electricidad han sido más lentas de lo previsto, dificultando aún más alcanzar el punto de equilibrio económico.

Complementariamente, Juan Antonio Gutiérrez, asesor técnico de H2 Perú, coincidió con este argumento: “En la región y en todo el mundo, la causa es que el famosísimo ‘willingness to pay’ no existe”.

Y detalló que llevar un proyecto a FID requiere certeza sobre la venta de las moléculas, pero que hoy pocos actores están dispuestos a pagar de 3x a 10x el precio de un energético renovable respecto al convencional. Según Gutiérrez, destrabar este estancamiento implica introducir regulación sobre emisiones, aunque reconoce que esto puede generar una pérdida de competitividad internacional.

Ante este panorama, los expertos coinciden en la necesidad de soluciones estructurales. Gaspar propone como estrategia central el desarrollo de electrolizadores más baratos y eficientes, lo que permitiría reducir tanto el CAPEX como el consumo energético. También destaca la importancia de operar con energía de red 24/7 para disminuir el costo unitario del hidrógeno y adecuar la producción a las necesidades de la industria.

Además, sugiere aprovechar políticas como la segunda subasta de H2Global y diseñar regulaciones que prioricen tecnologías con alto impacto y bajo costo relativo para cada país.

A la par, el informe H2LAC advierte que la cooperación regional aún es insuficiente, especialmente en temas como certificación. “Debe fortalecerse para garantizar eficiencia y alineamiento”, subrayan sus autores. La falta de estándares compartidos ralentiza la integración regional y limita las oportunidades de exportación conjunta.

En conclusión, América Latina mantiene condiciones para posicionarse en el mercado global del hidrógeno, pero necesita transformar su potencial en resultados concretos. Resolver las barreras regulatorias, reducir costos tecnológicos, dinamizar la demanda local y generar marcos financieros adecuados serán claves para garantizar una transición energética efectiva, sostenible y económicamente viable.

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Chile ha avanzado en normativas claves para el desarrollo del almacenamiento energético, como la Ley N.º 21.505 -que reconoce esta tecnología como actividad independiente- y el DS N.º 70, que regula su conexión y operación, según resaltó el director Ejecutivo de GPM, Mauricio Utreras, en el marco de un evento.

“Sin embargo, más del 95% de la capacidad instalada en baterías sigue concentrada en el segmento de transmisión. En redes de distribución, el despliegue enfrenta barreras normativas. Según una encuesta gremial, el 80% de las pequeñas y medianas generadoras considera el almacenamiento clave para su sostenibilidad, y más del 60% evalúa activamente proyectos híbridos o stand-alone”, explicó.

Refirió que una de las principales oportunidades que no ha sido considerada aún por el ministerio, es promover la inversión en hibridación de PMGD mediante modificaciones al DS 88 que permitan incorporar el almacenamiento sin perder su régimen económico. “Esta medida habilitaría el despliegue de baterías en cerca de 480 plantas ya existentes en distribución, permitiendo evitar vertimientos, desplazar energía a horas más valorizadas y entregar servicios de respaldo en redes locales”.

El representante gremial detalló “esto cobra especial relevancia considerando que el nuevo DS 125 -también en desarrollo- plantea incluir a los PMGD en los vertimientos sistémicos”, lo que podría significar, según un estudio de Systep encargado por GPM, reducciones superiores al 20% de su generación en algunos casos.

Desde GPM se llamó a las autoridades a avanzar en un marco normativo habilitante que permita escalar el almacenamiento distribuido con diversidad tecnológica, territorial y empresarial.

Entretanto, el director de Estudios de GPM, Claudio Negrete, también participó en la actividad, moderando el panel “Almacenamiento en baterías: clave para minimizar los vertimientos fotovoltaicos” junto a Carlos Cabrera (Sphera Energy), Darío Morales (ACESOL), Nicolás Carrasco (BASF Chile), y Rafael Velazco (ACLARA).

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Future Energy Summit (FES) continuará su gira 2025 con un nuevo webinar sobre el mercado renovable de Brasil, siendo la única plataforma de eventos que transmite gratuitamente todos sus encuentros a través de su canal oficial de YouTube.

“Brazil Future Energy Virtual Summit 2025” se realizará el próximo miércoles 6 de agosto y estará centrado en el mercado energético más grande de la región y uno de los más relevantes a nivel mundial, el cual está próximo a la apertura de nuevas oportunidades de negocio para renovables y los sistemas de almacenamiento. 

El encuentro contará la participación de Sungrow, JA Solar, la Asociación Brasileña de Energía Eólica y Nuevas Tecnologías (ABEEólica), 360Energy, Risen, DIPREM, la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), Gotion y la Asociación Brasileña de Soluciones de Almacenamiento de Energía (ABSAE). 

Incripción gratuita

Las empresas y entidades líderes de la industria renovable y de storage se repartirán a lo largo de dos paneles de debate, con gran abanico de temas en agenda, como por ejemplo desafíos y oportunidades para la transición energética, nuevas sinergias y negocios en el sector. 

El primer panel, titulado “Transformación tecnológica y nuevas oportunidades del sector renovable”, comenzará a las 10 hs Brasilia (8 hs Bogotá | 15 hs Madrid) con las exposiciones de Mauro Basquera, Sr technical manager (PV & ESS LatAm) de Sungrow, Gabriel Magdalon, vicepresidente LATAM de JA Solar, Elbia Gannoum, CEO de ABEEólica y Pedro Mecabô Junior project manager de 360Energy; mientras que el moderador será Márcio Trannin, vicepresidente del consejo de Administración de ABSOLAR.

Dichos panelistas analizarán las claves para la continuidad de contratos solares y eólicos (incluyendo la concesión de proyectos de generación eólica offshore) a gran escala y bajo sistemas de generación distribuida, como también el papel que tendrá Brasil como anfitriona de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático de 2025 (COP30) que se hará en noviembre.

Incripción gratuita

Mientras que el segundo panel de debate podrá la mirada en las “Tendencias y proyecciones para la energía solar y el almacenamiento en Brasil” bajo la perspectiva de Vanderleia Ferraz, Latin American Product Manager de Risen, Anatalio Cerqueira, gerente de Operaciones de DIPREM, Marcelo Sousa, director de Desenvolvimiento LATAM de Gotion, y la moderación de Fábio Lima, director ejecutivo de ABSAE.

Los especialistas pondrán foco en los segmentos de mercado con mejores perspectivas de crecimiento en los próximos años, precios venideros para las soluciones y proyectos, y proyecciones para las próximas subastas de nueva energía y la esperada reserva de capacidad con baterías, denominada “LRCAP Almacenamiento”, 

Quedan pocos días para “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025”, un nuevo encuentro FES que, como tiene acostumbrado al sector, transmitirá en vivo en su canal oficial de YouTube. ¡No se pierda la oportunidad! ¡Nos vemos en FES Brasil 2025! 

Incripción gratuita

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile inició una licitación excepcional de corto plazo con el objetivo de asegurar la cobertura contractual total del suministro eléctrico para los clientes regulados durante el año 2026.

El proceso contempla la contratación de aproximadamente 1.200 GWh para el año 2026, y sus condiciones específicas serán definidas en las Bases de Licitación que se publicarán próximamente. Y la medida responde al término anticipado de algunos contratos adjudicados en procesos anteriores, en particular, en la Licitación 2021/01, debido a diversos incumplimientos contractuales y/o fuerza mayor entre otros motivos, lo que derivó en la finalización anticipada entre 2023 y 2024.

A continuación, se detallan los contratos en cuestión:

• Huemul Energía SpA por 374 GWh/año, respaldado por el proyecto Ckani
• María Elena Solar S.A., por 280 GWh/año
• Parque Eólico San Andrés SpA, por 273 GWh/año
• Copihue Energía SpA, por 286 GWh/año
• Cox Energía SpA, por 140 GWh/año
• Energía Renovable Verano Tres SpA, por 540 GWh/año
• Contratos suscritos por Canadian Solar Libertador Solar Holding SpA., Racó Energía SpA., Sonnedix PPA Holding SpA. y OPDE Chile SpA., por un total de 2.037 GWh/año

Este proceso se complementará con otras licitaciones de corto y largo plazo, con el objetivo de continuar asegurando el acceso a energía confiable y precios competitivos para los hogares del país.

Y según el Informe Preliminar de Licitaciones, aprobado por la CNE en julio de este año, existe un margen importante de energía disponible no contratada en el mercado y, por ende, no existiría riesgo alguno de abastecimiento eléctrico para los clientes regulados. La legislación vigente contempla mecanismos específicos que garantizan que, bajo ninguna circunstancia, los clientes regulados se vean afectados en su abastecimiento eléctrico.

«Asimismo, el precio de la energía que pagarán los clientes no sufrirá aumentos respecto de los niveles actuales. El mecanismo de ajuste de precios considerado en esta licitación excepcional está diseñado para proteger tanto a los suministradores como a los consumidores, limitando el traspaso de precios extremos ante eventuales variaciones del costo marginal del sistema. De hecho, dependiendo de las condiciones del mercado, podría incluso permitir que los clientes accedan a precios más convenientes», aseguraron desde la CNE.

«Se trata de una medida que fortalece la seguridad del sistema y que permite anticiparse a escenarios de menor disponibilidad contractual. Además, la legislación vigente contempla mecanismos que aseguran, en todo momento, la continuidad del suministro para los clientes regulados”, señaló Marco Mancilla, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía de Chile.

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En un movimiento clave para el rumbo energético del país, el presidente José Raúl Mulino oficializó la designación de Rodrigo Rodríguez como nuevo secretario nacional de Energía de Panamá, en reemplazo de Juan Manuel Urriola, quien presentó su renuncia este 30 de julio tras poco más de un año en funciones.

Rodríguez llega al cargo con una sólida trayectoria técnica en el sector energético. Hasta el momento de su nombramiento, se desempeñaba como director nacional de Electricidad en la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP), desde donde lideró procesos vinculados al sistema eléctrico panameño, incluyendo regulación, planificación y modernización de infraestructura.

La salida de Urriola marca un giro en el equipo energético del Gobierno, a poco de iniciado el mandato de Mulino. El ahora exsecretario había sido designado en mayo de 2024, durante la administración de Laurentino Cortizo, y su continuidad en el nuevo gobierno generaba expectativas de estabilidad. Sin embargo, su renuncia abre una nueva etapa para la Secretaría.

Durante su gestión, Urriola impulsó una agenda basada en la descarbonización del sector energético, con foco en la incorporación de energías renovables y la mejora del marco institucional para la transición. Aunque desde el Ejecutivo no se han brindado detalles sobre los motivos de su salida, su reemplazo ocurre en un momento donde el sector enfrenta definiciones estratégicas clave.

Uno de los temas más urgentes que deberá gestionar Rodríguez es la licitación energética actualmente en curso. Se trata de un proceso convocado por la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA), a través del cual se espera contratar más de 400 MW de potencia firme y energía asociada a largo plazo, con entregas previstas a partir de 2027.

Con la designación de Rodríguez, el Ejecutivo apuesta por un perfil técnico con conocimiento profundo del marco regulatorio. En su paso por la ASEP, el nuevo secretario se destacó por su gestión de procesos técnicos y normativos, lo que podría aportar agilidad en la articulación entre regulación, planificación e implementación de proyectos.

Entre los desafíos que asumirá Rodríguez se encuentran:

• Concretar los compromisos internacionales de Panamá en materia climática.

• Acelerar el despliegue de energías renovables y almacenamiento.

• Impulsar la electromovilidad y digitalización del sistema eléctrico.

• Fortalecer el marco tarifario y la equidad en el acceso a la energía.

• Ejecutar de forma transparente y eficiente la licitación de más de 400 MW en curso.

El sector espera además que Rodríguez dé continuidad —o redefina— el Plan Energético Nacional, especialmente en aspectos relacionados con la diversificación de la matriz, la inversión privada en energías limpias, y el avance hacia una infraestructura resiliente y sostenible.

El contexto regional también impone presión. Países vecinos como Costa Rica, Colombia y República Dominicana están fortaleciendo sus políticas de transición energética. Panamá, como hub logístico y financiero, deberá posicionarse con propuestas concretas para no quedar rezagado.

Si bien aún no se han emitido declaraciones oficiales por parte del nuevo secretario, fuentes del sector ven con buenos ojos su perfil técnico y esperan señales claras sobre la continuidad de las líneas de acción prioritarias, así como una apertura al diálogo con actores públicos y privados.

La Secretaría Nacional de Energía es una de las carteras clave para el cumplimiento de los compromisos ambientales del país, y su liderazgo resulta determinante para garantizar una transición energética ordenada, sostenible y alineada con las metas globales de reducción de emisiones.

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La Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) cerró su XI Congreso LATAM Renovables, que se desarrolló el 29 y 30 de julio en la ciudad de Montevideo, y en esta ocasión llevó el slogan “«EnergIA Inteligente».

El encuentro, que contó con la participación de las principales autoridades del sector público y privado, es considerado un espacio clave para debatir diversas estrategias para ampliar la capacidad de energías renovables, incorporar almacenamiento y acelerar la movilidad eléctrica.

“La edición fue un éxito rotundo, tuvimos entradas agotadas, expositores con ponencias de primer nivel y muchas novedades, con lo cual nos impone el desafío de estar a la altura para el XII Congreso LATAM Renovables del próximo año”, sostuvo Diego Oroño, presidente de AUDER, en diálogo con Energía Estratégica.

Con un modelo energético que ya alcanza un altísimo porcentaje de generación limpia, el país se enfrenta ahora al desafío de consolidar esa base con nuevas tecnologías y marcos regulatorios adecuados.

“Para destacar, el vínculo de la inteligencia artificial con la energía está empezando. Damos una mirada de dos ejes, por un lado, el potencial que tiene la IA como motor para generar una transición energética con las garantías de justicia y eficiencia que necesitamos. Por el otro los desafíos que implica, como el consumo que su uso conlleva para el sector energético”, analizó Oroño.

Entre los funcionarios que formaron parte de las jornadas se puede destacar a la ministra de Industria, Energía y Minería, Fernanda Cardona; el Ministro de Ambiente, Edgardo Ortuño; las presidentas de UTE y ANCAP, Andrea Cabrera y Cecilia San Román, respectivamente, y Arianna Spinelli, directora nacional de Energía.

Además, el evento contó con la participación del ex ministro de Industria, Energía y Minería, Omar Paganini, quien ofreció una mirada internacional sobre los desafíos y oportunidades del sistema energético latinoamericano, en un contexto donde la integración regional, la seguridad energética y la competitividad ganan protagonismo.

Almacenamiento: la nueva “estrella” de las energías renovables

En esta edición, y por primera vez en la historia del Congreso, se incluyó un panel exclusivo sobre almacenamiento con baterías, una tecnología considerada crucial para optimizar el uso de energías intermitentes como la solar y eólica. 

En un país donde más del 90% de la matriz eléctrica proviene de fuentes renovables, el almacenamiento representa el siguiente paso lógico para robustecer la estabilidad del sistema y maximizar el aprovechamiento de la energía generada.

“La gran novedad este año fue haber tenido un panel de storage. Es algo que está emergiendo, seguramente no sea todavía el momento para Uruguay por cómo es la matriz energética, pero creo que es una decisión responsable el que transitemos el camino desde ahora. Sí hay otros mercados latinoamericanos como vimos en este Congreso que están teniendo una explosión con el storage, tal es el caso chileno” explicó el titular de AUDER acerca de esta inclusión.

Respecto de posibles acuerdos entre el sector privado y público, Oroño señaló que “AUDER es un poco más que una cámara del sector privado; de hecho tenemos socios que son la academia, ANCAP -que es una empresa del Estado- entonces hay un paraguas amplio y además somos una organización no gubernamental, con lo cual no tenemos ninguna afiliación política”. 

En ese sentido, “nuestra propuesta ha sido incluso tomar un rol coordinador de ese espacio, y es lo que nos gustaría. Como sea, acompañaremos de donde se nos convoque”. 

Movilidad eléctrica y un espacio propio bien ganado

Uruguay ha logrado consolidarse como uno de los países líderes de América Latina en movilidad eléctrica, tanto por su marco normativo como por su desarrollo tecnológico.  Por eso, el Congreso LATAM Renovables dedicó paneles específicos al análisis del estado actual de la movilidad sostenible, con la presencia de actores clave del sector público y privado.

Se debatió sobre el impacto de la regulación vigente, los desafíos pendientes para ampliar la infraestructura de carga, y se presentaron proyectos innovadores que ya están en curso.  En paralelo, se desarrolló un showroom de vehículos eléctricos, ofreciendo a los asistentes la posibilidad de conocer de cerca las nuevas tecnologías disponibles.

Diversidad, liderazgo joven y mirada de género

Entre los momentos relevantes del encuentro, cabe destacar también la apertura del V Congreso World Energy Council – Capítulo Uruguay, donde se destacó el programa nacional “Future Energy Leaders Uruguay: Representantes de FEL 100”, una iniciativa que promueve el liderazgo joven en el sector energético a nivel global.

En línea con este enfoque inclusivo, también se realizó una actividad impulsada por la Asociación Uruguaya de Mujeres en Energía, cuyo objetivo es fomentar la incorporación de mujeres en el sector energético, así como en carreras vinculadas a la ciencia y la tecnología.

Por supuesto, otro de los ejes centrales del Congreso fue el debate sobre proyectos vinculados al hidrógeno verde, una de las grandes apuestas del país para posicionarse como proveedor clave de energía limpia a nivel global. Junto a esta temática, se analizaron avances en generación distribuida, estrategias para ampliar la participación ciudadana en la producción de energía, y propuestas concretas sobre cómo mejorar los marcos regulatorios para facilitar nuevas inversiones.

Para finalizar, pensando ya en el Latam Renovables 2026, el presidente de la entidad anticipó que ya tiene anotado una serie de «lecciones aprendidas e ideas para el próximo año», por lo que desde hoy mismo comienzan a buscar la manera de profundizar temas vinculados a la inteligencia artificial y la continuidad de ERNC, sistemas BESS y movilidad eléctrica, entre otros puntos. 

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El reglamento de la Ley N.º 31992 de Fomento de Hidrógeno verde de Perú continúa en revisión por parte del Ministerio de Energía y Minas (MINEM), pese a que el plazo legal para su aprobación venció en septiembre de 2024. Una propuesta de este documento fue elaborada por la Pontifica Universidad Católica de Chile y presentada en enero de este año por la H2 Perú, Asociación Peruana de Hidrógeno, y La Embaja de UK en Lima, pero su estancamiento regulatorio podría empieza a generar un impacto directo en la competitividad internacional del país.

“Cada semana de demora pone a Perú en riesgo de perder competitividad en la carrera regional por el hidrógeno”, manifestó el presidente de H2 Perú, Daniel Camac, quien remarcó que actualmente el texto se encuentra bajo análisis en la Dirección General de Eficiencia Energética.

En un contexto regional dinámico, donde Chile ya opera plantas piloto de electrólisis, mientras que Brasil y Uruguay avanzan con estrategias y licitaciones.La ausencia de un marco regulatorio definido retrasa decisiones de inversión. “Potencialmente, cada mes de retraso desplaza a Perú en el radar de estos inversionistas, incrementando el riesgo de que capital y tecnología se dirijan a esos mercados vecinos”, advirtió el titular de H2 Perú en diálogo con Energía Estratégica.

Los consorcios internacionales evalúan propuestas en función de señales regulatorias claras y de incentivos económicos concretos. En ese sentido, Camac explicó que el reglamento debe articular cuatro piezas esenciales para generar certeza jurídica, primero un sistema de certificación y trazabilidad que garantice el origen renovable del gas.

“El propio artículo 5 de la Ley encarga al Ministerio la definición de los requisitos y el mecanismo de verificación, de modo que cada molécula peruana pueda competir en los mercados que ya exigen garantías de origen”, explicó.

En segundo lugar, el esquema debe integrar permisos claros, plazos definidos y una ventanilla única con funcionamiento ágil para los proyectos piloto, para reducir la incertidumbre temporal, la superposición de trámites sectoriales y enviar señales claras de que el gobierno acompaña la curva de aprendizaje de la industria.

El tercer punto es la estabilidad regulatoria. “el reglamento confirma que las inversiones en hidrógeno podrán acogerse a los convenios de estabilidad jurídica vigentes para la inversión extranjera”, y ello refuerza con el hecho de que Perú acaba de escalar cinco posiciones hasta el puesto 60 de 113 economías en el Índice Mundial de Estado de Derecho 2024, según destacó la Cámara de Comercio de Lima. 

Finalmente, Camac apuntó que los inversionistas esperan “señales económicas tangibles: acceso preferente a líneas de crédito verdes, instrumentos que reducen el costo de capital y anclen la demanda inicial, entre otras”.

El escenario se vuelve aún más exigente si se considera la meta planteada por H2 Perú en 2021: activar hasta 8 Mt/año de hidrógeno limpio para 2030. Aunque hoy la cifra se ha moderado, el horizonte sigue vigente como una guía estratégica. “Con un reglamento vigente en 2025 y mecanismos de fomento como PPA y subastas de OPEX y CAPEX, Perú podría acercarse a 1 o 2 Mt/año hacia el cierre de la década”, aseguró Camac.

En paralelo, actores internacionales ya han mostrado interés por el potencial peruano. “Alemania necesita importar volúmenes crecientes de hidrógeno y derivados y ha identificado a Perú como proveedor potencial”, indicó. Según el presidente de H2 Perú, el país debe responder con “coherencia regulatoria, pilotos en puertos y zonas mineras de la costa sur, y memorandos de entendimiento que aseguren demanda de largo plazo y transferencia tecnológica”.

Otro eje de acción clave son las alianzas público-privadas, que se perfilan como instrumentos eficaces para acelerar el despliegue de la infraestructura. “Estas APP combinan la infraestructura y garantías del Estado con la capacidad innovadora y la agilidad financiera del sector privado”, explicó Camac.

El presidente de H2 Perú destaca casos emblemáticos que pueden inspirar al país. En Suecia, la iniciativa HYBRIT,  ha demostrado la viabilidad del almacenamiento subterráneo de hidrógeno y la fabricación de acero libre de fósiles. En Estados Unidos, el programa federal de 7.000 millones de dólares para “Hubs de Hidrógeno” genera polos de coinversión público-privada que ya están descarbonizando el transporte pesado y la industria química.

“Replicar estas estrategias en Perú con APP, por ejemplo, en el corredor minero del sur o para flotas de camiones de largo recorrido, ofrecería demanda asegurada, reduciría el riesgo de los primeros proyectos y posicionaría al país en la vanguardia regional del hidrógeno peruano”, apuntó.

“Un proyecto típico tarda de 5 a 8 años entre concepción y puesta en marcha; por ello el periodo 2025-2030 será decisivo para madurar modelos de negocio, estandarizar contratos y cerrar la brecha de costos. Lo que hoy sucede en el sector  es la base para una próxima ola de proyectos  competitivos y financieramente robustos hacia la próxima década.”, concluyó Camac, por lo que la demora regulatoria puede generar que Perú quede al margen de la próxima gran ola de inversión energética.

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Puerto Rico enfrenta un punto crítico en su transición energética, y el tiempo juega en su contra. La indefinición del Plan Integrado de Recursos (PIR) y el debate legislativo sobre la Ley 10 de 2024, que extiende la política pública de medición neta, han puesto en pausa decisiones clave para avanzar hacia un sistema energético más limpio, resiliente y descentralizado.

“La ausencia de un PIR actualizado refleja un retraso inaceptable en la planificación energética de la isla”, manifestó Eduardo Bhatia, exsenador de Puerto Rico y profesor visitante especializado en políticas públicas e internacionales en la Universidad de Princeton, en conversación con Energía Estratégica.

Para el académico, no se trata de una omisión técnica, sino de una falla estructural con alto impacto social y económico: “Sin un plan vigente, todas las decisiones se toman a ciegas, creando incertidumbre en el sector y atrasando el cumplimiento de las metas establecidas por ley”.

En este contexto, el desarrollo de subastas de energías renovables como el Tramo 2 y Tramo 3 también se ve afectado. Según Bhatia, la falta de un PIR provoca que las subastas se realicen sin una brújula clara, lo que lleva a repetir errores del pasado, como proyectos energéticos que avanzan «sin coherencia ni coordinación». Por lo que cada retraso en el proceso encarece las inversiones y desincentiva a los actores privados.

“Urge completar el PIR para alinear las subastas con una estrategia integral y no seguir construyendo sobre bases inestables”, planteó el entrevistado.

Uno de los temas más sensibles del momento es la posible revocación o debilitamiento de la Ley 10, que sostiene la política de medición neta (net-metering). Esta normativa ha sido clave para la adopción masiva de sistemas solares residenciales y comerciales en la isla.

“Si se revoca o debilita, se envía el mensaje de que el país castiga a quienes apuestan por la energía limpia”, advirtió Bhatia, con preocupación por el impacto en la confianza pública y el crecimiento del sector.

En su análisis, el académico también observó un giro preocupante en la dinámica institucional. «El regulador pretende dictarle al legislador cuál debe ser la política pública, cuando es el Estado el que tiene la potestad constitucional de trazar ese rumbo. Y si el tribunal no corrige esta distorsión, se pondrá en riesgo la confianza de miles de consumidores y empresas que buscan contribuir a la transición energética”.

La consecuencia inmediata de esta combinación de factores es el freno de la energía solar distribuida, dado que la incertidumbre es el «peor enemigo de la inversión” y el contexto actual ha llevado a muchos prosumidores —hogares y empresas que generan su propia energía— a suspender decisiones.

Frente a este panorama, el exsenador de Puerto Rico remarcó la importancia de que la estrategia debería ser la opuesta, es decir, brindar certeza, fortalecer incentivos y eliminar trabas, con el fin de acelerar el cambio hacia sistemas solares que alivien la red centralizada y reduzcan los apagones.

El llamado del sector es contundente: se necesitan señales firmes del Gobierno y del Poder Judicial, en coherencia con los principios establecidos desde 2019 y encaminadas en una transición energética basada en el sol. 

En ese sentido, Bhatia también se refirió al rol de la jueza a cargo del caso de net-metering, cuyas decisiones podrían marcar un antes y un después para la transformación energética de la isla, dando un diagnóstico severo, pero también con espacio para el optimismo.

“La historia demuestra que el progreso siempre enfrenta resistencia de quienes se aferran al pasado. Se requieren eliminar obstáculos e incentivar la energía solar es un imperativo moral, económico y social”, reflexionó Bhatia, recordando los efectos de una década de apagones, altos costos y pérdidas para la población.

Para lo que resta de 2025 y el año entrante, el académico proyecta un horizonte de desarrollo si se toman decisiones correctas, con la construcción de grandes fincas solares y el desarrollo del agro-voltaico, integrando la producción agrícola con generación solar. Y Si se concreta el marco adecuado, 2026 podría marcar el inicio de una nueva etapa para el sistema eléctrico de la isla. «Podría ser el año en que Puerto Rico comience a salir de la oscuridad energética”, concluyó Bhatia.

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Cox anunció la compra de Iberdrola México por 4200 millones de dólares, concretada en los últimos días, lo que supone un múltiplo de 6,5x el EBITDA estimado de 2025.

La operación busca aprovechar la presencia consolidada y el profundo conocimiento de Cox en el mercado mexicano, reforzar su posicionamiento en mercados estratégicos y de alto crecimiento a través de una inversión estratégica que está alineada con los objetivos de la compañía de invertir en activos que generen EBITDA recurrente y a largo plazo, planteados en su salida a Bolsa el pasado mes de noviembre.

El perímetro de la transacción incluye una capacidad instalada operativa de 2600 MW, de los que 1368 MW corresponden a centrales de ciclo combinado y cogeneración, 1232 MW de activos renovables y una cartera de proyectos de generación de 12 GW. Además, incluye la mayor suministradora de México con el 25% de cuota de mercado más de 20 TWh repartidos entre más de 500 grandes clientes.

Esta transacción es transformacional para la compañía, elevando a Cox a un nuevo nivel en cuanto a tamaño y posicionamiento estratégico, y consolidándola como una utility integrada con solidez en el mercado eléctrico mexicano.

Y con esta adquisición Cox completa su plan estratégico tres años antes, inicialmente establecido para el periodo 2025-2028. Esto supondría cerrar el año 2025 con una cifra de ventas proforma de cerca de 3000 millones de euros y 750 millones de euros de EBITDA.

Plan de inversión en Mexico

Dada su seguridad jurídica, México representa un mercado estratégico para Cox, se plantea un objetivo de inversiones en el país mexicano en el periodo 2025-2030 de 10700 millones de dólares, incluyendo la inversión en la plataforma de Iberdrola México, la inversión de nuevos activos de energía por más de 4.000 millones de dólares, en activos concesionales de agua en el país de hasta 1500 millones de dólares, y un polo de desarrollo para el bienestar mexicano. Además de ampliar la inversión coinvirtiendo en nuevos proyectos de generación con la CFE.

El país ofrece un amplio potencial para una mayor penetración y crecimiento del sector eléctrico, apoyado en un sistema bancario sólido y estable. Además, enfrenta una creciente demanda que requiere inversiones sustanciales. En este escenario, y con una presencia consolidada en el mercado mexicano desde hace varios años, Cox se encuentra posicionada para asumir la gestión de la plataforma de Iberdrola en México y capitalizar el crecimiento del mercado.

«La operación crea importantes sinergias para Cox dentro su estrategia de convertir a México en uno de sus grandes focos de negocio en el mercado latinoamericano integrando agua y energía, creando empleo, suministro eléctrico competitivo y soluciones hídricas adaptadas a las necesidades locales. La compañía integrará también la plantilla de más de 800 profesionales de Iberdrola en México», aseguraron desde la compañía.

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Energía Estratégica presenta su nueva sección dedicada exclusivamente al almacenamiento energético. Bajo el nombre de EE Storage, el medio lanza un espacio informativo enfocado en el análisis técnico y comercial del mercado de baterías BESS, uno de los pilares clave de la transición energética en la región.

El lanzamiento se complementa con un newsletter gratuito, ya disponible para suscripciones, que reunirá semanalmente las novedades más relevantes del sector. Regulaciones, proyectos en curso, adjudicaciones, productos innovadores y entrevistas con actores estratégicos serán parte del contenido curado que llegará a los suscriptores.

Así, EE Storage se posiciona como una herramienta fundamental para ejecutivos, desarrolladores y consultores que buscan mantenerse actualizados con información verificada y especializada.

El almacenamiento con baterías viene ganando terreno como una solución clave para el equilibrio de redes eléctricas y la integración de energías renovables. Según datos publicados por OLADE, América Latina ya supera los 1.560 MW de capacidad instalada, lo que marca un salto considerable respecto a años anteriores.

Este crecimiento se refleja con fuerza en distintos mercados. En Argentina, por ejemplo, la licitación AlmaGBA convocó casi 30 ofertas por más de 1.300 MW, en la primera subasta específica para sistemas de almacenamiento. Por su parte, en Chile, el auge es aún más notorio: existen más de 14 GW en proyectos con almacenamiento en fase de calificación ambiental, lo que posiciona al país como líder regional en desarrollo de esta tecnología.

Además, Guatemala también inicia una nueva etapa. La licitación PEG-5 habilitará por primera vez la participación de sistemas BESS, según confirmaron actores como FES Iberia, abriendo nuevas oportunidades en el mercado centroamericano. En paralelo, Brasil se prepara para una transformación normativa: ANEEL confirmó que publicará su reglamento específico para baterías en el segundo semestre de 2025, lo que podría detonar una ola de proyectos híbridos y de respaldo en todo el territorio.

Este contexto dinámico exige una cobertura técnica constante, que permita comprender las particularidades regulatorias, los desafíos de integración y las oportunidades comerciales que se abren país por país.

Empresas líderes se suman a la propuesta

Conscientes del potencial del mercado, más de 20 compañías ya confirmaron su participación en el PVBook 2025, el anuario interactivo de Energía Estratégica que reúne a los desarrolladores de soluciones BESS más innovadoras de la región.

Además de gigantes del sector como Hitachi Energy (con su Grid Edge BESS de 2,8 MW y 4,5 MWh) o Wärtsilä, que sigue potenciando su plataforma GEMS, se suman firmas de amplio recorrido como:

• INDEI, con sistemas modulares industriales de hasta 1 MWh.

• Sungrow, que actualiza su línea PowerTitan para grandes instalaciones.

• Energía Real, con soluciones llave en mano para aplicaciones comerciales e industriales.

• Ampner, que presenta su inversor ACMVOLT orientado a plantas híbridas.

• Fronius, con propuestas para almacenamiento en generación distribuida.

• Sinexcel, que lanza baterías escalables de alta densidad energética.

• SYPA, especializada en integración de contenedores BESS en sistemas aislados.

• Energía Andina, con soluciones adaptadas al sector minero chileno.

• GoodWe, que refuerza su línea de almacenamiento residencial y comercial.

Estos lanzamientos no solo reflejan innovación tecnológica, sino también un creciente interés en adaptar las soluciones BESS a las necesidades específicas de cada mercado, desde esquemas off-grid hasta almacenamiento de gran escala.

Una fuente de inteligencia para el ecosistema energético

Con EE Storage, Energía Estratégica apuesta a consolidar un canal informativo de alto valor, alineado con las necesidades de un público especializado. El boletín incluirá actualizaciones sobre:

• Reformas regulatorias y marcos legales emergentes.

• Proyectos en desarrollo, licitaciones y adjudicaciones recientes.

• Casos de negocio, nuevos modelos comerciales y estructuras financieras.

• Entrevistas con protagonistas del sector público y privado.

• Lanzamientos tecnológicos y comparativas de productos.

Cada edición estará orientada a aportar inteligencia de mercado, con foco en el análisis y la utilidad para la toma de decisiones estratégicas.

La suscripción ya está habilitada para ejecutivos, utilities, fabricantes, integradores, desarrolladores y analistas de toda Iberoamérica.

Suscribite al newsletter de EE Storage y mantenete informado con análisis, datos y lanzamientos clave.

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El desarrollo renovable en la Región Andina está entrando en una fase decisiva. Perú despierta un creciente interés de los inversores por su excelente recurso solar y eólico, Colombia enfrenta el reto de destrabar una importante cartera de proyectos ya en desarrollo; y Chile, el mercado más maduro de la región, avanza hacia una segunda ola con foco en almacenamiento y servicios complementarios.

No obstante, en los tres mercados persisten obstáculos regulatorios que generan incertidumbre para el ingreso de nuevas inversiones. Estas tensiones fueron analizadas por referentes de compañías líderes del sector durante el webinar «Revolución energética en la Región Andina: regulación, renovables y almacenamiento», organizado ayer por Energía Estratégica.

Durante el primer panel del evento “Potencialidad y proyectos en ciernes”, los directivos de Solis, Gotion, Ventus y Blaud Energy evaluaron las condiciones necesarias para destrabar las inversiones en energías limpias y sistemas de almacenamiento en gran escala. Coincidieron en que la falta de marcos regulatorios definidos y la ausencia de certidumbre jurídica son los principales desafíos para las renovables.

“Cada país tiene que presentar una certeza jurídica y marcos normativos definidos para que las inversiones avancen”, planteó Víctor Sobarzo, Director de Ventas ESS en Gotion. Para el ejecutivo, ese marco inicial determina si los capitales llegan o no, sobre todo en tecnologías como las baterías, donde los retornos están fuertemente vinculados a los ingresos por servicios complementarios. En esa línea, Manuel Bervejillo, Director Comercial de Ventus, señaló que es clave que existan “reglas claras desde las autoridades e incentivos para almacenamiento”.

Según apuntan especialistas del sector, Perú es uno de los mercados  emergentes con mayor expectativas en Latinoamérica. Sergio Solis, CTO de Solis, destacó que “la estabilidad económica del país ha generado buenas condiciones para el interés de los inversores”, en contraste con Colombia, donde el contexto ralentizó el avance de los proyectos.

En tanto, Roy Zuleta, Managing Partner de Blaud Energy, señaló que el país ya inició una ola de proyectos utility-scale, con gigavatios en desarrollo, pero adviertió que “la regulación aún está en definición y cuando se publique permitirá que ingresen al sistema proyectos que ya cuentan con declaración de impacto ambiental positiva”. Según sus estimaciones, la matriz peruana podría absorber entre 3 y 4 GW en los próximos 4 o 5 años si se logra alinear la normativa.

Los especialistas coincidieron en que en Perú todavía tiene que definirse la regulación para tener claro cómo se implmentará, en qué horarios se podrá inyectar, bajo qué condiciones y cuáles serán los ingresos, para que los inversionistas puedan determinar cuando entrar al mercado peruano con proyectos utility scale.

“En Colombia se deben destrabar os problemas de certificación y permisología, que hacen que los proyectos no avancen a la velocidad que uno lo requiere. El tiempo mata proyectos, si no avanza evidentemente los parques mueren, o el inversionista buscará otra parte del mundo para invertir”, apuntó Sobarzo.

El mercado chileno es uno de los más maduros de la región, y los especialistas señalaron que tiene la obligación de «mostrarle al mundo que el almacenamiento es la solución». Sin embargo, coincidieron en que es urgente reforzar las redes eléctricas tras episodios como el apagón del pasado 25 de febrero.

“En Chile ya hay curtailment: en junio se vertieron 2.500 GWh y el año pasado fueron 6.000 GWh. Eso, por sí solo, es incentivo suficiente para que el almacenamiento se vuelva una necesidad”, sostuvo. el directivo de Gotion y apuntó a la necesidad de que haya una regulación para los servicios complementarios.

Obstáculos regulatorios y señales de mercado

Uno de los puntos críticos señalados en el debate fue la ausencia de definiciones técnicas y regulatorias para el almacenamiento, lo cual dificulta la entrada masiva de esta tecnología en la región. En el caso peruano, por ejemplo, se proyecta una exigencia de respaldo del 6 al 8% de la potencia nominal a partir de 2028, aunque no está claro si se aceptarán baterías, grupos electrógenos o gas. A pesar de esa indefinición, “ya estamos cerrando proyectos con baterías incorporadas desde hoy, anticipándonos a esa obligación”, sostuvo Zuleta.

Desde Gotion, Sobarzo destacó que Chile podría convertirse en un ejemplo regional, dado que ya comienza a discutir los servicios complementarios como modelo de negocio para almacenamiento. “El mercado chileno tiene una obligación de mostrarle al resto de la región y al mundo que almacenamiento es el futuro”, afirmó, y anticipó que otros países seguirán esa tendencia ante la creciente necesidad de soluciones  por los vertimientos.

En Colombia, sin embargo, el marco de certificaciones técnicas representa un obstáculo adicional. “El RETIE requiere certificaciones para inversores y paneles, pero aún no hay organismos acreditados para emitirlas, lo que genera una burocracia enorme”, advirtió Moncada de Solis. Desde su perspectiva, Perú ofrece mayor flexibilidad: “Puedes usar certificaciones UL o GECO, mientras que en Colombia no hay un ente que certifique al certificador”.

Para Manuel Bervejillo, de Ventus, las diferencias entre los tres países son estructurales. En Colombia, señala, “hay cerca de 2 GW instalados, apenas el 10% de su matriz energética, que es mayoritariamente hidroeléctrica”, mientras que Perú posee una matriz térmica que deberá sustituirse en el corto y mediano plazo. Chile, en cambio, “tiene la mayor inserción renovable, la mayor regulación y el mayor pipeline de almacenamiento de la región”.

La experiencia de cada empresa da cuenta de estas diferencias. Ventus tiene más de 700 MW construidos en Colombia, donde hoy ocupa un 25% del market share en solar utility-scale, y donde desarrolló el primer proyecto híbrido con batería de 2 MWh. Bervejillo señaló que esperan seguir consolidando su presencia en el país andino e incorporar parques éolicos. En Perú, espera concretar 3 GW en el corto plazo y hasta 7 GW hacia 2030, y en Chile se encuentra reinsertando como EPC de almacenamiento. A nivel regional plantea incorpora entre 700 MW y 1000 MW anuales al 2030.

Gotion, por su parte, está presente en Chile con soluciones BESS de 5 MWh y proyecta sistemas de almacenamiento de hasta 20 MWh en contenedores de 33 pies para 2027, con presencia en Chile y expectativas en Perú. “Tenemos una mina en Jujuy, fábricas en China, Alemania y próximamente Marruecos, y queremos posicionarnos en la región como fabricantes integrados de baterías”, explicó Sobarzo.

Solis, con 20 años de trayectoria en inversores, enfoca su estrategia en sistemas híbridos modulares que permitan escalar proyectos de forma flexible e integrarse con generación y baterías. “Estamos apostando por proyectos pequeños y medianos, entre 3 kW y 3 MW, con inversores híbridos todo en uno que facilitan la conexión posterior de baterías”, detalló el referente Solis, y anticipó un plan intensivo de certificación regional en los próximos seis meses.

“En Perú, podemos jugar con las diferentes certificaciones YEL de productos, tanto el sistema de monofásicos 230, Split Face, que también vemos en Perú, trifásicos a 220, trifásicos a 380, trifásicos a 440. Todas las diferentes potencias y modalidades de productos que hay”, detalló, y aseguró que Chile es uno de los mercados «más calientes en sistemas de almacenamiento» con su oferta de inversores de 50 kw, que se han instalado en proyectos pequeños de 100 kw, 200 kw o 300 kw.

Desde Blaud Energy ven oportunidad de negocio a largo plazo, planeando proyectos para el 2030 o 2032 en Perú, alineados al plan de transmisión del COES. Además, el ejecutivo aseguró que están mirando Colombia con interés, pero que es necesario reducir los tiempos de desarrollo para que los inversionistas no se vayan a otros países. 

Para Zuleta, el potencial está sobre la mesa. “Perú tiene proyectos que podrían ingresar con PPAs privados ya firmados, mientras que en Colombia hace falta resolver la burbuja de desarrollos acumulados y destrabar las garantías”. Aun así, considera que Chile marca el rumbo. “Todos estamos aprendiendo de los aciertos y desaciertos de Chile; el almacenamiento, la hibridación y la regulación van a definir la segunda ola renovable en la región”, concluyó.

La entrada Regulación en la Región Andina: especialistas advierten que su definición será decisiva para captar inversiones y escalar el almacenamiento se publicó primero en Energía Estratégica.

Las empresas tecnológicas líderes en energía a nivel global observan que la región andina está entrando en una nueva etapa para las renovables, donde la ventaja competitiva ya no se gana solo con el precio del módulo o la batería, sino con soluciones integradas, eficientes y escalables e identifican a Chile, Colombia y Perú como los tres principales polos de inversión tecnológica en este nuevo ciclo. 

Esta mirada fue el eje del panel “Tecnología, integración y competitividad: cuál es el futuro de los mercados andinos y qué soluciones se ofrecen”, realizado el 30 de julio en el marco del webinar organizado por Energía Estratégica, donde representantes de JA Solar, APSystems, Sungrow, Great Power y CAPO Energy coincidieron en que el futuro del sector estará definido por la capacidad de adaptar tecnologías avanzadas a las particularidades técnicas, regulatorias y climáticas de la región.

Según Erick Andrés Melo Villar (JA Solar), la adopción de módulos n-type y bifaciales es clave para operar con eficiencia en ambientes desafiantes como los del altiplano peruano o colombiano, donde condiciones de altitud y polvo reducen el rendimiento. “Estos módulos nos permiten reducir el LCOE en entornos donde la irradiancia fluctúa y las condiciones climáticas son extremas”.

Para Gustavo Marín, de APSystems, la importancia de los sistemas MLPE y microinversores, destacando su modularidad, flexibilidad de diseño y monitoreo individualizado. 

“La capacidad de monitoreo granular y control significa poder replicar configuraciones precisas y eficientes en toda la región”, aseguró. Subrayó además que estos sistemas están dejando de ser exclusivos del autoconsumo y empiezan a ser considerados en proyectos más amplios, gracias a su escalabilidad.

Desde Sungrow, César Sáenz explicó que los inversores híbridos y la integración tecnológica en proyectos utility scale son hoy un componente imprescindible para la estabilidad del sistema. 

En Chile, donde la capacidad solar superó los 14 GW en 2025 y se estima que los vertimientos alcanzaron los 6 TWh por falta de infraestructura de transmisión, el desafío ya no es generar, sino gestionar eficientemente esa energía. 

Asimismo, el apagón masivo de febrero, que afectó al 98 % de la población, evidenció la urgencia de contar con sistemas que integren generación y almacenamiento. 

“La integración entre generación y almacenamiento no es una opción; es una necesidad para estabilizar el sistema, evitar vertimientos y garantizar respaldo ante contingencias”, remarca Sáenz.

En el ámbito del almacenamiento, el portavoz de Great Power, Germán Rotter, destacó su estrategia centrada en soluciones BESS con alta vida útil y bajo costo. 

Subrayó que «no se trata solo de poner baterías: se requiere una integración tecnológica compleja que gestione la eficiencia operativa y prolongue la vida útil del sistema». 

Cuestionó la baja sofisticación de ciertas electrónicas de potencia y propuso sistemas con controladores inteligentes que optimicen la interacción entre batería, red y protecciones, especialmente en entornos de variabilidad de carga.

Por su parte, César Díaz Leigh de CAPO Energy añadió que el storage debe ser pensado como activo estratégico, capaz de ofrecer servicios como control de frecuencia o respuesta rápida desde plataformas complementarias, especialmente en mercados con baja confiabilidad de red.

En conjunto, la fotografía que emerge del panel muestra una región que acumula más de 2,5 GW de capacidad BESS instalada en América Latina y el Caribe, con Chile liderando activamente esta expansión, seguido por mercados emergentes con alto apetito tecnológico. 

La combinación de capacidades solares junto al avance del almacenamiento, confirma que los mercados andinos están listos para dar el salto tecnológico.

Sin embargo, aunque queda claro que la tecnología está lista y las soluciones están sobre la mesa, el gran desafío es destrabar los marcos regulatorios, dar señales claras de mercado y acelerar los procesos de integración.

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El ministro de Ambiente de Uruguay, Edgardo Ortuño, anunció la puesta en marcha de una herramienta clave para el futuro energético del país: una evaluación ambiental estratégica para el desarrollo del hidrógeno verde.

“Estamos instalando junto con el Ministerio de Industria, Energía y Minería un estudio y una construcción de la evaluación ambiental estratégica del sector para planificar, incentivar, minimizar impactos posibles negativos y potenciar las posibilidades del país”, manifestó Ortuño durante su intervención en el XI Congreso LATAM Renovables ‘Energía Inteligente’, organizado por la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER).

Energía Estratégica estuvo presente en el evento, que reunió a referentes de alto nivel del sector energético nacional y regional, y allí el ministro explicó que este nuevo desafío y medida es pate de la segunda transición energética de Uruguay, más aún si se considera que el país ya cuenta con una hoja de ruta de H2V.

Dicha estrategia de largo plazo contempla 18 GW de capacidad renovable y 9 GW en electrolizadores hacia 2040, con metas intermedias como 300 MW en 2030 y 3 GW en 2035. Estos objetivos fueron ajustados levemente respecto a versiones previas de la hoja de ruta.

Ver más: «La primera planta de hidrógeno verde en Uruguay comenzará construcción en abril de 2025»

“El impulso del desarrollo sostenible debe ser asumido como un proyecto nacional que nos permita posicionarnos en el mundo como referencia y conseguir mejores oportunidades de inversión, de generación de puestos de trabajo y mejora de la calidad de vida”, remarcó el funcionario.

Para lograrlo, el Gobierno trabaja en un esquema de gobernanza transversal, con participación de todos los actores. Por lo que el nuevo modelo de evaluación busca anticiparse a impactos ambientales como los que han enfrentado proyectos de hidrógeno verde en otros países, especialmente por el uso intensivo de agua y suelos.

“El objetivo es minimizar impactos negativos”, afirmó Ortuño, y destacó la importancia de planificar de forma responsable para mantener el prestigio que ha construido Uruguay como marca país en energías limpias.

Liderazgo regional y cooperación internacional

Además de los avances a nivel local, Uruguay lidera actualmente el Grupo Sur de negociaciones climáticas rumbo a la COP 30 en Brasil y, en conjunto con países de la región como Brasil y México, construye una agenda “ambiciosa” para impulsar los compromisos internacionales.

En paralelo, Uruguay firmó un memorando de entendimiento con la Unión Europea, que aportará 2 millones de euros para fortalecer capacidades institucionales, apoyar infraestructura y fomentar diálogo ciudadano en torno al hidrógeno verde

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La región Sur de República Dominicana dio un paso decisivo hacia la expansión de su matriz renovable con la inauguración de la línea de transmisión de 138 kilovoltios entre Cruce de Ocoa y Ocoa. La obra, puesta en operación por la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) y encabezada por el presidente Luis Abinader, marcó un punto de inflexión en la modernización del sistema eléctrico nacional.

“La nueva línea de transmisión Cruce de Ocoa–Ocoa representa un avance estratégico que impacta positivamente el desarrollo de proyectos de energía renovable en la región Sur”, destacó el consultor en Energía y Medioambiente y miembro de ASOFER, Marvin Fernández, a Energía Estratégica.

La zona, subrayó, posee alto potencial solar y eólico, pero históricamente enfrentó limitaciones estructurales para evacuar energía hacia los principales centros de consumo.

“La sustitución de la línea existente por esta nueva infraestructura incrementa significativamente la capacidad de transmisión, mejora la calidad del servicio eléctrico y reduce las pérdidas técnicas en los conductores”, agregó Fernández, quien consideró que esta obra facilita la conexión de nuevos proyectos y evita el congestionamiento que hasta ahora obstaculizaba la expansión renovable en el sur del país.

“Se habilita la evacuación de mayor energía limpia, abriendo oportunidades concretas para desarrolladores e inversores del sector”, remarcó Fernández.

Por su parte, el Ministro de Energía y Minas (MEM), Joel Santos, destacó que la obra fortaleció la capacidad y confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). El proyecto implicó una inversión de más de RD$ 293 millones, y permitió desmantelar una infraestructura obsoleta: una línea de 69 kV instalada en 1981 con postes de madera, la cual presentaba fallas frecuentes por el deterioro de sus componentes.

La nueva línea, de 24 kilómetros de longitud, fue construida con 97 apoyos, de los cuales 73 fueron torres reticuladas de acero galvanizado y 24 postes metálicos autosoportables. Todos fueron diseñados para resistir vientos de hasta 200 kilómetros por hora, una especificación clave dada la exposición climática de la región montañosa de San José de Ocoa.

El administrador general de ETED, Martín Robles, explicó que esta infraestructura forma parte del Plan de Expansión del Sistema de Transmisión 2021–2035, una hoja de ruta institucional alineada con la Estrategia Nacional de Desarrollo 2030.

“Este es un paso concreto hacia un sistema eléctrico moderno, resiliente y adaptado a la transición energética”, expresó Robles durante el acto inaugural, reconociendo el esfuerzo técnico detrás del proyecto.

Desde el punto de vista operativo, la línea fue equipada con aisladores poliméricos, conductores de alta capacidad y un cable de guarda OPGW de 24 fibras ópticas. Esta última incorporación no solo reforzó la seguridad del sistema ante eventos climáticos, sino que además permitirá en el futuro la instalación de nodos ópticos para mejorar la conectividad digital y la comunicación del sistema eléctrico regional.

Con una capacidad de transporte de 140 megavatios (MW), la nueva línea resolvió uno de los principales cuellos de botella para el desarrollo energético del sur: la imposibilidad de evacuar la energía generada por nuevos parques solares y eólicos, muchos de los cuales ya se encuentran en etapa de planificación o aprobación ambiental.

Además, la obra contribuyó a reducir pérdidas técnicas en el sistema, lo que impactará positivamente en los costos y la eficiencia operativa a largo plazo.

La inauguración de esta línea se sumó a otros hitos recientes, como la entrada en operación de la línea de 345 kV Montecristi–El Naranjo, de 128 kilómetros de extensión en la región Norte, que también fortaleció el SENI. Ambos proyectos forman parte de una política de Estado que busca convertir la infraestructura de transmisión en la columna vertebral de la transición energética dominicana.

“Esta inversión no solo mejora el suministro eléctrico actual, sino que habilita las condiciones necesarias para una integración masiva de energías renovables al sistema”, concluyó el ministro Santos, destacando que la expansión de la red eléctrica será fundamental para cumplir los compromisos nacionales en materia de sostenibilidad y reducción de emisiones.

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El Secretario Nacional de Energía de Panamá, Juan Manuel Urriola, presentó su renuncia este miércoles, confirmaron fuentes oficiales. La decisión sorprende al sector energético, ya que el funcionario lideraba el cronograma plurianual de licitaciones que marca un nuevo rumbo para la matriz energética del país.

Urriola había sido designado en julio de 2024, en el inicio de la administración del presidente José Raúl Mulino, por lo que su paso por el cargo no alcanzó el año completo.

La salida del funcionario ocurre en un momento sensible para la estrategia energética nacional. Hace apenas unas semanas, encabezó el lanzamiento de la licitación LPI ETESA 01-25, primera convocatoria del nuevo esquema plurianual, orientada a contratar 135 MWEq de energía y 35 MW de potencia de nuevas instalaciones eólicas e hidroeléctricas, con entrada en operación desde enero de 2029 y contratos de suministro a 20 años.

“La publicación de este cronograma marca un punto de inflexión en la forma en que Panamá planifica el crecimiento de su parque generador”, afirmaba Urriola, quien fue una de las principales voces técnicas del proceso.

Desde la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA), el proceso continúa su curso: la recepción de ofertas será hasta el 30 de octubre, y la adjudicación definitiva está prevista para el 5 de enero de 2026, con firma de contratos antes del 24 de febrero de ese año.

La licitación plantea requisitos técnicos estrictos: solo podrán participar proyectos con licencia definitiva o concesión otorgada por ASEP, y en el caso de parques eólicos, deben contar con certificación internacional tipo IEC 61400-1.

“Los contratos a corto plazo no permiten recuperar adecuadamente la inversión en nuevos proyectos”, advertía el funcionario, quien defendía la extensión contractual como herramienta para asegurar tarifas más competitivas y atraer capital internacional.

Otra decisión clave del esquema fue la exclusión temporal de la energía solar. “En esquemas abiertos, la alta competitividad del solar puede llevar a que toda la adjudicación se concentre en esta tecnología”, explicaba Urriola, quien remarcó que habrá una licitación exclusiva para solar en 2026.

La renuncia fue anunciada apenas dos horas después de que la Secretaría Nacional de Energía publicara información sobre una reunión entre Urriola, el presidente del Consejo Empresarial Estados Unidos-Panamá (USPA), Juan B. Sosa, y el cónsul general en Houston, Manuel Salerno, para tratar “temas claves de interés común relacionados al sector energético”.

Además, el funcionario había elevado una propuesta al ministro de la Presidencia, Juan Carlos Orillac, para modificar el proyecto de ley sobre producción de etanol, como parte de una estrategia oficial para incentivar cultivos de caña y generar empleo, medida que el presidente Mulino presentará en su viaje a Brasil en agosto.

En paralelo, Urriola mantenía abierta la agenda sobre la interconexión eléctrica nacional, en particular el diálogo con comunidades originarias para obtener su aval sobre el uso del territorio. Estaba prevista una serie de reuniones con autoridades comarcales para consensuar el avance del proyecto, lo cual muestra que su salida interrumpe negociaciones clave para la expansión de infraestructura energética.

La renuncia de Urriola se suma a otras salidas que ha sufrido el gabinete de Mulino en su primer año, entre ellas la de Arturo Alvarado (Sinaproc), Jaime Trujillo (SPI) y Elizandro Hernández (Gobernación de Guna Yala).

La ausencia de Urriola genera incertidumbre sobre la continuidad del cronograma de subastas eléctricas, que contempla al menos cinco licitaciones entre 2025 y 2028 para incorporar más de 2.700 MW de capacidad renovable nueva, según cifras oficiales.

“Desde el punto de vista energético, el cronograma establece un camino claro para la incorporación de nuevas capacidades renovables —eólica, hidroeléctrica, solar y respaldo— de manera ordenada, técnica y complementaria”, señalaba Urriola, perfilándose como arquitecto técnico de la transformación energética panameña.

Con su salida, el sector observa con atención quién será su reemplazo y cómo se redefinirán las prioridades estratégicas del país en un momento clave para la descarbonización, la inversión privada y la estabilidad del sistema eléctrico nacional.

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Durante las próximas horas dará inicio el evento virtual que concentra la atención del ecosistema energético de la región andina. Este 30 de julio, Energía Estratégica organiza un exclusivo webinar gratuito que reunirá a representantes clave del sector para debatir sobre el futuro energético de Chile, Colombia y Perú.

Bajo el título «Revolución energética en la Región Andina: regulación, renovables y almacenamiento», el encuentro se enfocará en el avance de los marcos regulatorios, el despliegue de tecnologías BESS y las condiciones de financiamiento para acelerar la transición energética en la región. La inscripción es libre y puede realizarse en el siguiente enlace: https://forms.gle/6Ygr5UrysPFHHSzs8

El evento se desarrollará en dos paneles principales y una conversación destacada, iniciando a las 9:00 (hora de Perú-Colombia). El primer bloque, titulado «Potencialidad y proyectos en ciernes», presentará el panorama de nuevas oportunidades en solar, eólica y almacenamiento.

Participarán Sergio Rodríguez Moncada (Solis), Víctor Sobarzo (Gotion), Celin Acosta (Orange Energy), Manuel Bervejillo (Ventus) y Roy Zuleta (Blaud Energy), quienes analizarán la evolución de las licitaciones, la estabilidad de la red y la expansión de capacidad instalada.

“El objetivo es explorar cómo las nuevas tecnologías están redefiniendo el mapa energético andino”, anticipan desde la organización.

Luego, se llevará a cabo una entrevista destacada a Alfredo Solar, regional manager para Chile y Cono Sur de Atlas Renewable Energy, quien presentará los principales proyectos, hitos y aprendizajes de la compañía en el marco de la transición energética. Se abordará, además, qué aprendizajes pueden intercambiar los países de Latinoamérica para impulsar nuevos parques renovables y soluciones BESS.

Segundo bloque

El segundo bloque, previsto para las 9:45 hs (Perú-Colombia), se titulará «Tecnología, integración y competitividad», con foco en las soluciones emergentes que definen la competitividad del sector.

Disertarán Erick Andrés Melo Villar (JA Solar), Gustavo Marín (Great Power), Germán Rotter (APsystems), Cesar Sáenz (Sungrow) y Cesar Diaz Leigh (Capo Energy). Se explorarán temas como digitalización de redes, integración tecnológica y adaptación de los modelos de negocio ante el nuevo entorno regulatorio y económico.

“La digitalización y el almacenamiento jugarán un rol clave para reducir intermitencias y brindar nuevos servicios a la red”, subrayan los organizadores.

Con un enfoque técnico y estratégico, este webinar se posiciona como un punto de encuentro fundamental para identificar riesgos, oportunidades e impulsar nuevos modelos de desarrollo energético en la región. Además, será la antesala del FES Perú, evento presencial que se celebrará el 29 de septiembre en Lima y que convocará a más de 500 referentes de toda la cadena de valor del sector.

La participación de hoy será decisiva para captar tendencias y prepararse ante un escenario de creciente demanda eléctrica, aceleración renovable y necesidad de marcos regulatorios robustos.

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Los parques solares en América Latina están atravesando un punto de inflexión. Con un volumen creciente de proyectos en carpeta y mayor sofisticación técnica en los desarrollos, el sector se apoya en un nuevo conjunto de soluciones diseñadas para optimizar cada aspecto del rendimiento fotovoltaico: eficiencia energética, integración con almacenamiento, confiabilidad operativa, instalación flexible y sostenibilidad ambiental.

Uno de los mercados con gran potencial y en el que los inversionistas están poniendo expectativas es Perú con más de 16,3 GW en evaluación, el país se transforma en escenario estratégico para tecnologías de alto rendimiento como los módulos. El sector de energía solar de Panamá también avanza, donde la capacidad instalada alcanza los 619 MW y se prevé una nueva licitación para centrales solares en 2026, con fecha de inicio de suministro en 2028.

Por su parte, Colombia opera actualmente con aproximadamente 700 MW de capacidad solar instalada, mientras se acumulan solicitudes por alrededor de 2 GW, mientras que Chile sigue liderando la región con más de 10 GW de potencia fotovoltaica instalada.

En este marco, las empresas lanzan innovaciones para acompañar el crecimiento de los mercados. Growatt es uno de los actores que responde a esta demanda con tecnología especializada tanto para grandes parques solares como para instalaciones distribuidas. En utility-scale, su inversor MID 30-50KTL3-X2 ofrece potencias de salida entre 30 y 50 kW y una eficiencia máxima del 98,8%. Su amplio rango de voltaje de entrada (200 a 1100 V) y diseño trifásico le permiten adaptarse a distintas condiciones de campo, facilitando la operación en proyectos solares de mediana y gran escala.

En generación distribuida, la marca se destaca con el microinversor NEO 2500M-X2, eficiencia MPPT de 99,5% y eficiencia máxima del 96,5%. Su arquitectura lo convierte en una opción ideal para esquemas residenciales y comerciales, donde la segmentación de sombreado y la optimización por panel se vuelven fundamentales.

La integración entre fotovoltaica y almacenamiento es otra tendencia que toma fuerza en la región. En ese sentido, Growatt ofrece su batería Hope 5.0L-B1, basada en tecnología LFP, con 5,0 kWh de capacidad, más de 6.000 ciclos de vida útil y una profundidad de descarga del 98%. 

El almacenamiento cobra protagonismo en mercados como Argentina, donde la reciente licitación AlmaGBA despertó un alto interés: 14 empresas presentaron 27 ofertas por un total de 1.346,9 MW de capacidad en sistemas BESS. La tecnología se convierte así en un componente estructural del nuevo ecosistema energético regional, habilitando una mayor penetración renovable y mejorando la calidad del suministro.

En este sentido, Risen Energy ofrece un sistema de almacenamiento BESS de 5.016 MWh, con una eficiencia RTE superior al 94%, refrigeración líquida inteligente y arquitectura en contenedores de 20 pies que reduce en más del 46% la ocupación de superficie. 

En cuanto a módulos presentó el HJT de 730 Wp, con una eficiencia del 23,5% y una degradación anual de apenas 0,3%, lo que asegura que tras 30 años conservará el 90,3% de su potencia original. Incorpora tecnología de conversión UV para evitar degradación por radiación, células ultrafinas y un sistema de interconexión sin estrés (Hyperlink) que incrementa la fiabilidad operativa. 

Por su parte, S-5! frece un portfolio de soluciones que se adaptan a las necesidades de cada proyecto. Su sistema PVKIT®, el primero sin rieles, está diseñado para mejorar la eficiencia, reducir peso estructural y garantizar la estanqueidad del techo. Permite instalar módulos y elementos de anclaje, reduciendo los tiempos en al menos un 30%. Además que es 85% más ligero y mejora la distribución de carga en un 25%.

Complementan esta solución las abrazaderas S-5-H™ Mini para techos metálicos engargolados sin perforaciones, permiten fijaciones seguras, sin alterar la integridad estructural ni la impermeabilidad de la cubierta. Para cubiertas de fijación expuesta —trapezoidales u onduladas— los brackets de S-5! incluyen tornillos autoperforantes y sello EPDM de célula cerrada, garantizando estanqueidad, resistencia al viento y una instalación sin filtraciones.

La versatilidad de estas soluciones quedó demostrada en el proyecto solar sobre techos curvos más grande de Centroamérica. En San Pedro Sula, Honduras, se completó la instalación de 2,46 MW sobre 27 techos engargolados curvos autosoportantes dentro de un parque industrial, una obra liderada por SEL Energía, división de energía solar de Dicoma Corporación, y respaldada por la tecnología de S-5!.

Gonvarri Solar Steel refuerza la infraestructura solar con soluciones pensadas para acelerar los tiempos de montaje y facilitar la adaptación a terrenos desafiantes en la región. Su nuevo seguidor solar TracSmarT+1P presenta una inclinación de hasta 60°, menos piezas estructurales y un sistema de bloqueo mecánico que mejora su estabilidad frente a vientos extremos. 

Todas estas soluciones forman parte de la nueva edición del PV Book de Energía Estratégica, una herramienta estratégica que conecta tecnologías con decisiones reales de inversión en más de 20 países. 

Su catálogo digital permite comparar especificaciones técnicas entre productos y ofrece datos confiables, actualizados y adaptados a las necesidades de planificación de infraestructura energética. Con una interfaz multilingüe y multirregional, se posiciona como una guía esencial para utilities, desarrolladores, EPCistas, distribuidores y ejecutivos responsables de definir inversiones tecnológicas.

📌 Para mayor información sobre el PV BOOK de Strategic Energy Corp, contactarse a:
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La próxima licitación de energías renovables con almacenamiento en República Dominicana genera alta expectativa entre los actores del sector, aunque aún no hay definiciones concretas sobre su diseño ni pliegos oficiales disponibles. Según lo anunciado por el Ministerio de Energía en abril de este año, la convocatoria se lanzaría en 2025 y podría implicar hasta 300 MW, aunque no se ha fijado ese número como un tope definitivo.

“La expectativa de una nueva licitación en base a fuentes renovables se observa con atención desde su primer intento en 2019”, comentó el consultor senior Rafael Velazco Espaillat, a Energía Estratégica. 

Resalta que el momento clave que vive el país en materia de transición energética y que, a pesar de que no hay participación formal del sector privado en la elaboración de los términos, la presión del mercado se hace notar.

Esto se debe a que desde 2020, República Dominicana ha integrado más de 1.500 MW de proyectos renovables al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), distribuidos en 24 iniciativas de gran escala. Esto llevó a que el número de parques operativos pasara de 13 a 37 en todo el territorio, consolidando un ecosistema de generación limpia que sigue creciendo.

Además del despliegue operativo, la inversión privada ha superado los 1.200 millones de dólares desde la pandemia, con proyectos predominantemente solares fotovoltaicos.

En palabras de Velazco, “la escala más exitosa ha sido la de 50 a 100 MW, ideal para la estructura actual del SENI”, lo que marca un precedente importante para el tipo de ofertas que podrían configurarse en la próxima subasta.

Si bien no ha habido un acceso oficial a borradores ni a mesas de trabajo con el Ministerio de Energía o la Comisión Nacional de Energía (CNE), algunos funcionarios ya han anticipado el espíritu que podría guiar la nueva convocatoria.

Tanto el director de la CNE, Edward Veras, como el viceministro de Energía, Alfonso Rodríguez, han manifestado en foros públicos que “la licitación deberá buscar un equilibrio ante la reducción de precios de los sistemas fotovoltaicos”.

Velazco coincidió en la importancia de este objetivo y subrayó: “Tenemos que evacuar un modelo de licitación donde el distribuidor tenga un precio competitivo, pero que también el proyecto y el número resultante hagan sentido financiero”.

Esto implicaría diseñar reglas claras que permitan atraer inversiones sin comprometer la viabilidad económica de los adjudicatarios.

El escenario no es teórico. Actualmente existen más de 20 proyectos solares con sistemas de almacenamiento (BESS) ya aprobados por la CNE, y otros 20 se encuentran en proceso de evaluación, según reveló Veras durante el conversatorio “Almacenamiento de energía: baterías para una red eléctrica confiable y resiliente”, organizado por la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE) el pasado 8 de julio.

Para el consultor, estos desarrollos podrían tener un rol protagónico en la licitación si se habilita su participación: “Las autoridades deberán pensar en un mecanismo que permita integrar a algunos de estos proyectos BESS en evaluación actualmente”, señaló.

Además, destaca que la demanda para esta nueva capacidad renovable ya está garantizada.

“Las oportunidades que se abrirán tanto para desarrolladores como para distribuidoras son muchas, y por el lado de la demanda, la nueva capacidad tiene más que asegurado su consumo en el corto y mediano plazo”, determinó.

Las condiciones del mercado y el sistema

Este impulso renovable también responde a variables económicas estructurales. Hoy, la energía solar es la fuente más barata del sistema, con contratos que rondan o incluso se sitúan por debajo de los 9 centavos de dólar por kWh, mientras que el promedio de compra de las distribuidoras alcanza los 15,5 centavos, según datos oficiales de la CNE.

En este contexto, el país mantiene como meta alcanzar un 30% de participación de energías renovables no convencionales (ERNC) para 2030, una aspiración que exige avanzar con procesos competitivos y técnicamente integrables al sistema.

Pero el desafío no se limita a convocar. Velazco advirtió que el éxito de esta subasta no dependerá solamente del volumen adjudicado, sino también de la capacidad del sistema para operar adecuadamente con el nuevo flujo de generación.

“Para cualquier licitación de proyectos de energías renovables, siempre hay que tener en cuenta cuánta integración puede operar adecuadamente el sistema sin consecuencias”, concluyó, marcando una hoja de ruta clara: garantizar reglas económicas claras, diseñar una convocatoria técnicamente viable y asegurar la inserción de proyectos sin poner en riesgo la estabilidad operativa del SENI.

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Ambor Structures, líder global en la fabricación de postes metálicos, consolida su presencia en mercados clave como Estados Unidos, Canadá, China, Japón, Australia y Nueva Zelanda, mientras impulsa un crecimiento acelerado en Estados Unidos, reforzando su posición dominante en el sector.

De este modo, avanza en un ambicioso plan de expansión en Latinoamérica con el objetivo de convertirse en el principal proveedor de soluciones estructurales para infraestructura eléctrica.

«Queremos ser partícipes de todos los proyectos de construcción de líneas de transmisión en la región, tanto en el sector renovable como en las utilities generales», manifestó el Business Developer Manager Latam & Mexico de Ambor Structures, Luis Hernández, en diálogo con Energía Estratégica.

“La idea es tener la mayor capacidad de participación posible en este mercado, citando y acompañando la visión general del General Manager Josh Carlson en sus propias palabras: el objetivo es que en los próximos 10-15 años Ambor Structures sea líder absoluto del suministro de postes metálicos en LATAM”, afirmó. 

Para concretar esta expansión, la compañía busca establecer alianzas con empresas EPC y utilities regionales, de modo de generar un acompañamiento posicional y participar desde las fases tempranas de los proyectos. 

Dicha estrategia de crecimiento incluye conocer en detalle el listado de obras de construcción de líneas de transmisión en cada país y convertirse en proveedor clave en los procesos licitatorios de todas las utilities.

Uno de los diferenciales es su oferta de soluciones tecnológicas orientadas a optimizar los costos de los proyectos. La compañía pone a disposición de sus clientes un equipo de más de 25 ingenieros con décadas de experiencia, dedicados a colaborar directamente con los departamentos de ingeniería de las empresas energéticas

«Buscamos que las empresas dialoguen con nuestro equipo técnico para revisar qué se puede ajustar y cuál es la mejor manera de reducir el CAPEX sin comprometer la calidad», indicó el entrevistado. Esto incluye analizar los procesos internos vinculados al diseño de estructuras para evitar sobrecostos y encontrar soluciones adaptadas a cada proyecto.

La gama de productos incluye postes de acero galvanizado y de alta resistencia. En algunos mercados, los postes de Ambor son conocidos positivamente como ‘postes brillantes’, destacándose por su material de alta calidad con bajo contenido de silicio, su galvanización superior, así como su durabilidad y rendimiento en diversos terrenos y condiciones climáticas extremas, permitiendo a la compañía desplegar sus productos en los 5 continentes y los polos norte y sur.

“Mientras que para el sector eólico ofrecemos la estructura metálica que va debajo de los mini aerogeneradores. Si bien no tenemos partners oficiales, fabricamos este tipo de productos para muchos fabricantes de turbinas por la calidad y especificación técnica muy precisa para que sea durable en el tiempo y diversos detalles sobre la carga mecánica de este tipo de productos”, sostuvo Hernández.

“Hemos llevado postes metálicos específicos al Polo Norte y al Polo Sur para proyectos de alta importancia que alli se han ejecutado, esto habla perfectamente del nivel de calidad, capacidad, compromiso y alcance que queremos aportar a nuestro clientes. Y los postes metálicos varían dependiendo del tipo de proyecto y del tipo de turbina que requiere instalarse, generalmente en el sector eólico hablamos de turbinas generadoras pequeñas, generalmente generadores de hasta 1 – 100 kw de capacidad, donde podemos fabricarles la estructura metálica y el soporte”, detalló.

Tiempos de entrega competitivos: un diferencial clave

La empresa tiene capacidad de ofrecer tiempos de entrega de 8 a 10 semanas desde China hasta los puertos de Latinoamérica aunque varía según el tipo de producto y el tamaño de los proyectos (siempre y cuando se cumplan algunos hitos previos y condiciones particulares) para poder lograr dichos tiempos. Esta rapidez permite a la compañía ser competitiva frente a fabricantes locales o regionales, al ofrecer un producto de alta calidad con tiempos de entrega optimizados. 

“Sabemos que no será sencillo posicionarnos como líderes en LATAM, pero tenemos un background importante en mercados de alta demanda técnica como Europa y Estados Unidos y contamos con rápidos tiempos de entrega para un producto de altísima calidad”, subrayó Business Developer Manager Latam & Mexico de Ambor Structures. También se recalca la capacidad de ingeniería instalada disponible al alcance de los clientes la cual invitan a descubrir con la idea de generar lazos a largo plazo.

Ambor Structures apunta a cubrir todo el territorio de habla hispana, desde México hasta Argentina, así como los países del Caribe. La compañía buscará participar en los principales proyectos de transmisión eléctrica y de infraestructura energética, ofreciendo soluciones integrales de ingeniería, fabricación y suministro de estructuras metálicas.

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Las licitaciones de almacenamiento en Argentina (AlmaGBA – ofertas técnicas ya presentadas) y Brasil (LRCAP Almacenamiento – aún por lanzarse) atraen el interés de diversos proveedores de sistemas BESS.

Uno de ellos es Trina Storage, empresa que adopta un papel estratégico, con soluciones tecnológicas que buscan responder a las exigencias regulatorias y técnicas de cada convocatoria, a fin de ofrecer soluciones cada vez más eficientes 

La empresa participará como proveedor integral en la convocatoria pública AlmaGBA, un proceso clave que busca adjudicar 500 MW de almacenamiento en redes de Edenor y Edesur para el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), y por las que ya se conocen los 27 proyectos participantes que totalizan exactamente 1346,9 MW de capacidad.

“Estamos en negociaciones contractuales con diversas compañías que participan de la licitación dado que hay 45 días entre la apertura de sobres A (ofertas técnicas y administrativas) y sobres B (ofertas económicas), para adelantar diversas cuestiones, considerando también que cuanto antes entren en operación los proyectos, más beneficios tendrán”, indicó Mariana Goudel, sales manager Argentina y Brasil de Trina Storage. 

“En Argentina pudimos ver cómo el mercado evolucionó en los últimos cuatro meses. El nivel de discusiones está extremadamente alto y se está desarrollando fuertemente”, enfatizó en diálogo con Energía Estratégica con respecto al dinamismo que se traduce en contexto favorable para proveedoras con capacidad de adaptación e injerencia directa en la configuración de los proyectos.

En este marco, la compañía ofrece su solución Elementa 2, un sistema de almacenamiento de entre 4 y 5 MWh por contenedor de 20 pies, que redefine estándares de eficiencia y densidad energética.

La tecnología incorpora enfriadores multimodales, estructuras de transferencia térmica, topologías de flujo de tuberías y estrategias dinámicas de control de temperatura, garantizando óptimo rendimiento incluso en condiciones operativas exigentes.

Diferencias regulatorias y oportunidades tecnológicas

El enfoque urgente de Argentina contrasta con la planificación a largo plazo de Brasil, país que está a la espera de la regulación específica para baterías, que será el puntapié para la  subasta de capacidad de reserva con almacenamiento en sistemas BESS, denominada “LRCAP Almacenamiento” y la convocatoria de sistemas aislados. 

De manera que Luciano Silva, gerente de producto e ingeniería BESS para Latinoamérica y el Caribe de Trina Storage, destacó el trabajo previo de CAMMESA, que recopiló insumos del mercado a través de manifestaciones de interés (AlmaMDI) antes de lanzar una licitación concreta.

“CAMMESA ha pedido un montón de memorias descriptivas para entender cuáles son las limitaciones y flexibilidades reales de los BESS. Y los proveedores tenemos que ofrecer soluciones maduras”, subrayó Silva. Este proceso de aprendizaje acelerado ha generado un entorno de evaluación técnico-comercial sin precedentes en la región.

En el caso brasileño, la ventana de ejecución será más amplia, dado que es una subasta para inicio de suministro a cuatro años desde la adjudicación, donde los proveedores pueden ser “más ambiciosos y ofrecer tecnologías que hoy día están en desarrollo”, que permite mayor sofisticación tecnológica, con propuestas más innovadoras y de largo plazo.

Por su parte, Goudel precisó que en Brasil ya se encuentran en conversaciones con el Gobierno, aportando puntos técnicos y dudas que puedan surgir.

“Muchas empresas estudian Brasil. Hay muchas ofertas y expectativas hacia dicho país, aunque una vez publicada la licitación LRCAP Almacenamiento hasta la apertura de ofertas, seguramente habrá seis meses entre sí”, aclaró. 

Además, los proveedores han avanzado en un proceso de refinamiento más de detalle, del performance de los sistemas BESS, según Silva, que incluye la optimización de la flexibilidad inherente a esta tecnología, que debe ser calibrada a las necesidades particulares de cada licitación.

Como consecuencia, con la presencia activa en ambos procesos y un portafolio tecnológico robusto, Trina Storage consolida su papel como proveedor integral de soluciones BESS, y proyecta un crecimiento sostenido en Latinoamérica a medida que se profundiza la transición energética en la región.

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“La transición energética llegará a materializarse si mujeres y hombres, juntos, ponemos nuestros talentos al servicio del desarrollo de una nueva arquitectura del sector energético sostenible”, sostiene la asesora global en energía y clima, Rosilena Lindo Riggs, en conversación con Energía Estratégica .

Desde su experiencia como ex secretaria Nacional de Energía de Panamá y referente en el sector, Lindo plantea que la igualdad de género no es un ideal accesorio, sino una condición estructural para alcanzar los objetivos climáticos de América Latina.

“Llevar a la igualdad de condiciones para cosechar el talento de la mujer debe ser una prioridad si queremos ganar la batalla climática”, enfatiza.

Lindo es ingeniera civil de formación, con una doble maestría en Ciencias Ambientales y en Tecnología, Energías Renovables y Gestión Ambiental, cursadas en la Universidad Autónoma de San Luis Potosí (México) y en la Hochschule Köln (Alemania).

Su trayectoria incluye el liderazgo de la transición energética en Panamá, la dirección de Cambio Climático en el Ministerio de Ambiente, y el asesoramiento en la supervisión de la ampliación del Canal de Panamá.

En la actualidad existen al menos 27 organizaciones y asociaciones dedicadas a fomentar el rol de la mujer en el sector energético en Latinoamérica y el Caribe, creadas entre 1996 y 2024.

Sin embargo, la falta de implementación de políticas estructurales impide que su impacto se traduzca en igualdad real en los espacios de toma de decisión.

“La equidad es un medio, mientras que la igualdad es el resultado”, define Lindo.

La ejecutiva detalla una batería de medidas urgentes que deben activarse para acelerar esa transformación: levantar líneas base de género en el sector, establecer cuotas, implementar políticas de reclutamiento con entrevistas estandarizadas y paneles diversos, y publicar trayectorias profesionales y potencial salarial de forma transparente.

“Lo que no se mide, no se gestiona”, advierte la especialista. Y añade que es clave responsabilizar a todas las áreas por el cumplimiento de estas políticas.

Para promover vocaciones, Lindo sugiere crear mecanismos divulgativos que acerquen a más niñas y mujeres a las carreras STEM, apoyando su desarrollo profesional con programas de mentoría, módulos de recapacitación técnica en horarios flexibles y espacios de visibilidad.

“Las voces de las mujeres son igualmente valiosas y tod@s merecemos ser escuchad@s”, subraya, al tiempo que propone eliminar los llamados “manels”, paneles de discusión integrados exclusivamente por hombres.

También llama a apoyar redes presenciales y electrónicas de mujeres del sector, diseñar eventos específicamente dirigidos a ellas y asegurar su participación en paneles, jurados y espacios de representación institucional.

Otra de las líneas de acción apuntadas por Lindo es revisar y mejorar las políticas de género ya existentes dentro de las organizaciones y reiterar el compromiso con la igualdad desde los liderazgos ejecutivos, a través de mensajes institucionales y campañas de tolerancia cero frente al acoso y la discriminación.

Su perspectiva se fundamenta también en su experiencia internacional. Ha colaborado con organismos como el PNUD, el Programa de Naciones Unidas para el Medio Ambiente, y el BID Invest. Es además miembro activa de la Global Women’s Network for the Energy Transition (GWNET) y ha sido ponente en foros regionales sobre almacenamiento y financiamiento climático. Su enfoque combina planificación técnica, gobernanza ambiental y políticas de inclusión como pilares para acelerar la transición energética.

Interconexión Panamá-Colombia: un avance con desafíos

Como tema complementario, la experta también se refirió al estado actual del proyecto de interconexión eléctrica entre Panamá y Colombia, considerado estratégico para la confiabilidad y la competitividad del sistema regional.

“El Estudio de Impacto Ambiental del lado colombiano fue presentado en febrero de este año y aún espera evaluación oficial”, indica.

En paralelo, Panamá necesita actualizar su estudio conforme a los cambios recientes en la regulación ambiental y obtener el consentimiento de tres grupos étnicos.

Lindo detalla que se están actualizando los datos financieros del proyecto, incluidos CAPEX y mecanismos de financiamiento, en coordinación con BID Invest, para que la empresa ICP pueda lanzar las licitaciones necesarias.

El paso clave restante será lograr una regulación armonizada entre ambos países, base para garantizar ingresos claros y viabilidad financiera.

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Guatemala podría retroceder en su camino hacia una matriz energética limpia si el diseño actual de la licitación PEG-5 se ejecuta sin ajustes. Esta es la observación que se destaca desde la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER), que ve con preocupación el posible predominio de tecnologías térmicas en un concurso que representa el 60% del consumo nacional.

AGER enfatiza que Guatemala posee un vasto potencial de desarrollo en energía renovable, estimado en un 88%. Aprovechar este potencial sería fundamental para la estabilidad de las tarifas y reduciría la dependencia de las importaciones energéticas, beneficiando directamente al usuario final.

“Vemos que hay una decisión casi al cien por ciento tomada de que se contraten 700 megavatios de gas natural”, subrayó el presidente de AGER, Alfonso González en conversación con Energía Estratégica, quien insiste en que no se trata de rechazar el gas, sino de evitar una licitación que desvíe a Guatemala de su política energética.

La política vigente establece que el país debe alcanzar una matriz eléctrica 80% renovable, meta que actualmente se encuentra en un 66%. 

“En un año bueno de lluvia ya nos acercamos al 80%, pero con esta licitación podríamos caer por debajo del 40%”, alertó González. 

AGER enfatizó que no se opone a incluir el gas natural en la matriz de generación, siempre que se lo conciba como una tecnología de transición y no como un fin último.

El proceso PEG-5, impulsado por EEGSA, DEOCSA y DEORSA, y aprobado por el Ministerio de Energía y Minas (MEM), busca contratar 1.550 MW de potencia firme durante 15 años. AGER destaca que, si se adjudican los 700 MW esperados de gas natural, junto con 300 a 350 MW de carbón si es asociado con una parte renovable, y otros 500 MW sin restricción tecnológica, la matriz resultante podría ser hasta un 85% térmica.

Un riesgo para la competitividad y la estabilidad tarifaria

Una licitación mayoritariamente térmica pone en juego no solo las metas ambientales, sino la competitividad energética del país. AGER señaló que Guatemala no produce ningún combustible para generación, lo que la hace vulnerable a la volatilidad de los mercados internacionales.

“Todo es importado, y eso nos pone totalmente a merced de lo que pueda pasar en el mundo”, apuntó González. 

Recuerda que durante la crisis pospandemia y la guerra entre Rusia y Ucrania, Guatemala evitó aumentos extremos de tarifas gracias a su matriz renovable.

En este sentido, AGER advirtió que una mayor proporción de plantas térmicas incrementará la exposición tarifaria y afectará la previsibilidad de precios, algo especialmente crítico en contratos a largo plazo.

Además, una matriz con bajo componente renovable podría desalentar inversiones extranjeras. 

“Los grandes centros de datos, de inteligencia artificial, robótica y manufactura avanzada están priorizando el consumo eléctrico limpio. Nos aleja de poder cumplir con esos requerimientos”, sostuvo González.

El diseño actual de PEG-5 establece un bloque base de 700 MW con operación 24/7, un bloque de curva de 700 MW con ajuste horario, y una reserva de 150 MW. Según AGER, esta estructura favorece tecnologías térmicas, capaces de garantizar firmeza, pero desincentiva la competencia renovable.

Añade que las condiciones actuales de la licitación no diferencia tecnologías según sus atributos.

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El mercado eléctrico mayorista (MEM) de México atraviesa un momento de dinamismo, desde la consultora Admonitor destacaron que, tras varios años de desaceleración, hoy se observa un incremento en la capacidad de generación incorporada al sistema, derivado de inversiones recientes. No obstante, “estas inversiones apenas están subsanando el déficit energético acumulado durante los últimos seis años”, señalaron en diálogo con Energía Estratégica.

Desde la firma manifestaron que ven señales claras de apetito inversor en renovables, pero que el principal freno estructural es la falta de reglamentación secundaria que permita ejecutar la nueva Ley del Sector Eléctrico.

“Se tiene que invertir con una mayor aceleración para subsanar este déficit”, enfatizaron. Esta urgencia contrasta con la inacción normativa: aunque la Ley del Sector Eléctrico ya fue promulgada, los mecanismos que permitirían implementarla, como disposiciones administrativas y leyes secundarias, todavía no se han definido ni publicado. 

“Tenemos la ley, pero falta entender cómo se va a llevar a cabo”, explican. Entre los ejemplos más claros, mencionan la nueva normativa sobre almacenamiento, que exige a las renovables instalar el 30% de su capacidad en baterías con tres horas de duración para acreditar potencia firme. Sin embargo, “esto aún no está plasmado en el manual del mercado para el balance de potencia, por lo tanto, no se puede aplicar”, advierten.

Lo mismo ocurre con la generación distribuida. Aunque la ley permite solicitudes de interconexión de hasta 0.7 MW, en la práctica la Comisión Federal de Electricidad (CFE) sigue respondiendo que solo se aceptan proyectos hasta 0.5 MW. Esto refleja una desconexión entre la normativa base y su aplicación operativa.

“Ya hay una dirección clara, pero todavía no definimos cuál es la hoja de ruta”, sostienen desde Admonitor. Las leyes secundarias estan prometidas para antes de fin de año, aunque reconocen que no hay certeza de que efectivamente se publiquen en esa fecha.

A pesar de estas limitaciones, el MEM continúa generando señales atractivas para el sector privado. Desde la consultora remarcan que el interés por desarrollar proyectos ha crecido notablemente: “el trabajo en estudios de perfectibilidad de interconexión se nos ha cuadruplicado en los últimos meses. Hay interés por construir centrales desde 50 MW a 300 MW”, aseguraron.

Los precios también incentivan este movimiento. “En promedio, rondan los 30 dólares por MWh, pero en regiones como la península superan los 100 dólares”, explicaron. Esto alienta a los acuerdos bilaterales de compraventa (PPAs), especialmente en zonas de precios bajos como Sinaloa o Sonora, donde los desarrolladores “buscan contratos privados para asegurar rentabilidad”.

Sin embargo, las restricciones técnicas también juegan en contra. En regiones como Oaxaca o el centro del país, la infraestructura de transmisión resulta insuficiente. “Se identifican refuerzos cada vez más costosos para poder interconectarse”, apuntan.

Como consecuencia, proyectos que antes requerían inversiones de 20 millones de pesos mexicanos en refuerzos hoy pueden demandar hasta 60 millones mexicanos. “A esto se suma la necesidad de instalar almacenamiento, lo que eleva aún más las barreras de entrada”, advierten desde Admonitor.

Ante este panorama, insistieron en la urgencia de reactivar las subastas de largo plazo. “Es un instrumento excelente que ya existe y no requiere ninguna modificación legal”, afirmaron. Los contratos PPA que surgen de estas subastas podrían cubrir hasta el 90% o 95% de la energía generada, facilitando el apalancamiento de nuevos proyectos.

“La administración pasada estaba más alejada del sector privado. En cambio, el discurso actual muestra un acercamiento, y eso se refleja en el Plan Nacional de Desarrollo”, destacaron.

De cara al corto plazo, subrayaron que “la demanda de energía está creciendo sostenidamente” y que esa necesidad deberá ser cubierta sí o sí, por el sector público o el privado. Pero para que eso ocurra, el marco regulatorio debe ofrecer certeza y viabilidad técnica.

“El mercado está en un buen momento, pero aún falta claridad en las reglas”, insistieron desde Admonitor.

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La generación distribuida en Argentina encuentra un nuevo impulso con la irrupción del modelo de alquiler solar desarrollado por SolarPower, que permite que el segmento residencial acceda a energía renovable sin necesidad de realizar una inversión inicial significativa. 

“Pensamos cómo cambiar la ecuación económica para que más gente pueda optar por esta tecnología”, sostuvo Ricardo Sarti, co-owner y lead project manager de SolarPower, en diálogo con Energía Estratégica. 

En su análisis, identifica tres grandes barreras históricas: regulación, precio de la energía y acceso al crédito. Para superarlas SolarPower desarrolló un modelo llave en mano que evita la compra directa del sistema y financia su instalación mediante una cuota mensual, expresada en UVAs, que es más baja que el ahorro generado en la factura eléctrica.

“El cliente no compra nada, solo paga una cuota mensual en UVAs, diseñada para ser menor al ahorro en su factura de luz. Mientras que el servicio comprende la instalación de un sistema on-grid completo, incluyendo monitoreo, mantenimiento, seguro y garantía de producción por un período inicial de cinco años, con renovación automática”, explicó, Sarti, remarcando que desde el primer mes ya se paga menos por el consumo eléctrico total.

A modo de ejemplo, el usuario paga una entrada inicial de entre el 10 y el 15% del valor del sistema, que cubre parte de la instalación y logística. Luego comienza a abonar la cuota mensual únicamente una vez que se encuentra operativo el medidor bidireccional, condición fundamental para habilitar la inyección de energía a red y maximizar el ahorro. 

El modelo apunta a optimizar el autoconsumo y permite una reducción del 60% al 70% en la factura eléctrica, con un ahorro neto del 25% al 30% anual luego de cubrir el pago mensual del sistema. 

Además, el contrato incluye desde el inicio una opción de compra, que se va reduciendo progresivamente porque una parte de la cuota mensual se descuenta del valor total del sistema. 

“Si se rompe algo, lo cambiamos. Si cae granizo, lo reponemos. Si no produce lo que prometimos, bonificamos la diferencia. Incluso antes de instalar, se realiza una medición técnica para verificar si vale la pena realizar la obra en función del sombreado de la propiedad”, afirmó el entrevistado. 

Con ello la compañía apunta especialmente a los hogares de clase media que históricamente quedaron fuera del alcance de la energía solar, al tiempo que destaca que el modelo no sólo apunta al beneficio ambiental, sino a resolver una necesidad concreta de ahorro económico inmediato.

Planes de expansión geográfica y desarrollo futuro

Actualmente, la propuesta de SolarPower se encuentra disponible únicamente en el Gran Buenos Aires, pero la compañía ya planifica su despliegue en otras provincias como Córdoba y Santa Fe a partir del próximo año, ampliando su alcance territorial con foco en zonas con alta concentración urbana y potencial de demanda residencial.

Al mismo tiempo, la empresa trabaja en ampliar su red de soluciones y generar alianzas dentro del sector. “Estamos abiertos a dialogar con el sector energético para nuevos proyectos. Trabajamos con una diversa variedad de soluciones fotovoltaicas y queremos seguir ampliando nuestro impacto”, co-owner y lead project manager de SolarPower

“No tratamos de prometer sustentabilidad al 2050. Venimos para que la gente ya empiece a pagar menos su factura de luz y contribuya al cambio climático desde ahora”, concluyó. 

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Durante la VII Reunión de Ministros y Ministras de Energía de la CELAC celebrada en Bogotá, se consolidó una agenda regional que articula esfuerzos políticos, financieros y técnicos para acelerar la transición hacia fuentes renovables.

El mensaje central: la región avanza hacia una mayor integración eléctrica y necesita voluntad política firme para transformar el financiamiento disponible en infraestructura concreta.

Entre las principales conclusiones, la exviceministra de Energía de Colombia, Rutty Ortiz Jara, señala que «hay una alineación de los países en promover las renovables».

Esa convergencia se manifiesta tanto en proyectos de generación como en iniciativas de interconexión regional, y cuenta con respaldo activo del BID, OLADE y GIZ.

Estos organismos, que participaron de la cumbre, enfatizaron durante la primera jornada, que ya están llevando adelante programas para financiar y asesorar iniciativas nacionales y multilaterales que buscan acelerar la transición energética.

En diálogo con Energía Estratégica, Ortiz Jara considera que ese acompañamiento institucional debe ser catalizado por acciones concretas: la voluntad política es la condición habilitante para destrabar los cuellos de botella regulatorios, financieros y técnicos.

«Con voluntad, lo técnico, lo regulatorio e incluso lo financiero se resuelve», centencia y aclara que mientras haya decisiones de alto nivel, los restantes componentes se armonizarán con mayor facilidad.

Un ejemplo concreto es la interconexión Colombia-Panamá, que según Ortiz Jara, «vive un momento histórico». Los gobiernos de ambos países ya manifestaron su voluntad de avanzar, los reguladores comenzaron el trabajo conjunto y los bancos de desarrollo se sumaron al proceso.

La iniciativa también cuenta con el respaldo técnico de la empresa binacional conformada por ISA y ETESA, y Europa está compartiendo su experiencia en regulación y operación de redes regionales.

De concretarse, esta obra podría convertirse en un nodo estratégico que conecte los mercados eléctricos de Mesoamérica y Sudamérica.

Cabe recordar que esta interconexión entre Colombia y Panamá ha estado en carpeta desde principios de los 2000, pero encontró numerosos obstáculos técnicos, financieros y geopolíticos.

Para el sector eléctrico, representa una oportunidad clave de integración continental que permitiría una mayor estabilidad del sistema, optimización de recursos renovables y comercialización transfronteriza de energía limpia.

En este sentido, la ex funcionaria reconoce el «avance del mercado y la gobernanza de Centroamérica y los pasos que han definido para fortalecerse», lo cual abre oportunidades para escalamiento regional.

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El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile recibió las solicitudes de nueve empresas para realizar obras de ampliación de los sistemas de transmisión nacional y zonal en distintos puntos del país, correspondientes al artículo 157 del reglamento.

Finalmente se realizó la apertura de ofertas administrativas y técnicas para una infraestructura que deberá entrar en operación entre los próximos 18 o 24 meses desde su adjudicación.

Tucapel Energía fue la empresa que propuso el mayor número de ofertas, con diez postulaciones para ampliaciones y adecuaciones en estaciones como Valdivia, Chocalán, Mandinga, Loreto, Ligüeimo, Fátima, Candelaria, El Salto y Victoria.

Le sigue el Grupo Saesa, con seis ofertas para obras en Cerro Navia, Valdivia, Picarte y El Salto. A continuación, Changshu Fengfan Power participó con seis ofertas para proyectos en San Isabel, Molina, San Clemente y Punta de Cortés.

PowerChina presentó tres ofertas, mientras que Kipreos compitió con cuatro proyectos que contemplan adecuaciones y ampliaciones en Cardones, El Salto y Linares.

Ingesat SPA registró dos propuestas. En tanto, Engie Energía Chile, Elecnor Chile y Syncore presentaron una oferta cada una.

Durante la ceremonia se verificó la correcta carga y desbloqueo de documentos por parte de los proponentes. 

“Las ofertas técnicas y administrativas fueron desbloqueadas según lo programado, y todas fueron presentadas correctamente, tanto en cantidad de documentos como en su disponibilidad para evaluación”, aseguró Néstor Espinoza Martínez, jefe del Departamento de Licitaciones.

Cabe destacar que este acto no implica evaluación de contenido, sino la constatación formal de cumplimiento documental, lo cual constituye una etapa preliminar antes del análisis técnico y económico.

Esta semana el Coordinador emitirá el acta de apertura de ofertas, que se publicará en el sitio web institucional y detallará los documentos recibidos y circunstancias relevantes del proceso.

La ceremonia de apertura de ofertas económicas está programada para el 1 de octubre de 2025, fecha en la cual se conocerán las propuestas financieras de los licitantes.

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Con un mercado global marcado por la creciente participación de renovables, los desafíos de estabilidad de red y el riesgo de saturación de las infraestructuras eléctricas, los sistemas de almacenamiento con baterías BESS (Battery Energy Storage System) se consolidan como una herramienta crítica para sostener la transición energética y cada vez más compañías presentan innovaciones.

En América Latina el almacenamiento BESS ya supera los 1.560 MW de capacidad, con países como Chile, México y Brasil a la cabeza. En Europa se alcanzaron los 61,1 GWh de capacidad instalada de BESS, con la incorporación de 21.9 GWh durante el 2024. Según SolarPower Europe para 2025 se espera un crecimiento del 36%, alcanzando los 29.7 GWh de nuevas instalaciones. Alemania, Reino Unido e Italia son los países que lideran el mercado, pero con la aparición de otros actores que buscan posicionarse como Austria y Suecia, y España que está a la espera de la regulación del mercado de capacidad para poder avanzar.

En este escenario, empresas como Huawei, CLOU ESS y SAV Digital Power presentan soluciones tecnológicas avanzadas que no solo buscan eficiencia operativa, sino también responder a un ecosistema que exige mayor flexibilidad, inteligencia y resiliencia. 

Todos estos lanzamientos estarán presentes en el PV Book de Energía Estratégica, un catálogo digital estratégico para fabricantes, distribuidores e integradores del sector fotovoltaico y de almacenamiento. Esta herramienta centraliza información técnica clave de módulos, inversores, baterías y trackers, permitiendo a las empresas posicionarse en un entorno competitivo y globalizado.

Huawei refuerza su oferta con dos sistemas que apuntan a mercados diferenciados. El modelo LUNA2000-4.5MWH-2H1 está orientado a utility scale y ofrece 4,5 MWh útiles en un contenedor compacto de 20 pies y tiene una potencia de 2236 kW con carga/descarga 0,5 C. Opera a temperaturas de entre -30 °C y 55 °C y a una altitud de hasta 4.700 metros, gracias a un sistema de refrigeración líquida optimizado. 

El producto combina ultra seguridad, estabilidad nativa, O&M inteligente y mayores ingresos. El sistema logra una eficiencia de conversión del 90,3 %, integra protocolos de comunicación como Modbus TCP y cumple con estándares como IEC62619 y UL9540A.

Para el segmento comercial e industrial, la firma lanza el modelo LUNA2000-215-2S10. Con 215 kWh útiles y eficiencia del 91,3 %, destaca por su capacidad de profundidad de descarga del 100 % y su sistema de enfriamiento híbrido líquido-aire, que permite un ahorro de hasta el 30 % de energía auxiliar. La batería está diseñada para responder a necesidades tropicales como los mercados caribeños, ya que  puede operar a temperaturas de  -30 ℃ a 55 ℃ y 4 000 m. Su arquitectura permite una instalación rápida plug and play y gestión remota en segundos.

CLOU ESS, por su parte, introduce dos versiones del sistema Aqua-C2.5S, ambas con una capacidad de almacenamiento de 5.015 kWh y equipadas con celdas LFP de 3.2V/314Ah. El modelo Aqua-C2.5S-5015-2500-2h ofrece una potencia nominal de 2.500 kW para aplicaciones de descarga rápida en dos horas, mientras que el Aqua-C2.5S-5015-1250-4h se orienta a descargas prolongadas de cuatro horas con una potencia de 1.250 kW. Ambas versiones cuentan con sistema de refrigeración líquida inteligente, un nivel de ruido inferior a 75 dB(A) y operan en un rango de temperatura de -30 °C a 50 °C, lo que las convierte en soluciones robustas para ambientes industriales exigentes.

Además, lanza el NEPCSH-5000-MV, un sistema de conversión de energía de 5.000 kVA, con capacidad de sobrecarga de hasta el 120 % y comunicación vía protocolos IEC 61850 y Modbus.

La compañía presenta uno de sus casos de éxitos en el PV Book, la  implementación en la central eléctrica de Haifeng, China, con un sistema de modulación de frecuencia automática (AGC) de 30 MW/15 MWh. En operación desde 2019, ha completado más de 9.600 ciclos equivalentes y superado los 139 GWh de carga acumulada.

 “La planta funciona sin incidentes desde su puesta en marcha y ha logrado una eficiencia superior al promedio del sector”, informan desde CLOU. La arquitectura modular y el uso de control basado en Máquina Síncrona Virtual permiten a la planta ofrecer soporte de frecuencia y estabilidad de voltaje, cumpliendo con los estándares más exigentes del mercado chino. 

En cuanto a lo técnico el sistema posee 15 sistemas de baterías CLOU de 2MW/1MWh cada una, 15 transformadores de media tensión de 2MW, 2 anillos de distribución eléctrica de 14MW y 16MW respectivamente y un sistema de control centralizado, desarrollado por CLOU, que gestiona la operación global de la planta.

Por otro lado, SAV Digital Power Technologies, especializada en soluciones C&I, lanza dos productos principales: el S1 (100 kW/200 kWh) y el L1 (28 kW/57 kWh a 57 kW/114 kWh). Ambas soluciones se caracterizan por una eficiencia superior al 91 %, un sistema de extinción de incendios de dos niveles, monitoreo remoto, y una huella mínima de instalación de apenas 1,2 m² por unidad.

 “La modularidad y la conexión en paralelo del S1 lo hacen ideal para grandes usuarios industriales”, aseguran desde SAV. En tanto, el L1 se presenta como una solución integral: conexión directa a paneles solares, respaldo ante cortes de red y compatibilidad con carga de vehículos eléctricos.

La firma refuerza su propuesta con una plataforma de gestión energética basada en inteligencia artificial, que permite control térmico, carga ultrarrápida y estrategias de consumo fotovoltaico eficiente. “Nuestros productos empoderan a cada cliente con energía limpia e independiente”, resumen desde la empresa.

En ese contexto, la innovación tecnológica, la escalabilidad y la capacidad de integración que presentan estos nuevos sistemas de Huawei, CLOU ESS y SAV Digital Power marcan un punto de inflexión en la madurez del almacenamiento energético. Estas soluciones formarán parte de la nueva edición del PV Book de Energía Estratégica, una herramienta estratégica que conecta tecnologías con decisiones reales de inversión en más de 20 países, facilitando el acceso a información crítica para tomadores de decisiones del sector energético.

El catálogo digital, con interfaz intuitiva y dinámica, permite comparar especificaciones técnicas entre productos y ofrece datos confiables, actualizados y adaptados a las necesidades de planificación de infraestructura energética. Su formato digital multilingüe y multiregional la convierte en una referencia clave para utilities, desarrolladores, EPCistas, distribuidores y especialmente para ejecutivos responsables de definir inversiones tecnológicas en almacenamiento energético a nivel global.

Para mayor información sobre el PV BOOK de Strategic Energy Corp, contactarse a:

📧 Correo electrónico: commercial@strategicenergycorp.com
📞 Teléfono: +54 9 341 290 121

La entrada Los lanzamientos de los productos más atractivos de almacenamiento BESS que marcarán el 2025 se publicó primero en Energía Estratégica.

Guatemala avanza en el desarrollo de su estrategia nacional de hidrógeno verde, a pesar de no contar todavía con un marco regulatorio, incentivos económicos ni legislación específica. La iniciativa es liderada por el Ministerio de Energía y Minas, con un rol clave de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) y el apoyo de la cooperación internacional.

Las definiciones surgieron en el panel “Impulsando el desarrollo del hidrógeno verde en Guatemala”, organizado por Medialab de la Universidad Galileo, donde distintos referentes del sector público, privado y de cooperación internacional debatieron sobre los próximos pasos del país.

La hoja de ruta nacional para el hidrógeno verde está siendo elaborada junto a la Cooperación Alemana (GIZ) y el Banco Mundial.

“Tenemos claro que es necesario establecer metas, líneas base y proyectos piloto para determinar las condiciones locales y regionales”, expresó César López, miembro de H2Guate, una organización que articula el sector privado y académico en este proceso.

Uno de los principales desafíos del país es la ausencia de incentivos fiscales o normativos, que dificultan la inversión en proyectos relacionados con esta tecnología, aunque sí perciben voluntad por entender, diagnosticar y planificar el desarrollo del hidrógeno.

Este diagnóstico incluye el potencial de Guatemala como generador renovable —tanto hidroeléctrico como solar y eólico— y sus posibles aplicaciones industriales y de exportación. Y según López, “es importante que el gobierno no trabaje solo, y que seamos capaces de generar un ecosistema que incluya todos los actores relevantes”.

Coordinación, aprendizajes regionales y próximos pasos

El diseño institucional para el desarrollo del hidrógeno verde aún está en proceso de construcción. Hasta el momento, no hay un ente rector específico ni una ley que regule la actividad. Sin embargo, se están dando pasos importantes desde el punto de vista técnico y de cooperación.

“La hoja de ruta es el punto de partida para establecer una visión de largo plazo y atraer financiamiento internacional”, aseguró el representante de H2Guate.

Guatemala busca aprender de experiencias regionales, como la de Brasil, donde se han desarrollado más de 130 proyectos vinculados al hidrógeno verde, muchos con proyección exportadora hacia Europa y América Latina.

“Observamos lo que hace Brasil, Chile y Colombia. Hay lecciones importantes en cómo estructurar institucionalmente el mercado y generar confianza en los inversionistas”, indicó el especialista.

Una de las metas de la hoja de ruta es establecer proyectos piloto que permitan evaluar aplicaciones concretas del hidrógeno en Guatemala, ya sea en movilidad, procesos industriales o generación eléctrica. Para ello, será clave el acceso a financiamiento y la disponibilidad de datos confiables sobre la capacidad renovable del país.

A pesar del entusiasmo, el contexto actual limita la ejecución de proyectos concretos, ya que no se darían las condiciones habilitantes claras para proyectos de hidrógeno. No obstante, el integrante de H2Guate destacó que el proceso en marcha permite construir esas condiciones, de manera que se encuentran en «etapa fundacional» y ya desarrollan una hoja de ruta nacional en diálogo con actores internacionales.

En paralelo, se están generando espacios de discusión técnica con universidades y cámaras empresariales, con el objetivo de difundir el conocimiento y preparar capacidades locales.

“Necesitamos formar talento humano y preparar a los sectores productivos para entender las oportunidades del hidrógeno”, sostuvo.

En suma, aunque Guatemala aún no cuenta con leyes ni incentivos, se posiciona en la región como un país que da sus primeros pasos firmes hacia una economía del hidrógeno. Con el respaldo de la cooperación internacional, el liderazgo de sus instituciones energéticas y la articulación con el sector privado, el país se alista para definir su rol en la transición energética de Centroamérica.

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Con la vista puesta en las elecciones presidenciales del 16 de noviembre de 2025, el candidato a presidente de Chile por el Partido Nacional Libertario, Johannes Káiser, plantea una transformación profunda del sistema energético. 

El eje del programa se basa en una liberalización del mercado eléctrico, apostando por contratos bilaterales en condiciones más favorables que las actuales, que permitan reducir tarifas de los usuarios finales , con el objetivo de que Chile siga siendo un país competitivo y atractivo para las inversiones en el sector. 

“El modelo está diseñado para que los sectores productivos tengan acceso a un insumo barato y así competir en un mercado globalizado”, explicó Miguel Iglesias, CEO de EnergyAsset y asesor del programa de Energía de Káiser.

“Es increíble la diferencia de tarifas entre el mercado regulado y el libre; este último puede ser entre 20 y 30% más barato”, agregó en conversación exclusiva con Energía Estratégica.

En esa línea, el plan contempla el uso de contratos privados con precios estables, por ejemplo que, a partir de la implementación de sistemas de almacenamiento BESS, el precio ronde entre USD 40 y 50 por MWh durante el día, que permitan cubrir precios de tarde o noche de USD 60 a 70 por MWh, sin depender del spot, que hoy puede superar los USD 90. 

Uno de los puntos centrales del plan es reformar el marco normativo que frena las inversiones energéticas. Iglesias apunta directamente contra la demora en la permisología y diversas instancias que retrasan los proyectos como por caso los recursos de protección incluso cuando las comunidades ya tuvieron instancias para opinar, lo que genera un escenario ambiguo que frena la ejecución.

“La base del programa es que se construyan los proyectos lo más rápido posible y al menor precio posible para tener energía lo más barata posible para la comunidad y desde el equipo de gobierno contar con el compromiso de destrabar todas las distintas trabas y complicaciones que existen actualmente en la regulación para facilitar las inversiones”, sostuvo Iglesias. 

El programa también critica la propuesta de Cargo FET que planteó el ministro de Energía actual, Diego Pardow, para que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financien la ampliación de los subsidios eléctricos a través de un eventual cargo de compensación, el cual fue rechazado por el Senado pero que se espera que el Ejecutivo insista sobre el tema. 

“El actual gobierno propuso cambios de regla a los PMGD, buscando expropiar el 30% de sus ingresos para pagar subsidios. Es cierto que hubo un mal cálculo en el precio estabilizado, pero se debe resolver de otra manera, con mercado, liberando el sector, o también con cuenta pública, nunca fijando un valor arbitrario y expropiación de ingresos”, apuntó el CEO de EnergyAsset y asesor del programa de Energía de Káiser.

Además, el equipo del candidato a presidente de Chile por el Partido Nacional Libertario cuestionó la política tarifaria del Gobierno de Gabriel Boric, especialmente por no haber afrontado la deuda acumulada con las distribuidoras, que según el especialista, asciende a más de USD 6.000 millones, que debía cubrirse con fondos de la cuenta pública.

“Pardow no encontró nada mejor que desconocer esta deuda, cuando inicialmente estaba previsto que se pagara con recursos públicos”, denuncia el asesor energético. Para el equipo libertario, esta decisión generó alzas tarifarias inevitables y pérdida de confianza en el sector.

La propuesta de Káiser también contempla una matriz energética diversa, donde convivan distintas tecnologías con precios competitivos. Iglesias destaca la importancia de contar con una buena oferta para mantener costos spot bajos y contratos de largo plazo a buen precio, que posteriormente se trasladen a los usuarios finales, a la vez que generen empleo en la población. 

Generación distribuida sin trabas y con modelos ESCO

Uno de los pilares de la propuesta es el impulso a la generación distribuida (hoy en día la capacidad netbilling asciende a 359 MW), especialmente a través de modelos ESCO (Energy Service Companies), sin subsidios ni restricciones regulatorias, que permiten a usuarios industriales y residenciales acceder a tecnología sin necesidad de inversión inicial. “

“Es el mejor ejemplo para potenciar la GD, no ponerle ningún tipo de regulación ni traba a los modelos de generación distribuida, sobre todo a los modelos ESCO, porque es el mejor ejemplo de que el mercado solo resuelve, financia, instala y genera una mejora”, concluyó Iglesias. 

La entrada Propuesta electoral: Johannes Káiser enfoca su plan energético de gobierno en destrabar proyectos y bajar tarifas se publicó primero en Energía Estratégica.

El sector energético mexicano enfrenta una situación crítica debido al crecimiento de la demanda y las limitaciones en infraestructura. Especialistas advierten que, sin subastas a largo plazo ni reglas claras de despacho, las inversiones en renovables no avanzan al ritmo que el sistema eléctrico requiere, lo que compromete la posibilidad de construir una matriz energética resiliente y diversificada.

“Es indispensable que se reactiven las subastas a largo plazo. Hoy los cambios regulatorios y la incertidumbre jurídica pueden representar una barrera al desarrollo de las inversiones en proyectos de energía limpia”, señaló Usue Abad Contreras, especialista en energías renovables, en diálogo con Energía Estratégica.

“México necesita inversión, pública y privada, para poder cubrir la demanda”, agregó, pero para que la iniciativa privada participe, aclaró, “debe haber un marco regulatorio claro y de largo plazo”, junto con reglas operativas previsibles. 

Pese a las restricciones actuales, Abad considera que existen caminos viables para acelerar los procesos. “Todo esto puede ser solventado con equipos sólidos de Relaciones con Gobierno y Asuntos Regulatorios”, aseguró, y explicó que, bien gestionados, “estos equipos han demostrado en diversos proyectos que pueden reducir los tiempos de obtención de permisos hasta en un 40%”.

Para la especialista, establecer una buena relación con los diferentes stakeholders es determinante. “Todos los estados quieren garantizar la inversión y la seguridad energética de su población y sus industrias, la federación lo mismo. Hoy tenemos reglas más claras, pueden gustarnos o no, pero sabemos en qué tablero estamos jugando, y eso siempre es una ventaja», enfatizó.

Una de las regulaciones que espera el sector es la legislación secundaria del sector eléctrico, la cual también permitirá a la Ley del Sector Eléctrico que el Estado por medio de inversiones con Contratos Mixtos,  Asociaciones Público Privadas o Prestación de Servicios y proyectos de inversión financiada, puedan desarrollar los proyectos necesarios para ampliar la red de transmisión. Sin embargo, manifestó que es necesario esperar para ver qué se publica finalmente.

El desbalance entre oferta y demanda es uno de los problemas críticos que enfrenta el país. Según datos del CENACE, la demanda eléctrica en México crece a un ritmo del 2,9% anual, mientras que ni la generación ni la transmisión logran seguirle el paso. En 2023, la demanda fue de 351.000 GWh y se proyecta que llegará a 435.000 GWh en 2030.

Recientemente el gobierno federal señaló que el margen de reserva eléctrica aumentará de 6% en 2024 a 10% en 2025, lo que permitiría hacerle frente a la falta de energía y apagones. Además, la Secretaría de Energía lanzó la Estrategia para el fortalecimiento del Sistema Eléctrico Nacional y para la atención a la demanda, que prevé coordinación entre los diferentes órganos del sector y seguimiento a los mantenimientos programados de las centrales, reforzamiento de transmisión y distribución por parte del Estado en zonas de mayor vulnerabilidad.

Pese a las tensiones que enfrenta el sistema eléctrico mexicano, Abad Contreras apuntó que el momento es una oportunidad: “Podemos seguir trabajando junto con las asociaciones, las autoridades y las comunidades para llegar a acuerdos consolidados”. La clave, insistió, está en ofrecer certidumbre a los inversores.

“Hoy se ve claramente un giro de timón, con el que se puede trabajar mano con mano con las autoridades federales y estatales”, observó, al destacar que la Secretaría de Economía, la Secretaría de Energía y la Banca de Desarrollo Nacional actúan de manera más coordinada para fomentar inversiones.

Si bien el país experimentó una evolución de las renovables con caídas de los costos que igualan, o hasta superan a la baja, a los de las tecnologías convencionales, hay un retraso en el cumplimiento de los compromisos. . El objetivo de alcanzar un 35% de generación eléctrica renovable (contnado hidroeléctricas con 12.6 MW en su mayor parte)  para 2024 se encuentra lejos: hoy solo se ha logrado un 29%. “El problema no es solo generar más energía renovable”, adviertió Abad, “sino garantizar la transmisión de la misma”.

Bajo ese marco, la especialista propuso una hoja de ruta para la modernización de las redes eléctricas: construcción de nuevas líneas de alta tensión en zonas troncales y corredores regionales, digitalización del sistema con Smart Grids, almacenamiento eficiente y mantenimiento riguroso de líneas actuales. A esto se suma la interconexión de las penínsulas de Baja California y Yucatán, históricamente vulnerables.

Ese diagnóstico técnico se complementa con un conjunto de medidas estratégicas que, según Abad Contreras, permitirían transformar el sistema eléctrico mexicano de forma estructural. Entre ellas, destacó la reactivación de la flexibilidad operativa mediante la integración de almacenamiento, generación distribuida y la modernización del despacho con sistemas inteligentes.

A ello se suma la necesidad de habilitar mecanismos que faciliten la participación de inversión privada en la expansión de infraestructura de transmisión y distribución, consolidar los esquemas de autoconsumo interconectado y fortalecer la seguridad jurídica mediante procesos de conciliación internacional que garanticen la ejecución y pago de los proyectos comprometidos.

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Uruguay entra en una nueva etapa de planificación energética en la que el sector privado aguarda por señales concretas para garantizar la expansión del sistema de generación. Las empresas que invirtieron años atrás, responsables de transformar la matriz hacia más de 90% de generación renovable, enfrentan el vencimiento progresivo de sus contratos PPA. 

Por lo que desde la Asociación Uruguaya de Generadores Privados de Energía Eléctrica (AUGPEE) plantearon la importancia de discutir a tiempo cómo revalorizar esos activos y garantizar nuevas licitaciones competitivas.

“Hay contratos PPA que ya están casi a la mitad de cumplimiento y estamos analizando qué sucede luego de que terminen. Es decir, cómo esos activos le seguirán agregando valor al sistema luego del año N°20”, indicó Martín Bocage, presidente de AUGPEE, en diálogo con Energía Estratégica. 

Para ello se destacan dos caminos posibles: extender los contratos existentes o habilitar un mercado mayorista más profundo, en el que los proyectos puedan vender la energía sin necesidad de estar contratados directamente por UTE.

“Lo ideal sería no llegar a último momento con este tema sin resolver, sino cuanto antes se haga, más valor tendrá el sistema”, manifestó el entrevistado. Y en ese sentido, ya comenzaron los primeros acercamientos con autoridades para analizar mecanismos que permitan preservar la infraestructura y los costos de conexión ya asumidos.

En paralelo, el sector espera definiciones claras del Gobierno sobre cómo se incorporará la nueva demanda estimada en los planes energéticos. 

Para Bocage, esto debe decirse a través de esquemas abiertos y competitivos: “Esperamos ver sistemas competitivos, licitaciones donde los precios sean transparentes y donde la empresa nacional luego tome esos precios para construir parte de la capacidad adicional”, indica.

Aunque la nueva administración todavía no ha emitido señales oficiales (arribó al gobierno este mismo 2025), desde la Asociación consideran fundamental que esas definiciones se hagan pronto, especialmente para garantizar el suministro a la demanda regulada, a fin de que los usuarios tengan mejores precios de la energía que consumen. 

“No tengo duda que habrá mucha competencia si se lanzan nuevas licitaciones, como lo hubo en 2010. Además hay empresas que operan hace más de 10 años en el país y que han tomado experiencia, que sumado a la baja de costos de la tecnología, probablemente permitan precios más competitivos, a la par que Uruguay es un país que atrae inversores por su estabilidad y por su respeto a la regla de juego”, subrayó el presidente de AUGPEE. 

“Uruguay ha logrado una reducción en el costo nivelado de la energía para el abastecimiento de la demanda, incluso hasta prácticamente la mitad si se compara la etapa pre-renovable con post-renovables”, enfatizó. 

Tal es así que según un informe de EXANTE, presentado por la Asociación Uruguaya de Generadores Privados de Energía Eléctrica, el costo unitario cayó de 𝗨𝗦$ 𝟲𝟰 𝗮 𝗨𝗦$ 𝟰𝟰 𝗽𝗼𝗿 𝗠𝗪𝗵 entre los períodos 2007-2011 y 2015-2024 (valores reales), gracias al ingreso masivo de energía eólica, solar y biomasa. 

Mercado libre de energía: barreras por peajes y falta de profundidad

Uno de los puntos críticos que también destaca el sector privado es la estructura de costos en el mercado libre de energía, dado que una barrera está vinculada a los peajes, lo que se paga por transmisión o distribución, lo que limita la posibilidad de establecer una competencia real.

Esta situación preocupa especialmente por la llegada de consumidores de gran escala, como datacenters o industrias relacionadas al hidrógeno verde, que buscan precios de energía lo más bajos posibles. 

“Tenemos que resolverlo pensando en las potenciales nuevas inversiones que hay, que estarían viniendo o que estamos compitiendo para captar como país”, advirtió Bocage. 

Para el sector, resolver este punto no solo permitirá mejorar la competitividad de la energía local, sino también abrir nuevas oportunidades para proyectos que no queden contratados tras el vencimiento de los actuales PPA. 

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Diseñar una estrategia comercial efectiva para proyectos solares en Colombia requiere alinear los intereses de bancos, compradores de energía y desarrolladores. “Sin contrato, no hay proyecto”, manifiesta Liliana Alemán, directora de Athenea Consultoría Estratégica.

En diálogo con Energía Estratégica, la asesora advierte que los contratos deben estar firmados antes de presentar el proyecto a la banca, con plazos equivalentes al servicio de deuda y contrapartes de alta calidad crediticia, como generadores consolidados o comercializadores habilitados.

Desde 2019, el mercado colombiano habilita contratos de largo plazo de hasta 20 años, una condición que marcó un antes y un después en la bancabilidad de los activos solares.

Actualmente, los precios de venta se están cerrando por encima de 300 COP/kWh (aproximadamente 75 USD/MWh) para los años 2026 a 2029. “A partir de 2030 las proyecciones muestran precios más bajos, porque el mercado asume que entra mucha solar y nuevos generadores”, advierte.

Los comercializadores de energía son actores esenciales no solo para intermediar entre oferta y demanda, sino también para asumir obligaciones de balance, consolidar carteras y aportar respaldo financiero a los contratos.

Esta figura cobra relevancia especialmente para desarrolladores que buscan bancabilidad sin contar con una relación directa con el comprador final.

Para los desarrolladores, la alternativa más competitiva hoy es asegurar el 100% de la energía bajo contrato. “Hay gente que vende 100% pague lo generado, hay gente que vende una parte pague lo contratado y otra parte pague lo generado”, explica Alemán.

Por su parte, aclara que lo que no resulta viable es depender de la venta en el mercado spot, ya que los bancos no reconocen estos ingresos como garantes del repago.

Los contratos deben extenderse al menos entre 12 y 15 años, y coincidir con la duración de la deuda. También deben cerrarse previamente todos los riesgos asociados al proyecto: licencias ambientales, permisos sectoriales, títulos de propiedad del terreno y punto de conexión a la red. Sin esta documentación, no hay posibilidad de lograr cierre financiero.

El mercado no regulado gana atractivo por la alta demanda industrial y la posibilidad de negociar precios más competitivos. El diferencial histórico de 20 pesos/kWh entre regulado y no regulado se ha reducido a 8 o 10 pesos/kWh, lo que incentiva a comercializar energía solar en este segmento.

Adicionalmente, la titular de Athenea Consultoría Estratégica menciona que los proyectos pueden optimizar su rentabilidad con los incentivos fiscales de la Ley 1715, que permite descontar hasta un 50% del valor de la inversión contra utilidades retenidas.

Este beneficio aplica siempre que la empresa participe también como inversionista del proyecto, y no solo como compradora de energía.

Finalmente, la experiencia del mercado demuestra que la falta de cumplimiento en proyectos anteriores ha generado desconfianza.

“Se firmaron muchos contratos con proyectos que después no se construyeron. Eso dañó la confianza del mercado y exige hoy más seriedad en el planteamiento inicial”, concluye Alemán, quien considera que el sector debería avanzar hacia una mejor comprensión del funcionamiento del mercado, incorporar herramientas de gestión de riesgo más sofisticadas y profesionalizar las estructuras desde etapas tempranas para evitar la cancelación de iniciativas.

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Desarrollar un proyecto eléctrico en Perú podría tomar entre dos y cuatro años desde la etapa de factibilidad hasta alcanzar el estado de ready to build, confirman especialistas del Estudio Rodrigo, Elías & Medrano Abogados. Si bien el país ya cuenta con 105 proyectos eólicos y solares con Estudio de Pre-Operatividad aprobados que suman 23077 MW, el proceso de implementación de proyectos eléctricos implica múltiples fases y desafíos, desde la evaluación técnica y ambiental, la tramitación de permisos, la consulta previa, la negociación con comunidades hasta la obtención de financiamiento.

“No es que toda esa potencia se vaya a ejecutar. Muchos proyectos enfrentan grandes dificultades para obtener los permisos necesarios para alcanzar la fase “ready to build”. Luego, el desafío es conseguir el financiamiento, para lo cual, necesitan asegurar sus flujos futuros a través de contratos de venta de energía”, enfatizó Margarett Matos, Senior Associate Lawyer del estudio, en diálogo con Energía Estratégica.

Y explicó que uno de los principales desafíos es la superposición de proyectos en las áreas donde se concentran los recursos renovables. “En regiones como Ica y Arequipa, donde se ubican mayoritariamente los proyectos solares y eólicos, también existen concesiones mineras o áreas reservadas, lo que puede generar conflictos y demoras”, señaló Matos.

En la fase inicial, es indispensable realizar un estudio catastral exhaustivo para identificar la viabilidad del terreno y prevenir situaciones de concurrencia u oposición, ya que estas podrían frenar la obtención de la concesión eléctrica. Además, se debe evaluar la factibilidad técnica, considerando los puntos de conexión disponibles para evitar congestiones, curtailment y aprovechar eficientemente los recursos energéticos.

La tramitación de la certificación ambiental es uno de los pasos más críticos, que podrían generar demoras, si no se planifica oportunamente. Para los proyectos solares y eólicos, el trámite debe realizarse ante la Dirección General de Asuntos Ambientales del Ministerio de Energía y Minas. “Primero se debe determinar la clasificación anticipada del proyecto y luego obtener los términos de referencia, que son los lineamientos mínimos del expediente ambiental. Antes, este proceso podía demorar aproximadamente 30 días solo para definir los términos, lo que retrasa el resto de los permisos”, explicó Natalia Zúñiga, Asociada de Rodrigo, Elías & Medrano Abogados.

Recientemente, el Gobierno peruano aprobó una resolución ministerial con términos de referencia específicos para proyectos eólicos y solares, lo que representa un avance importante. “Esta medida demuestra una intención política de acelerar los procesos y que los proyectos renovables eventualmente se conviertan en el centro de la matriz energética”, destacó Zuñiga.

Sin embargo, aún existen aspectos pendientes. Por ejemplo, faltan lineamientos para el procedimiento de actualización del instrumento de gestión ambiental en el sector eléctrico, lo que genera incertidumbre en los titulares. «En la práctica, faltan reglas claras para dar predictibilidad sobre cuándo procede la figura de la actualización de los instrumentos de gestión ambiental», advirtió Zúñiga.

Otro avance reciente es la creación del diagnóstico arqueológico de superficie, un mecanismo que reemplaza al antiguo certificado de inexistencia de restos arqueológicos. Este nuevo procedimiento permite que un arqueólogo colegiado certifique la no existencia de restos en el área del proyecto, sin necesidad de aprobación previa del Ministerio de Cultura. 

«Es un paso positivo que ayuda a reducir tiempos en la ruta de obtención de permisos previos a la construcción del proyecto; sin embargo, aún falta ver cómo se aplicará esta figura en la práctica y los retos que implicará, considerando que con esta figura no se obtendrá un pronunciamiento formal de aprobación”, indicó Zúñiga.

El aspecto financiero es otro desafío crítico.  “El mercado spot es muy volátil, y eso impide que los proyectos puedan tomar decisiones de inversión sólo basados en ventas enel mercado spot”, advirtió Matos y señaló que en 2023, el costo marginal en Perú alcanzó un pico de 285,5 soles en horas punta (80 dólares), pero actualmente ronda los 116,59 soles (unos 30 a 35 dólares).

Cabe recordar que desde 2015, el gobierno peruano no realiza subastas específicas para renovables. Sin embargo, a inicios de este año se publicó un cambio normativo clave que modificó la Ley 28832, permitiendo separar la comercialización de la potencia firme de la energía firme, que genera señal clara para los inversores, aunque todavía falta reglamentar cómo aplicarán las distribuidoras estos cambios.

 Antes, los proyectos renovables sólo podían vender energía hasta la energía firme y  potencia firme reconocida, lo que limitaba su capacidad de comercialización directa con clientes finales. “Es fundamental que se definan reglas claras para los contratos de largo plazo, especialmente en el mercado regulado, donde las distribuidoras tienen contratos próximos a vencer”, afirmó Matos.

La expansión de proyectos renovables también enfrenta limitaciones en la infraestructura de transmisión. Según el plan de transmisión del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), hacia 2033 se prevén congestiones en la red eléctrica incluso bajo condiciones normales de operación. Aunque el COES detalla en su plan las nuevas líneas necesarias y los refuerzos de capacidad, especialistas advierten que no será viable que los proyectos de transmisión lleguen a ejecutarse antes del inicio de operación comercial de los proyectos renovables (RER). Esto crea un riesgo real de cuellos de botella en puntos críticos del sistema eléctrico, advirtió Matos.

“En Perú rige el principio de open access, es decir, todos los proyectos pueden conectarse a las redes salvo que no haya capacidad disponible. En ese caso, deben hacerse obras de reforzamiento, pero hoy esas obras no están aseguradas para que se realicen en el tiempo que se requieren”, explicó Matos.

Finalmente, las especialistas subrayan que falta definir otros aspectos normativos claves como los servicios complementarios, el almacenamiento con baterías y la generación distribuida comercial-industrial. “El proyecto de reglamento de generación distribuida que se ha discutido se enfoca en el segmento domiciliario, pero falta avanzar en regulación para mediana escala, donde ya hay varios proyectos en cartera”, apuntó Matos. Además, advirtió que se necesita un reglamento para servicios complementarios que garantice la estabilidad del sistema con más renovables.

Para el sector privado, estas definiciones serán determinantes. “El Gobierno ha mostrado intención política de avanzar en la transición energética, pero con el contexto electoral y los cambios políticos es difícil prever cómo evolucionarán estas normas”, concluyeron las especialistas.

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Ante la posible salida de Iberdrola en México, la presidenta Claudia Sheinbaum Pardo aseguró que el país mantiene condiciones claras y seguras para la inversión privada en generación eléctrica, con el 46% del mercado aún disponible para actores no estatales.

Durante su conferencia matutina del 24 de julio, Sheinbaum fue consultada por rumores que indican que la empresa española habría contratado a Barclays, compañía financiera, para vender 15 plantas, principalmente de energías renovables, por unos 4.700 millones de dólares. La presidenta reconoció que es información no fue confirmada aún y señaló que “la Secretaría de Energía informó que Iberdrola tenía una serie de inversiones que quería hacer en México”.

Si bien Iberdrola aún no ha emitido comentarios oficiales sobre la operación, la venta prevista incluiría activos de ciclo combinado y plantas renovables distribuidas en 12 estados, lo que marcaría una salida total de la firma, históricamente una de las más activas en el país. Según los rumores, la empresa estaría reorientando sus inversiones hacia mercados con marcos regulatorios más estables, como Estados Unidos y Reino Unido, apostando por la digitalización de redes y proyectos de transición energética.

Ante este escenario, Sheinbaum advirtió que, de confirmarse la salida, no está vinculada a la certeza jurídica. «La inversión privada en generación eléctrica es viable, está muy claro cuáles son las reglas actuales para que puedan desarrollarse, lo que pedimos es que las sociedades de autoabasto se pongan en regla”, declaró. 

Además, la mandataria enfatizó en que el modelo mexicano permite a los privados generar energía y venderla tanto a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como al mercado eléctrico mayorista, en un marco que prioriza la incorporación de tecnologías limpias: “Hay cerca de 6000 MW en donde pueden generar eso. Y la Secretaría de Energía está abriendo todos los mecanismos para que eso sea posible”, puntualizó.

Cabe recordar que a principios de 2024, durante el gobierno de López Obrador se adquirieron 13 plantas de la energética española por 6.200 millones de dólares, la transacción fue celebrada por el entonces presidente como una “nueva nacionalización” del sector. Sobre esto, la actual mandataria aseguró: “Se compraron para que CFE tuviera el 54% de la generación eléctrica, no es solamente un asunto de convicción, es por la estabilidad del sistema eléctrico nacional”.

Consultada sobre la posibilidad de que el Estado repita la operación de 2024 y adquiera las plantas en venta, Sheinbaum aclaró que “no lo tenemos contemplado, pero tampoco niego que pudiera plantearse una posibilidad”.

Uno de los temas de mayor tensión ha sido el sistema de sociedades de autoabasto, que Sheinbaum califica de ilegales aún con las reformas energéticas de gobiernos anteriores: “Una cosa es el autoabasto propio. Pero es muy distinto que pongas generadores eólicos en el sureste y le vendas energía a una tienda en Nuevo León usando las líneas de la CFE y pagando muy poco por ello”, aclaró.

Ya en 2021, el presidente Andrés Manuel López Obrador había anticipado la necesidad de renegociar los contratos de autoabasto, señalando que su origen burlaba el mandato constitucional que reservaba la generación al Estado. Fue este modelo el que sustentaba gran parte de la operación de Iberdrola en el país.

La presidenta actual aseguró que van a investigar si la información es certera y concluyó: “Hay muchas empresas que tienen deseos de seguir participando en la generación eléctrica en México”.

Proyectos históricos y desinversión: de pionera en subastas a retirada

La historia de Iberdrola en México no es menor. Desde su llegada, la compañía invirtió más de 5.000 millones de dólares en el país y operó instalaciones en al menos 12 estados.

En 2017, fue la primera empresa privada en participar como compradora en una subasta de largo plazo, un paso inédito que, en su momento, marcó su compromiso con la liberalización del sector eléctrico. Además, llegó a operar capacidad instalada cercana a los 9000 MW a través de centrales de ciclo combinado, fotovoltaicas y eólicas.

En 2023, Iberdrola también anunció una inversión de 1.000 millones de dólares para un proyecto solar en Nuevo León, aunque tras la venta masiva de activos en 2024, ese tipo de anuncios desaparecieron de su portafolio público.

Actualmente, Iberdrola México dispone en el país una capacidad instalada de más de 2,6 GW, a través de seis parques eólicos, tres parques fotovoltaicos y seis centrales de cogeneración y ciclo combinado. La posible venta significaría una fracción significativa del 45% restante que mantenía en el país, lo que en efecto podría ser interpretado como su retiro definitivo del mercado mexicano.

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América Latina y el Caribe han instalado 2,5 GW en sistemas de almacenamiento energético hasta junio de 2025, de acuerdo con una nota técnica publicada por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). Esta cifra, que incluye diferentes tecnologías, tiene un componente dominante: el 60% corresponde a sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems).

“Las baterías de ion-litio son la tecnología más implementada, debido a su modularidad, disponibilidad en el mercado y facilidad de instalación”, se detalla en el documento.

En este escenario, Chile lidera la región con más de 1005 MW de capacidad BESS en operación. A este volumen se suman cinco sistemas actualmente en pruebas, que representan otros 571 MW de potencia y 2378 MWh de energía almacenada. Entre los proyectos más ambiciosos destaca el “Oasis de Atacama”, de Grenergy, con una proyección de 11 GWh de almacenamiento.

A continuación, Brasil ocupa el segundo puesto con 171,25 MW de BESS en operación. Según datos de la consultora Greener, en 2024 el país incorporó 269 MWh adicionales, lo que implicó un crecimiento del 29% interanual. Gran parte de esta capacidad abastece sistemas aislados, especialmente en regiones con difícil acceso a la red.

México, El Salvador y Argentina también muestran avances importantes, con 192 MW, 64 MW y 17,5 MW respectivamente. Al mismo tiempo, otros países como Honduras, Perú y República Dominicana han dado pasos iniciales, insertándose en una tendencia regional que se acelera.

El rol estratégico del almacenamiento y sus desafíos

Aunque los números aún estén lejos de los grandes mercados internacionales, los proyectos en funcionamiento ya evidencian su valor estructural.

“El almacenamiento permite suavizar curvas de generación, desplazar carga y ofrecer servicios como regulación de frecuencia o arranque en negro”, explicó Medardo Cadena, autor del informe y asesor del Secretario Ejecutivo de OLADE.

Además de los beneficios técnicos, el almacenamiento contribuye a reducir la dependencia de combustibles fósiles, mejorar la eficiencia operativa y posponer inversiones costosas en infraestructura eléctrica.

En palabras de Cadena, “se trata de una herramienta estratégica que permite transformar los sistemas eléctricos en estructuras más sostenibles y resilientes”.

Sin embargo, los desafíos son múltiples. El primero es regulatorio: en numerosos países, aún no se define si el almacenamiento debe clasificarse como generación, consumo, transmisión o un servicio independiente. A esto se suma la ausencia de mecanismos que reconozcan económicamente los servicios prestados, lo que representa una barrera para el financiamiento privado.

“La falta de reglas claras y estables genera un entorno de alto riesgo e incertidumbre para los inversionistas”, se advierte en el documento.

Por otro lado, los altos costos de capital (CAPEX), la necesidad de adaptar redes eléctricas y la escasez de programas de incentivo específicos limitan la escalabilidad de la tecnología en varios mercados. Frente a este escenario, OLADE recomienda implementar marcos normativos claros, impulsar la inversión en I+D, y promover esquemas de financiamiento innovadores.

En cuanto a la diversificación tecnológica, el documento señala que, si bien los BESS dominan actualmente, otras alternativas cobran fuerza. El almacenamiento por bombeo hidráulico representa aproximadamente el 40% del total instalado en la región, con presencia significativa en Argentina y Brasil. También se exploran tecnologías emergentes como el almacenamiento térmico, el hidrógeno verde y sistemas gravitacionales, aún en etapas iniciales.

Por último, se anticipa un crecimiento sostenido en proyectos híbridos que integren almacenamiento con generación solar o eólica, así como una expansión del modelo descentralizado, especialmente en áreas rurales, insulares o no interconectadas.

“Estas experiencias han abierto el camino para nuevos modelos de negocio, esquemas de financiamiento y reformas regulatorias”, subraya Cadena.

De cara al futuro, la región necesita consolidar una visión estratégica compartida que articule al sector público, la iniciativa privada y los organismos multilaterales.

Tal como sostiene Andrés Rebolledo Smitmans, Secretario Ejecutivo de OLADE, “la integración del almacenamiento debe ser una prioridad si se desea avanzar hacia una transición energética justa y efectiva”.

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La falta de acceso a crédito ha sido una de las barreras más significativas para el desarrollo de proyectos solares en Colombia, incluso cuando estos ya cuentan con viabilidad técnica.

En este contexto, Asomicrofinanzas, Bancóldex, el Fondo Nacional de Garantías y la Asociación Colombiana de Energía Solar (ACOSOL) firmaron un memorando de entendimiento para facilitar la financiación de iniciativas de autogeneración y generación distribuida, principalmente en zonas con necesidades energéticas apremiantes y potencial productivo.

El acuerdo pone especial atención en las microempresas, que representan cerca del 90% del tejido empresarial colombiano y que, por lo general, operan con recursos limitados en sectores como el comercio, la agricultura y los servicios.

Este tipo de proyectos energéticos puede significar una reducción sustancial de costos operativos y un aumento en su competitividad, particularmente en áreas rurales o con infraestructura eléctrica deficiente.

Contempla la financiación de proyectos de hasta 2 MW, sin una capacidad mínima establecida, y sin requerimientos obligatorios de almacenamiento.

“Lo importante es que el proyecto cumpla con la normativa y las especificaciones requeridas”, aclaró el presidente de ACOSOL, Miguel Hernández.

Esto implica, por ejemplo, que las instalaciones deben ajustarse al Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE), así como a las disposiciones vigentes sobre autogeneración y generación distribuida en Colombia, sin que sea obligatorio incorporar almacenamiento u otros componentes adicionales.

En diálogo con Energía Estratégica explica que el acuerdo establece un modelo de colaboración entre entidades públicas y privadas, en el que los recursos serán provistos por Bancóldex, las garantías por el Fondo Nacional de Garantías y la banca tradicional actuará como canal de desembolso, pero con requisitos previamente filtrados.

La iniciativa, conocida como ‘Alianza solar por la transición energética’, se alinea con el objetivo nacional de reducir en un 51% las emisiones de gases de efecto invernadero para 2030, conforme a la Ley de Acción Climática.

¿Cuáles son los detalles del financiamiento?

El próximo 29 de julio, Bancóldex compartirá con los afiliados de ACOSOL las primeras líneas de crédito disponibles. A partir de esa fecha se conformarán mesas técnicas para diseñar nuevas líneas de financiamiento más adaptadas a los perfiles de usuarios.

“Con la firma de este acuerdo damos inicio a la socialización y a partir de ahí conformaremos mesas técnicas que nos permitan diseñar esquemas más eficaces y accesibles de financiación”, describió Hernández.

¿Dónde se aplicará este programa?

El acuerdo tiene como alcance todo el territorio nacional. Serán priorizadas aquellas zonas con alta vulnerabilidad energética y potencial productivo, que serán el foco de las estrategias de despliegue y capacitaciones técnicas lideradas por ACOSOL.

Regiones como la Costa Caribe, los Llanos Orientales y el suroeste colombiano enfrentan altos niveles de interrupciones en el suministro eléctrico, por lo que la energía solar puede representar una alternativa descentralizada, sostenible y resiliente que potencie el desarrollo productivo local.

La articulación entre el sector solar, el ecosistema financiero público y las entidades microfinancieras marca un precedente en Colombia. Este modelo de cooperación busca derribar obstáculos históricos y podría convertirse en referencia regional para replicar en otros países de América Latina.

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La Provincia de Buenos Aires impulsa la expansión del Plan de Generación Distribuida Solar con cinco nuevos proyectos en las localidades de Pipinas (Punta Indio), 16 de Julio (Azul), Pehuen-Co (Coronel Rosales), San Cayetano y Alberti.

Hoy, 25 de julio el Programa de Incentivo a la Generación Distribuida (PROINGED) realizará el llamado a licitación para la instalación de cinco nuevos parques solares fotovoltaicos en el marco del Plan de Generación Distribuida Solar, implementado conjuntamente por la Subsecretaría de Energía del Ministerio de Infraestructura y el Foro Regional Eléctrico de la Provincia de Buenos Aires (FREBA), en un trabajo conjunto con la la Dirección Provincial de Energía para la identificación y selección de las nuevas locaciones.

Los nuevos parques proyectados abarcan potencias que van de 300 kWp a 1 MWp, de los cuales San Cayetano y Pehuen-Co incluirán además acumulación en banco de baterías de litio, dada las particularidades de sus demandas que implican atención de picos de consumo en horarios nocturnos. 

Estos nuevos parques solares se sumarán a los 26 que ya se encuentran en funcionamiento en diferentes puntos de la provincia y al sistema Híbrido de la Isla Martín García, lo que dará como resultado una potencia solar instalada de 11.5 MWp en distintas localidades de la provincia.

Potencias de cada parque

• Pipinas: 300 kWp
• 16 de julio: 300 kWp
• Alberti: 500 kWp
• San Cayetano 400 kWp + acumulación en banco de baterías de litio de entre 800 y 1.000 kWh
• Pehuen- Co: 1000 kWp + acumulación en banco de baterías de litio de entre 2.000 y 3.000 kWh

El objetivo de sumar generación fotovoltaica en la Provincia es ofrecer soluciones energéticas sustentables en localidades que presentan condiciones críticas en la red de distribución eléctrica, especialmente aquellas ubicadas en puntas de línea de distribución. 

Esta estrategia permite:

• Mejorar la calidad del servicio eléctrico local en plazos breves de ejecución.
• Inyectar energía cerca de los centros de consumo, reduciendo pérdidas por transporte.
• Sustituir generación diésel por energía renovable.
• Aumentar la oferta eléctrica para impulsar emprendimientos productivos y el desarrollo local y regional.
• Mejorar la calidad del servicio eléctrico local, en tiempos de ejecución y puesta en servicio menores a las alternativas tradicionales y permitiendo diferir obras de mayor envergadura y plazos de ejecución, como lo son las obras de Alta Tensión.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) publicó un anteproyecto que podría transformar el esquema de permisos de generación en México para proyectos de autoconsumo interconectado de entre 0,7 y 20 MW. Esta nueva normativa habilitaría un trámite simplificado que, según los especialistas, representa una señal clara para el sector industrial, con un impacto directo en la agilización de procesos y la reactivación de inversiones.

«La industria necesita más capacidad ya que las redes están muy limitadas, esta medida es un instrumento que puede fomentar el crecimiento del sector», señaló Paolo Salerno, Managing Partner de SAENERGIA, en diálogo con Energía Estratégica, y aseguró que: esta medida envía señales claras a la industria: “El mercado no está paralizado, sigue avanzando”. 

El objetivo del cambio regulatorio es agilizar los procesos administrativos y facilitar la autorización de proyectos de autoconsumo, una figura clave en un contexto de alta demanda energética. La nueva normativa se alinea con la Ley del Sector Eléctrico y la Ley General de Mejora Regulatoria, que promueven políticas de simplificación administrativa y fortalecimiento de capacidades tecnológicas.

El nuevo esquema firmado por Juan Carlos Solís Ávila, director general de la CNE, es similar al permiso de abasto aislado que existía previamente, pero con una diferencia central: ahora el límite de capacidad está acotado a un rango de 0,7 a 20 megavatios.

El nuevo modelo elimina la necesidad de un permiso tradicional de generación para proyectos en este rango de potencia, lo que permitiría a las empresas acceder a un trámite mucho más ágil. «La gran diferencia con la normativa anterior es la velocidad. Esto va a liberar de una forma más rápida el otorgamiento de permisos», aseguró el representante de SAENERGIA.

Los principales beneficiarios de este cambio serán los parques industriales y el sector manufacturero, que enfrentan actualmente restricciones debido a la limitada capacidad de transmisión y distribución eléctrica. «La industria será el actor que más se va a  favorecer con este reglamento, puede fomentar el aumento de su capacidad y creo que es uno de los sectores que más impulso va a tener en este sexenio», señaló Salerno.

En términos de plazos, el proceso tradicional puede demorar entre 18 y 24 meses aproximadamente. Si bien no hay definición de cuáles serán los tiempos específicos para que la autoridad resuelva las solicitudes, la expectativa con el nuevo esquema es que se minimicen, y  si se lograra reducir a un año, sería un «excelente resultado» bajo la mirada del entrevistado.

Sin embargo, el ejecutivo advirtió que aún falta camino por recorrer. Aunque el anteproyecto fue presentado ante la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER), y aprobado por el Comité Técnico de la Comisión Nacional de Energía el 7 de julio de 2025, entrará en vigor tras la publicación de los nuevos reglamentos del sector eléctrico, la cual se espera para septiembre.

El acuerdo establece requisitos claros para acceder al trámite simplificado: se deberá presentar información técnica del proyecto, diagrama unifilar, plan de financiamiento, acreditación de experiencia en proyectos similares y los resultados del Estudio de Impacto del Centro Nacional de Control de Energía.

Además, para los sistemas de generación intermitente como la eólica o la solar, los desarrolladores necesitan indicar si se cuenta con respaldo propio o contratado, e inyectar energía a la Red Nacional de Transmisión o Redes Generales de Distribución.

Más allá de la simplificación de permisos, la industria pone el foco en la necesidad de fortalecer la infraestructura de transmisión y distribución. En este sentido, la reciente estrategia de fortalecimiento del Sistema Eléctrico Nacional (SEN)  publicada por el Gobierno es vista como un complemento fundamental. «El gobierno está haciendo un esfuerzo importante, pero la industria privada también tiene que ver cómo apoyar. Es fundamental contar con estos documentos estratégicos para tener claridad hacia dónde va el país», apuntó Salerno.

«El anuncio es un mensaje positivo para el sector. Pero hasta que no se publique el reglamento, no hay proceso completo», aclaró.

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En el proceso de calificación de instalaciones de transmisión parece haber una indiscutida sintonía en la industria eléctrica, aún más, incluso el legislador estuvo de acuerdo en que es necesario revisar ciertos aspectos. El Diálogo ACEN “Líneas de transmisión dedicadas y zonales: ¿hay que ajustar el reglamento que las califica?”, que se realizó el 23 de julio, reflejó esa unanimidad con matices por supuesto entre los cuatro gremios directamente involucrados.   

Quizás la más citada fue la palabra estabilidad, cuya falta, según ACEN, se puede convertir en una barrera hacia los clientes elegibles al tomar decisiones. El contexto legal fue abordado en la intervención inicial por Javiera Méndez, socia y directora ejecutiva en Valgesta Legal, quien remarcó que la función y la definición original de las líneas tiene que seguir estando en el centro de la calificación.

“Hoy día no cambia la funcionalidad de una línea zonal, sigue siendo de servicio público, si es que su principal función es abastecer a los clientes en zonas de distribución. Bajo esa lógica, recalificarla cada cuatro años genera una serie de inconvenientes y no se justifica. Lo que está sucediendo es que son los propios clientes regulados elegibles, que hoy día son más dada la baja de umbral a 300 kilos, quienes por optar por tarifas más baratas en generación están cambiando el guarismo de las líneas de uso mixto”, sostuvo Méndez.

Por su lado, Andrés Vicent, Director de Regulación y Estudios en Empresas Eléctricas, comentó que a veces es necesario una recalificación “porque la topología de la red de transmisión cambia. Estamos en un mundo dinámico donde es necesario cada cierto tiempo revisar y pensar, dada la mecánica y las dinámicas del mercado y de los clientes»

«Ahora, con la frecuencia y volatilidad que se está viendo, ahí creemos que no. Todos se ven perjudicados en una recalificación permanente que genera inestabilidad, incertidumbre, volatilidad y eso en la toma de decisiones de las inversiones es aún más complejo”, agregó. 

Según Jorge Candia, Director de Estudios y Regulación en Transmisoras, esto se relaciona con la vocación funcional de las instalaciones de transmisión, “si tengo instalaciones que son calificadas para abastecer demanda regulada, no tiene sentido que cada 4 años se tenga que recalificar según la capacidad instalada de agentes que decidieron entrar al mercado y cambiaron totalmente la posición de agentes incumbentes que no participaron de esa decisión. El problema es la variabilidad que tiene el guarismo para la calificación de esas instalaciones. Por parte de Transmisoras, no nos hace sentido muchas veces que este guarismo dependa por ejemplo de la capacidad instalada y no de la generación real, en un contexto de transición energética donde tenemos mucha generación renovable variable”. 

Añadió que las decisiones que toman los últimos clientes pueden terminar impactando a todo el resto de los clientes incumbentes porque, nuevamente, modifican este guarismo que es variable en el tiempo dependiendo de las decisiones de generación y de la demanda. “Buscamos que la recalificación sea acotada, sea previsible e idealmente sea invariable. Buscamos una previsibilidad y una estabilidad en los umbrales que se utilizan en la recalificación”, enfatizó.

El Secretario Ejecutivo de ACEN, Eduardo Andrade, explicó que el Decreto 10 estableció que aquellas instalaciones que sean utilizadas por clientes libres en más de un 51% pasan a ser instalaciones dedicadas. Antes ese guarismo era 90%, por lo tanto, ello daba más estabilidad a la calificación. “El guarismo no depende de una ley, basta con una definición de alguien que esté inmerso en la redacción del decreto para cambiarlo”.      

Sin duda, según Javier Bustos, Director Ejecutivo de Acenor, “aquí hay un riesgo, una incertidumbre que los actores no lo están pudiendo gestionar y esto genera ineficiencias. Nuestra regulación debería avanzar es no complicarles la vida a los clientes. Coincido en que hay que buscar algún equilibrio que vaya más en la lógica del nuevo sistema eléctrico que tenemos y con foco en las necesidades del cliente”. 

En tanto, Andrade señaló que la visión de ACEN es que la Ley y el Reglamento fueron bastante claros en señalar qué instalaciones tenían que ser de cada uno de estos segmentos. “La Ley dice que pertenecen a estos segmentos aquellas instalaciones que están dispuestas esencialmente. De acuerdo con la Real Academia Española (RAE), dispuestas esencialmente son aquellas cosas que fueron construidas para. No se está hablando del uso posterior, sino que del uso original. Conforme a esa interpretación de la Ley, nuestra posición es que las instalaciones de transmisión zonal fueron construidas para atender a usuarios en servicio público, por lo tanto, independiente del uso posterior de la línea eso es algo invariable. Lo que fue construido para atender a clientes regulados, independiente del uso que se les dé posteriormente, tiene que continuar siendo calificado en esa instancia”.

Más aún, puntualizó que la Ley es clara al señalar que solamente hay una condición bajo la cual puede ser recalificada y se refiere específicamente a instalaciones de transmisión dedicadas que han sido objeto de algún tipo de ampliación, modificación definida por los planes de expansión. En ese caso, tiene que pasar a ser parte de alguno de los otros segmentos ya sea transmisión nacional, zonal o de polo de desarrollo. 

Añadió que la mirada de ACEN “es que la calificación sencillamente no se puede estar recalificando. El día de mañana cuando tengamos niveles de elegibilidad más bajo, ósea niveles de potencia conectada más bajos, este problema se nos va a presentar de nuevo, más allá del ajuste que podamos hacer a este guarismo. Si avanzamos en el mercado libre podría darse en un futuro, usando la metodología actual, que todas las instalaciones pasarían a ser dedicadas”.    

En la oportunidad, remató los comentarios anteriores Paulina Muñoz, Jefa de Gestión de Infraestructura del Departamento Eléctrico de la Comisión Nacional de Energía, quien indicó que para la CNE “el proceso de calificación es un proceso que es necesario que esté contenido dentro de la regulación del sistema».

«Obviamente hay que evaluar y hacer algunas mejoras. Su periodicidad está en Ley, por lo tanto, es difícil de cambiar y creo que vamos a seguir un buen rato con el tema de cada cuatro años. Es evidente que hay que ir revisando la funcionalidad como para qué están dispuestas las instalaciones. Tenemos que reconocer que hay una evolución del sistema, no solamente por la calificación centralizada, sino que también cuáles han sido las decisiones de distintos actores y agentes que están presentes en el mercado. Eso también genera distintas condiciones, situaciones, para un montón de otros agentes. La forma, el guarismo son perfectibles. Tenemos el espacio para hacerlo. Ahora estamos en la modificación del Reglamento”, enfatizó.

Finalmente, Muñoz agregó que “sabemos que hay cosas que son perfectibles y otras que efectivamente se deberá modificar conforme a la Ley 21.721 que fue publicada en diciembre pasado. Reconocemos que acá hay un espacio, tenemos que hacer mejoras en los procesos”.

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Future Energy Summit (FES), prepara nuevas cumbres clave para Brasil, Perú, Colombia y Chile, donde se seguirán analizando oportunidades nuevos negocios en el camino de la transición energética con amplios paneles de debate y espacios exclusivos de networking.

FES continuará su gira 2025 de encuentros de profesionales del sector de las energías renovables tras lo hecho durante el semestre del año con eventos de Argentina, República Dominicana, México y España, que cada uno de ellos reunió a más de 400 líderes de la industria energética.. 

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

Una de los puntos destacados es que todas las cumbres FES tuvieron y tendrán transmisiones virtuales, siendo la única plataforma de eventos que transmite gratuitamente todos sus encuentros a través de su canal oficial de YouTube. 

El objetivo de ello es impulsar el desarrollo de nuevas tecnologías y difundir las últimas novedades de la agenda renovable junto a periodistas especializados; como también conectar empresas y líderes para generar sinergias y networking de más alto nivel.

Por ejemplo, FES Argentina -realizado a fines de febrero- tuvo dos transmisiones en vivo a lo largo de ambos días de evento que suman miles de visitas e interacciones en simultáneo.

Además, dicho encuentro contó con la particularidad de que hubo un streaming con cobertura especial en vivo por parte de Energía Estratégica, unidad de Strategic Energy Corp, por el que pasaron CEOs, directores, expertos en energías renovables y funcionarios gubernamentales, y donde se analizaron los paneles de debate al momento. 

Bajo esa misma es que continuarán los próximos eventos organizados por FES para lo que resta del año. 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 acontecimientos para avanzar en su transición energética, como la subasta de reserva de capacidad con baterías, las concesiones para parques eólicos offshore y las previsiones para las licitación de nueva energía A-5 que se celebrará el 22/8 del presente año. 

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

Perú será el siguiente destino presencial en Latinoamérica, y la primera vez que Future Energy Summit llegará a dicho país. El lunes 29 de septiembre, FES Perú promete una importante convocatoria de stakeholders locales e internacionales, en un contexto de plena expansión de proyectos de generación y transmisión, sumado a la implementación de modificaciones legislativas y reglamentos que motivaría nuevas licitaciones.

Casi un mes más tarde será el turno de FES Colombia, los días 21 y 22 de octubre, quinta edición en el país que 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 solicitudes de puntos de conexión, a la par que se inició un proceso de la 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.

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, incluyendo la participación de sistemas BESS, aceleración de permisos sectoriales y los resultados de licitación de suministro 2025/01 para clientes regulados por 1680 GWh. 

Y tantos esas transmisiones como todas aquellas de FES Argentina, FES Caribe, FES México y FES Iberia quedarán disponibles en el canal oficial de YouTube de Future Energy Summit para que cualquier persona pueda revivir y volver a disfrutar de los más de cientos de disertantes en diversos paneles de debate, en los que se abordaron las perspectivas 2025, el futuro de proyectos renovables, tendencias, tecnologías emergentes y el rol de las mujeres para un virtuoso desarrollo del sector, entre otros puntos.

Para consultas por entradas o patrocinios comunicarse con commercial@strategicenergycorp.com. ¡No se pierda la oportunidad de participar! ¡Nos vemos en FES!

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

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El sector renovable de Chile está a la espera de nuevas licitaciones de suministro a largo plazo para clientes regulados, que aporten previsiones de cara a los próximos años. 

Si bien este año la Comisión Nacional de Energía (CNE) ya tiene prevista una convocatoria de corto plazo por 1680 GWh, para abastecer las necesidades de los clientes regulados a partir de 2027 hasta el cierre del 2030, desde la industria eléctrica aseguran que pronto se reactivarán las subastas para mayores períodos de suministro. 

“La CNE trabaja en licitaciones de largo plazo, con inicio de suministro entre el 2030 y el 2031. Incluso hay un llamado a participar en una mesa de discusión, con el objetivo de perfeccionar las bases y que las licitaciones sean más atractivas para los clientes y generadores”, informaron fuentes del sector en diálogo con Energía Estratégica. 

Y cabe recordar que, según el informe final de licitaciones 2024, existe un volumen total de 20500 GWh a subastar en seis procesos distintos, que se ejecutarían entre 2026 y 2028. Mientras que los proyectos adjudicados deberán entrar en operación y entregar energía a partir de 2029 en adelante, con un cronograma escalonado:

• En la licitación de 2026, se licitarán 1.300 GWh/año para abastecer la demanda desde 2029, 1.000 GWh/año a partir de 2030 y 3.400 GWh/año desde 2031.
• La subasta de 2027 prevé 1.800 GWh/año para 2032 y 7.000 GWh/año a partir de 2033.
• La convocatoria de 2028, se subastarán 6.000 GWh/año con inicio de suministro en 2034.

Estas licitaciones de suministro no sólo apuntarían a cubrir nueva demanda, sino también a reemplazar contratos caídos correspondientes a procesos anteriores, situación que está reconfigurando la planificación energética del país.

Es decir que el proceso incluye un componente particular a comparación de otros años: la relicitación de contratos desistidos por empresas adjudicatarias que decidieron no ejecutar los proyectos por diversos motivos. 

«Por las razones que sean, la CNE hace cobro de la garantía respectiva con la aprobación de las distribuidoras y se da por terminado anticipado el contrato o no iniciado, dependiendo del PPA. Y ese volumen de energía que quedó vacante deberá ser nuevamente licitado», explicaron fuentes del sector renovable.

Una estrategia integral para el mercado eléctrico

Desde la CNE se plantea esta serie de licitaciones como una estrategia integral que servirá de termómetro para conocer el nivel de interés del mercado por los contratos de largo plazo bajo la modalidad de PPA regulados. Aunque los procesos son diferentes entre sí, forman parte de un mismo plan estructurado.

«La idea es que este proceso sirva como un test respecto al apetito que hay con los PPA regulados», aseguraron desde la industria eléctrica. Esto permitirá evaluar cómo responde el mercado a las oportunidades de contratación de suministro a largo plazo, un factor clave para la estabilidad del sistema eléctrico chileno.

En paralelo, la mesa de discusión técnica convocada por la CNE tendrá la misión de revisar y mejorar las bases de licitación, con el objetivo de aumentar la competitividad de los procesos y atraer mayor participación tanto de clientes como de generadores. «Se trata de procesos distintos, pero que pueden ser vistos bajo la misma estrategia», remarcaron las fuentes del sector renovable.

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José Irastorza, business development director de Risen Energy, brindó una entrevista exclusiva en el marco de FES Iberia 2025, uno de los principales foros de discusión técnica y comercial del sector energético iberoamericano, donde reveló los principales avances tecnológicos de la compañía en módulos fotovoltaicos y almacenamiento, con una hoja de ruta clara hacia la alta eficiencia y la flexibilidad operativa para el segmento comercial e industrial.

“Hemos certificado una célula de 30,99% de eficiencia”, subrayó sobre la tecnología que permite el desarrollo de módulos de hasta 850 vatios pico (Wp) por unidad. Este avance se sustenta en la tecnología HJT Tandem con perovskita, una línea iniciada por la compañía en 2018 y que hoy ya comercializa módulos de 735 Wp, con una proyección escalable a partir de 2027.

Aunque mantienen producción en tecnología TopCon para mercados que lo demandan, el ejecutivo aclaró que “la apuesta completa va por la línea del HJT”, reafirmando así la estrategia a largo plazo de Risen Energy basada en eficiencia y diferenciación tecnológica.

Almacenamiento inteligente y soluciones C&I

El desarrollo de almacenamiento energético es el segundo gran eje de la compañía. En este terreno, Risen Energy ha rediseñado sus soluciones para ofrecer mayor densidad energética, eficiencia térmica y modularidad.

“Todos nuestros productos de gran escala han pasado a ser refrigerados por líquido”, afirmó Irastorza, permitiendo comprimir 5 MWh en contenedores de 20 pies, frente a los 40 pies previos.

Entre sus nuevas configuraciones destacan:

• Cabinas de 836 kWh para dos horas de respaldo.

• Un contenedor de 3,76 MWh para aplicaciones de una hora.

• El sistema Stackable, una solución modular de entre 42 y 120 kWh, diseñada especialmente para el mercado comercial e industrial (C&I).

Además, Risen Energy ofrece dos versiones all-in-one que integran PCS y protecciones, adaptándose a las distintas necesidades industriales.

“Tenemos una solución que reconecta en menos de 20 milisegundos para que no haya ningún pestañeo en la industria”, destaca el ejecutivo sobre las aplicaciones más sensibles a interrupciones eléctricas.

La compañía también ha innovado en los modelos de mantenimiento y garantías. Su Long Term Service Agreement (LTSA) ha sido optimizado, junto con una nueva garantía flexible basada en ciclos de uso, que se ajusta a las necesidades reales del cliente.

“El cliente español hoy no tiene claro cuál es la forma en la que va a capturar la mayor rentabilidad sobre su batería”, explica Irastorza, motivo por el cual buscan evitar ataduras contractuales inflexibles.

Europa y LATAM: expansión desde Madrid

Desde su base europea, Risen Energy coordina una estrategia de expansión en múltiples mercados clave, de modo que la compañía se ha preparado desde 2023 para abordar todos los mercados de LATAM y Europa desde Madrid.

En Europa, la empresa está activa en España, Portugal, Italia, Grecia, Irlanda, Benelux y Europa del Este, mientras que en América Latina tiene proyectos en Brasil, Chile y México, además de conversaciones en curso en otros países de la región.

No obstante, el ejecutivo reconoció que el crecimiento aún enfrenta obstáculos, principalmente la falta de marcos regulatorios y mecanismos de financiación que permitan avanzar más rápidamente en los desarrollos.

“De todo modos, siempre hay novedades en los clientes que te abren los ojos y alimentan el pensamiento”, afirmó el business development director, en referencia a los aprendizajes obtenidos en foros internacionales.

Dale play al video para ver la entrevista completa con José Irastorza de Risen

👉 Ver en YouTube: https://www.youtube.com/watch?v=Gx8LBnXCpRo

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El próximo 29 y 30 de julio, Montevideo será sede del XI Congreso LATAM Renovables “EnergIA Inteligente”, uno de los encuentros más influyentes del sector energético regional, organizado por la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER). 

El evento contará con la participación del recientemente electo presidente de Uruguay, Yamandú Orsi, en una señal clara del respaldo político que tendrá esta nueva edición, llamada a marcar hitos en la planificación energética del país y de América Latina.

“LATAM Renovables ya es un clásico, un punto de encuentro en el sector. Como cada año, nos juntamos actores del sector público, privado, académico y de la sociedad civil para confluir en un espacio de diálogo”, indicó Diego Oroño, presidente de AUDER, en diálogo con Energía Estratégica. 

El Congreso, que ha funcionado históricamente como espacio para anuncios oficiales y balances de gestión, se posiciona este año como una plataforma fundamental para abordar la necesidad de definir una hoja de ruta clara para la incorporación de nueva capacidad renovable en Uruguay. Con un modelo energético que ya alcanza un altísimo porcentaje de generación limpia, el país se enfrenta ahora al desafío de consolidar esa base con nuevas tecnologías y marcos regulatorios adecuados.

“El foco principal de este año se vincula con la inteligencia artificial (IA) y la energía. Ahí estamos dando una mirada de dos ejes. Por un lado, el potencial que tiene la IA como motor para generar una transición energética con las garantías de justicia y eficiencia que necesitamos. Por el otro, (1:06) los desafíos que implica, como el consumo de energía que le conlleva al sector energético un desafío adicional”, explayó Oroño. 

Entre las figuras destacadas que formarán parte de las jornadas se encuentran la ministra de Industria, Energía y Minería, Fernanda Cardona; el ministro de Ambiente, Edgardo Ortuño; y las presidentas de UTE y ANCAP, Andrea Cabrera y Cecilia San Román, respectivamente, quienes aportarán su visión sobre el momento actual del sector y los próximos pasos para fortalecer la transición energética.

Además, el evento contará con la participación del ex ministro de Industria, Energía y Minería, Omar Paganini, quien ofrecerá una mirada internacional sobre los desafíos y oportunidades del sistema energético latinoamericano, en un contexto donde la integración regional, la seguridad energética y la competitividad ganan protagonismo.

Hidrógeno, generación distribuida y un debut estratégico

Uno de los ejes centrales del Congreso será el debate sobre proyectos vinculados al hidrógeno verde, una de las grandes apuestas del país para posicionarse como proveedor clave de energía limpia a nivel global. 

Junto a esta temática, se analizarán avances en generación distribuida, estrategias para ampliar la participación ciudadana en la producción de energía, y propuestas concretas sobre cómo mejorar los marcos regulatorios para facilitar nuevas inversiones.

En esta edición, y por primera vez en la historia del Congreso, se incluirá un panel exclusivo sobre almacenamiento con baterías, una tecnología considerada crucial para optimizar el uso de energías intermitentes como la solar y eólica. En un país donde más del 90% de la matriz eléctrica proviene de fuentes renovables, el almacenamiento representa el siguiente paso lógico para robustecer la estabilidad del sistema y maximizar el aprovechamiento de la energía generada.

Movilidad eléctrica: una prioridad estratégica

Uruguay ha logrado consolidarse como uno de los países líderes de América Latina en movilidad eléctrica, tanto por su marco normativo como por su desarrollo tecnológico. Por eso, el Congreso LATAM Renovables dedicará un par de paneles al análisis del estado actual de la movilidad sostenible, con la presencia de actores clave del sector público y privado.

Se debatirá sobre el impacto de la regulación vigente, los desafíos pendientes para ampliar la infraestructura de carga, y se presentarán proyectos innovadores que ya están en curso. En paralelo, se desarrollará un showroom de vehículos eléctricos, ofreciendo a los asistentes la posibilidad de conocer de cerca las nuevas tecnologías disponibles.

Diversidad, liderazgo joven y mirada de género

Otro de los momentos relevantes del encuentro será la apertura del V Congreso World Energy Council – Capítulo Uruguay, donde se destacará el programa nacional “Future Energy Leaders Uruguay: Representantes de FEL 100”, una iniciativa que promueve el liderazgo joven en el sector energético a nivel global.

En línea con este enfoque inclusivo, también se realizará una actividad impulsada por la Asociación Uruguaya de Mujeres en Energía, cuyo objetivo es fomentar la incorporación de mujeres en el sector energético, así como en carreras vinculadas a la ciencia y la tecnología. Esta participación refuerza el compromiso del evento con una transición energética justa, diversa e inclusiva.

Con una agenda cargada de temas estratégicos y la presencia de las máximas autoridades nacionales, el Congreso LATAM Renovables se perfila como un espacio esencial para debatir, consensuar y trazar el futuro energético de Uruguay. Las discusiones no solo girarán en torno a las necesidades del presente, sino que también buscarán proyectar el país hacia los próximos desafíos: descarbonización del transporte, integración regional, exportación de energía limpia y consolidación de la seguridad energética.

En tiempos de transición global, el rol de Uruguay como ejemplo regional será analizado a fondo en este foro, que promete dejar definiciones clave para el mediano y largo plazo.

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El sector energético de Argentina sufrió un nuevo revés en un área clave: Osvaldo Rolando presentó la renuncia como interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE). 

La renuncia se dio el pasado miércoles 23 de julio ante el secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, y la secretaria de Energía de la Nación, María del Carmen Tettamanti. Y su salida se debe a “motivos estrictamente personales”, según informaron desde la cartera energética nacional y será efectiva a partir del 1 de agosto. 

Es decir que se irá luego de orientar el proceso Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) de los contratos de concesión de Edenor, Edesur, Transener y otras transportistas, lo que derivó en aumento de tarifas eléctricas y propuestas para mejorar el servicio. 

Lo que sorprende es que la renuncia llegó a menos de un año desde que asumió el cargo, ya que a fines de octubre del año pasado sustituyó a Darío Arrué como interventor del organismo con el aval de Daniel González y en medio de una seguidilla de cambios en áreas claves del sector energético de Argentina.

Y cabe recordar que el ahora ex N°1 del ENRE posee más de cuatro décadas en el sector eléctrico, incluyendo la presidencia en la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA) entre 2011 y 2015 y la titularidad de la Subsecretaría de Energía Térmica, Transporte y Distribución Eléctrica de la Nación entre 2015 y 2017.

Incluso, antes de ser confirmado como interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad fue uno de los principales asesores de la vicepresidencia de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA), en aquel entonces bajo la nómina de Mario Cairella, quien dejó dicho puesto en marzo del presente año (ver nota). 

Además, la salida del organismo que controla a las generadoras y transportistas de electricidad de todo el país -y a las distribuidoras Edenor y Edesur- se da pocos meses antes de la creación del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, producto de la unificación de ENRE con el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), conforme al Decreto 452/2025

Y el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad funcionará bajo la órbita de la Secretaría de Energía y será dirigido y administrado por un Directorio integrado por cinco miembros: presidente, vicepresidente y tres vocales, todos designados por el Poder Ejecutivo Nacional. 

Bajo ese contexto, todavía se desconoce quién reemplazará a Osvaldo Rolando como interventor del organismo o si su salida acelerará la unificación entre ENRE y ENARGAS para dar lugar a la nueva entidad que controlará y deberá dar cumplimiento a las obligaciones de la industria eléctrica y del gas natural. 

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ENGIE Chile festejó la puesta en marcha de tres parques de generación y almacenamiento de energía limpia, así como también anunció un importante hito para continuar construyendo un futuro más sostenible.

Se trata del inicio de construcción del Parque Eólico Pampa Fidelia, un nuevo proyecto que contará con 51 aerogeneradores, que sumarán 306 MW de capacidad, que será inyectada al Sistema Eléctrico Nacional.

Ubicado en la Reserva Eólica de Taltal, esta iniciativa podrá abastecer el equivalente a 300.000 hogares del país con energía 100% renovable, una vez que entre en operación comercial en el primer semestre de 2027. Esto contribuirá significativamente a la reducción de 91 mil toneladas de emisiones de CO2 al año.

“Solo en 2025 hemos logrado conectar 468 MW de energía verde a la matriz energética del país y hoy estamos contentos de celebrar este gran logro para nuestra compañía así como también para Chile anunciando un nuevo proyecto: el Parque Eólico Pampa Fidelia. Todo este trabajo es clave en nuestra ambición de contar con una capacidad instalada de 3.5 GW en 2027, de los cuales más de un 60% serán de energía renovable y almacenamiento. Nuestra transformación, de la mano de la salida del carbón, es mucho más que un plan, es una realidad”, sostuvo Juan Villavicencio, Managing Director Renewables & Batteries de ENGIE Chile y quien asumirá la Gerencia General de la compañía el próximo 1 de agosto.

Más energía renovable para Chile

En el evento, denominado “Más energía renovable para Chile”, la compañía celebró la entrada en operación comercial de BESS Tamaya, Parque Eólico Kallpa y BESS Capricornio. En conjunto, estos tres sitios ubicados en la región de Antofagasta y que fueron conectados al sistema durante este primer semestre de 2025, suman 468 MW de capacidad instalada.

La ceremonia fue liderada por Rosaline Corinthien, CEO de ENGIE Chile; y Juan Villavicencio, Managing Director Renewables & Batteries de ENGIE Chile; y contó con la presencia de la Seremi de Energía de la región de Antofagasta, Dafne Pino; la Seremi (S) de Salud, Leonor Castillo; la Seremi de Agricultura, Karina Araya, el alcalde de Antofagasta, Sacha Razmilic; el alcalde de Taltal, Mario Acuña; el alcalde de Mejillones, Marcelino Carvajal; entre otras autoridades regionales, locales, representantes de la comunidad y ejecutivos de la compañía.

“En pocos años hemos transformado radicalmente el portafolio de ENGIE Chile. En 2018 contábamos con un 1% de capacidad instalada en energías renovables y hoy en 2025 esa cifra se ha incrementado a un impresionante 45%. Nos hemos alejado gradualmente de la generación de carbón, hemos expandido significativamente nuestra huella de energía limpia y surgido como líderes en soluciones de almacenamiento de energía. Esta transformación ha sido impulsada por un profundo respeto por las personas y su entorno, construido a través de un diálogo continuo y significativo con las comunidades”, expresó Rosaline Corinthien. 

«Hoy como región y país celebramos un avance concreto en nuestra ruta hacia la descarbonización: la entrada en operación comercial de tres proyectos emblemáticos. Para el Gobierno del Presidente Gabriel Boric, la convicción es clara; la transición energética debe ser Socioecológica Justa. Una transición que no solo transforme la forma en que generamos energía, sino también los territorios; que respete la historia, la cosmovisión y los derechos de las comunidades a ser protagonistas del desarrollo. Una transición que impulse el empleo, la formación, los encadenamientos productivos y que, por sobre todo, no deje a nadie atrás”, dijo Dafne Pino.

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El gobierno de Colombia publicó a consulta ciudadana el proyecto de decreto que crea la Licencia Ambiental Solar para proyectos de energía solar (LASolar), aplicable a instalaciones con capacidades entre 10 y 100 megavatios (MW). El documento fue elaborado por la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), en articulación con el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible y bajo la orientación del presidente de la República. También cuenta con su respectiva memoria justificativa.

“El cuidado de la naturaleza es una responsabilidad irrenunciable, y la lucha contra la crisis climática, una urgencia inaplazable. La justicia ambiental es un compromiso con la vida, con los territorios y con las generaciones futuras. Con la LASolar, avanzamos hacia un licenciamiento ambiental estratégico, racional y participativo, alineado con la Transición Energética Justa”, señaló la directora general de la ANLA, Irene Vélez Torres.

La medida busca optimizar el procedimiento de licenciamiento para proyectos de bajo impacto ambiental, reduciendo tiempos y mejorando la calidad de la información técnica. También incentiva a los usuarios a optimizar el diseño de sus proyectos y a acortar los tiempos de elaboración de los estudios de impacto ambiental. Como instrumento estratégico para el sector de renovables, la LASolar reconoce el carácter de utilidad pública y beneficio social de estas actividades, y contribuye a acelerar el desarrollo de energía limpia en Colombia.

Gracias a la experiencia y capacidades tecnológicas del Centro de Monitoreo Ambiental de la ANLA, la entidad podrá desempeñar un rol más activo en la etapa de preparación de los proyectos, emitiendo Términos de Referencia Específicos y suministrando información útil para la elaboración de los Estudios de Impacto Ambiental.

Con la LASolar, la ANLA contará con plazos definidos: tras la radicación, tendrá 5 días hábiles para verificar los documentos y emitir el auto de inicio; luego, dispondrá de 10 días hábiles para requerir información adicional si es necesario. El solicitante tendrá hasta 30 días hábiles para responder, con posibilidad de prórroga. Finalmente, una vez recibida esa información, la ANLA contará con 10 días hábiles para pronunciarse sobre la viabilidad y emitir la respectiva decisión.

Este nuevo esquema permitirá reducir en un 70% el tiempo en el trámite de licenciamiento ambiental ante esta autoridad. Además, se consolida como un mecanismo institucional que aporta de manera directa al cumplimiento de los compromisos internacionales adquiridos por Colombia frente al cambio climático, particularmente en el marco de su Contribución Nacionalmente Determinada (NDC).

El proyecto también promueve mecanismos de asociatividad con comunidades locales y gobernanza social para las transferencias del sector eléctrico. Se enmarca en las disposiciones del Plan Nacional de Desarrollo 2022–2026, que promueve la democratización de la energía, la participación de las comunidades en el desarrollo de proyectos sostenibles y el fortalecimiento institucional en torno a la transición energética.

La ANLA reafirma su compromiso con una transición energética justa, eficiente y territorialmente equilibrada.

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Panamá da el primer paso concreto en su estrategia de transición energética con la apertura de la licitación LPI ETESA 01-25, convocatoria destinada a 135 MWEq de volumen de energía y 35 MW de potencia.

Este proceso busca contratar suministro de energía y potencia firme, exclusivamente proveniente de nuevas instalaciones eólicas e hidroeléctricas, con entrada en operación a partir del 1 de enero de 2029 y contratos PPA con una vigencia de hasta 20 años.

La Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA), responsable de gestionar la convocatoria, invita a empresas locales e internacionales a presentar sus propuestas en esta competencia, que representa la primera etapa operativa del cronograma plurianual de subastas eléctricas anunciado por el gobierno panameño.

«La publicación de este cronograma marca un punto de inflexión en la forma en que Panamá planifica el crecimiento de su parque generador», enfatiza Juan Manuel Urriola, Secretario Nacional de Energía de Panamá, en diálogo con Energía Estratégica.

La licitación pública para hidroeléctricas y eólicas estará abierta hasta el 30 de octubre (fecha en que se hará la apertura de sobres) y el 12 de noviembre se revelarán los resultados preliminares, aunque las ofertas estarán en evaluación hasta el 20/11.

Mientras que la resolución de adjudicación se publicará el 22 de diciembre y, de no haber objeciones o comentarios que retrasen el sector, la adjudicación firme será el 5 de enero de 2026 y la firma de contratos se llevará a cabo hasta el 24 de febrero de dicho año.

Contratos a largo plazo y exigencias técnicas claras

Un aspecto destacado del pliego LPI ETESA 01-25 es la extensión de los acuerdos hasta 2048, lo que otorga previsibilidad tanto al sistema eléctrico como a los desarrolladores. La convocatoria se divide en dos categorías:

• Renglón 1: Energía proveniente de nuevas plantas eólicas e hidroeléctricas con regulación menor a 90 días.

• Renglón 2: Potencia firme, exclusivamente para nuevas centrales hidroeléctricas bajo los mismos parámetros.

«Los contratos a corto plazo no permiten recuperar adecuadamente la inversión en nuevos proyectos, y eso termina reflejándose en precios más altos para el consumidor», advierte Urriola.

Según explica, al ampliar el horizonte contractual a dos décadas, se logra diluir el costo inicial de los proyectos, lo que genera tarifas más competitivas y predecibles. Este enfoque no solo facilita la planificación financiera, sino que también reduce el riesgo asociado al desarrollo de infraestructura renovable, estimulando la llegada de capital internacional.

Por otro lado, la licitación impone requisitos técnicos estrictos para asegurar la confiabilidad del sistema. Solo podrán participar proyectos que cuenten con licencia definitiva o contrato de concesión otorgado por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

«La primera licitación se enfoca en nuevas centrales eólicas e hidroeléctricas con entrada en operación en 2029«, aclara el funcionario.

Además, se exige que los aerogeneradores cuenten con certificación internacional tipo IEC 61400-1 y que las turbinas eólicas correspondan a tecnologías tipo 3 o 4, con capacidad de control de voltaje y regulación de potencia real y reactiva, conforme al Código de Redes Eólico de Panamá.

El proceso también considera la sincronización con la expansión de la red de transmisión, a cargo de ETESA, garantizando así una integración ordenada de los nuevos proyectos.

Seguridad energética y participación internacional

Una de las decisiones más relevantes del diseño de esta licitación es la exclusión, en esta etapa, de la tecnología solar fotovoltaica. Aunque se reconoce su creciente competitividad en precios, el gobierno prioriza por ahora las fuentes capaces de brindar cobertura durante las 24 horas del día.

«En esquemas abiertos, la alta competitividad del solar fotovoltaico puede llevar a que toda la adjudicación se concentre en esta tecnología, lo que dejaría sin cobertura los periodos en los que no hay generación solar, como las noches», explica Urriola.

No obstante, el cronograma nacional ya prevé una convocatoria exclusiva para energía solar en 2026. De esta forma, se garantiza su incorporación progresiva sin comprometer la estabilidad del sistema.

El proceso LPI ETESA 01-25 abre una oportunidad tanto para compañías panameñas como para actores internacionales interesados en el mercado eléctrico del país.

«Esperamos una participación dinámica de empresas locales con experiencia en proyectos renovables, así como el ingreso de nuevos inversionistas regionales y globales interesados en el mercado panameño», afirma.

La posibilidad de presentar ofertas a través de consorcios o asociaciones accidentales fomenta la cooperación entre empresas, facilita la transferencia tecnológica y contribuye a la creación de empleo. Los participantes deberán presentar una fianza de 25.000 dólares por cada MW ofertado, además de acreditar su capacidad técnica y financiera, incluyendo experiencia en operación y mantenimiento de parques eólicos o centrales hidroeléctricas.

Esta primera licitación se inscribe en el Cronograma Anual de Licitaciones Eléctricas, un instrumento que dota al mercado panameño de previsibilidad y orden en la expansión de su matriz energética. Entre 2025 y 2028, se prevé realizar al menos cinco procesos competitivos que permitirán incorporar más de 2.700 MW de capacidad nueva, de acuerdo con cifras oficiales.

«Desde el punto de vista energético, el cronograma establece un camino claro para la incorporación de nuevas capacidades renovables —eólica, hidroeléctrica, solar y respaldo— de manera ordenada, técnica y complementaria», concluye Urriola.

Con esta licitación, Panamá inicia una etapa clave para acelerar la descarbonización de su matriz y consolidar un sistema eléctrico más resiliente, competitivo y sostenible.

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En una entrevista exclusiva en el marco de Future Energy Summit (FES) Iberia 2025, Alejandro Ramos, Sales Director Spain & Latam de Schletter, detalló la estrategia global y regional de la empresa. El proveedor internacional de estructuras metálicas para energía solar busca reforzar su presencia en Europa, especialmente en la península ibérica, y expandirse con fuerza en América Latina.

“Nuestro objetivo principal es consolidarnos en Reino Unido, Francia, Holanda y Alemania, donde ya tenemos una posición sólida, pero también queremos extrapolar ese modelo al mercado de Iberia”, manifestó Ramos.

En cuanto al mercado ibérico, el ejecutivo reconoció que los desafíos regulatorios y la madurez del sector hacen que el avance sea más pausado en comparación con otros países europeos. “Todos sabemos lo que sucede en Iberia, que es un poco más complicado. Quizás al ser un mercado más experto, las cosas van un poco más lentas”, comentó.

Sin embargo, Schletter ha identificado un nicho estratégico en inversores y desarrolladores provenientes de Holanda y Alemania interesados en desplegar proyectos solares en España. “Hemos encontrado una muy buena sinergia con ellos y queremos desarrollar ese potencial”, agregó el directivo.

En Latinoamérica, la compañía sigue avanzando en su estrategia de expansión con el mismo modelo de soluciones llave en mano, apostando por la personalización y la rapidez de instalación. La empresa está atenta a las tendencias en sistemas de seguimiento solar y la adaptación de estructuras a las particularidades geográficas de la región.

Schletter no solo ofrece el suministro de soluciones avanzadas para proyectos fotovoltaicos en suelo, sino también un servicio integral de ingeniería, que incluye el diseño y la implementación de estructuras adaptadas a cada proyecto. “Contamos con una ingeniería de desarrollo que se encarga de la especialización de cómo implementar esas estructuras metálicas en el suelo”, explicó el ejecutivo, quien remarca que el foco está en facilitar al cliente una solución completa.

En ese sentido, Schletter ha comenzado a ofrecer también la instalación directa de sus estructuras, una estrategia que busca “facilitar la vida de nuestros clientes desarrolladores”, apuntó el directivo. Esto representa un movimiento estratégico clave para diferenciarse en un mercado altamente competitivo.

Dale play al video para ver la entrevista completa con Alejandro Ramos de Schletter

👉 Ver en YouTube: https://youtu.be/2KpszSus5GA

Uno de los aspectos destacados por la compañía es la capacidad de sus sistemas para mejorar la bancabilidad de los proyectos solares. “El retorno de la inversión de nuestra estructura es uno de los mayores del mercado”, sostuvo Ramos, haciendo hincapié en los bajos costes de contingencia y en un mantenimiento prácticamente nulo.

Además, Schletter ha ampliado sus garantías estructurales y anticorrosión sin que eso afecte al coste inicial del proyecto, un elemento crucial para los desarrolladores e inversores, según apuntó el representante de la compañía.

Actualmente, la empresa desarrolla sistemas de inclinación fija, diseñados para facilitar la instalación rápida en todo tipo de terreno, con cargas elevadas, durabilidad garantizada por acero pre-galvanizado y revestimientos adaptados a cada entorno. Estos sistemas se fabrican optimizados para lotear el transporte y reducir el coste nivelado de electricidad (LCOE), además de requerir un mantenimiento mínimo.

Asimismo, la compañía apuesta por el desarrollo de tecnologías específicas para agri‑PV, un segmento en crecimiento que combina producción agrícola con generación fotovoltaica. Los sistemas están diseñados para minimizar el impacto en el suelo, permitiendo la coexistencia de cultivos y paneles.

Finalmente, Ramos subrayó que la clave de la estrategia de Schletter es ofrecer un producto robusto, fiable y rentable a largo plazo. “Al ver que nuestras contingencias son básicamente nulas, hemos podido tomar más riesgos y reducir el coste inicial de nuestra estructura. Así ayudamos al cliente a tomar la decisión correcta y trabajar con nosotros”, concluyó.

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La Ley Marco de Permisos Sectoriales de Chile está lista para su promulgación tras ser aprobada por la Sala de la Cámara de Diputadas y Diputados. La normativa permitirá disminuir considerablemente los plazos de permisos sectoriales, simplificando y modernizando los procesos administrativos, sin flexibilizar los estándares regulatorios vigentes.

“La reducción de los tiempos de tramitación de permisos será del 30% a 70%, siendo el 30% en aquellos proyectos más complejos y hasta 70% para las obras más simples”, resaltó Felipe Andrade, sugerente de Regulación, Legal y Gestión Socioambiental de Redinter en Chile, empresa que gestiona en total más de 7.600 kilómetros de líneas de transmisión en Chile, Perú y Brasil.

“Por lo tanto, la nueva normativa impactará directamente en una tramitación más expedita, sin obstáculos, sin detenimientos adicionales, lo que significa incentivo a la inversión en Chile”, agregó en diálogo con Energía Estratégica. 

La ley contempla la creación de una ventanilla única digital para monitorear permisos y plazos máximos, junto a la implementación de comités regionales encargados de revisar procedimientos específicos, lo que permitirá destrabar proyectos que hoy están detenidos por cuellos de botella administrativos, como por ejemplo requisitos poco claros o discrecionales.

Desde Redinter subrayaron que la transmisión eléctrica es un eslabón crítico en este proceso, ya que habilita el transporte de la energía renovable desde las zonas de generación hacia los centros urbanos e industriales. 

“Nuestras instalaciones están emplazadas en regiones estratégicas para las renovables como Tarapacá, Arica y Parinacota, Tocopilla y Atacama. Por eso esta ley es fundamental para que podamos acompañar el desarrollo del sector”, destacó el subgerente.

El impacto económico de la nueva Ley Marco de Permisos Sectoriales también es significativo, ya que según los cálculos compartidos por la compañía, “podría generar un aumento de 2,4 puntos en el PIB de Chile en un período de 10 años”, gracias al destrabe de inversiones en infraestructura. 

“Esto incentiva directamente la inversión y el desarrollo, aportando crecimiento económico y empleo”, enfatizó Andrade, considerando que hasta ahora, los proyectos de transmisión eléctrica han enfrentado múltiples obstáculos regulatorios, incluyendo la falta de criterios uniformes y la duplicidad de procesos generan incertidumbre y retrasos injustificados.

Y uno de los puntos clave de la normativa es que no flexibiliza los controles ambientales ni los procesos de consulta a comunidades, por lo que los proyectos deberán cumplir con las mismas exigencias socio ambientales, pero sin enfrentarse a barreras burocráticas adicionales que no aportan valor al proceso.

“Es muy importante tener en cuenta que esta ley no descuida la administración ambiental ni las obligaciones con las comunidades. Los estándares se mantienen, pero se eliminan las trabas innecesarias”, aclaró el sugerente de Regulación, Legal y Gestión Socioambiental de Redinter en Chile.

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Durante el panel de apertura “Oportunidades de Financiación para América Latina y el Caribe” de la VII Reunión Ministerial de Energía de la CELAC 2025, Félix Fernández-Shaw, explicó el interés de la Unión Europea en desarrollar las energías renovables en la región, destacando la necesidad de avanzar en integración eléctrica y transferencia tecnológica.

“La UE quiere aportar una asociación para la inversión, para la transición energética latinoamericana y del Caribe”, declaró el Director de la Dirección General de Asociaciones Internacionales (DG INTPA) de la Comisión Europea. 

Asimismo, detalló que esta estrategia contempla tanto financiación reembolsable como no reembolsable, además de asistencia técnica en regulación, integración y generación eléctrica.

La iniciativa incluirá también una propuesta de interconexiones que se presentará en la cumbre CELAC-UE en Santa Marta el 10 de noviembre, con apoyo de OLADE y el Gobierno colombiano.

Según el directivo, Colombia es un caso ejemplar en la región: “El 88% de la generación renovable conectada al sistema en este país está producida por empresas de la Unión Europea”.

Además, anticipó que tienen previsto invertir 20000 millones de dólares adicionales en renovables en el país. La apuesta contempla también la transferencia de experiencia en integración eléctrica y descarbonización. 

Desde la OLADE, el Secretario Ejecutivo Andrés Rebollo aportó cifras contundentes: En un escenario de carboneutralidad al 2050, América Latina y el Caribe requeriría un financiamiento en energía renovable de 400 mil millones de dólares. Pero si se suman transmisión, almacenamiento y seguridad del sistema, el monto asciende a 930 mil millones de dólares.

Sin embargo, la gerente del programa ESMAP, Gabriela Elizondo Azuela, alertó que América Latina enfrenta uno de los costos de capital más altos del mundo, con un estimado tres veces superior al de los países de la OCDE, como en el caso de México y Brasil.

“Es necesario estructurar plataformas de mejoramiento crediticio y de reducción de riesgos que atraigan capital privado para proyectos de infraestructura renovable”, sostuvo Elizondo.

Mientras que desde el Grupo Banco Mundial están trabajando en soluciones financieras combinadas, incluyendo la Agencia Multilateral de Garantías de Inversión, con experiencias ya en México, Brasil y el Caribe.

El BID, por su parte, hace lo propio en Colombia con el desarrollo de una plataforma país que articule distintas fuentes de financiamiento para energía y electromovilidad.

“Estamos financiando generación solar junto a la banca de desarrollo FDN y mecanismos como BID Clima que movilizan capital privado”, indicó Thomas Serebrisky, especialista en infraestructura del organismo, quien también subrayó que apoyan con préstamos de inversión para focalización de subsidios y la promoción de garantías contra riesgos regulatorios y tarifarios.

Desde el Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF), el director regional Ángel Eduardo Cárdenas enfatizó que la clave está en la preparación de proyectos renovables bancables. Incluso, CAF trabaja con empresas públicas y gobiernos subnacionales para estructurar iniciativas en energía y están promoviendo instrumentos financieros innovadores, como canjes de deuda por clima y préstamos con bonificaciones por cumplimiento de indicadores ASG. Además, se destacó la importancia del financiamiento de políticas públicas para acompañar los procesos de transición regulatoria necesarios para atraer inversión privada.

La interconexión Colombia-Panamá y otras iniciativas regionales fueron destacadas como claves para consolidar mercados renovables regionales. Sin embargo, los expertos coinciden en que se requiere voluntad política, convergencia regulatoria y coherencia entre países para concretarlas. 

Como conclusión general del panel, se destacó que América Latina y el Caribe enfrentan retos estructurales profundos para viabilizar inversiones en renovables, entre ellas la fragmentación normativa entre países, la falta de estabilidad regulatoria y la escasez de marcos legales robustos dificultan la movilización de capital privado.

A esto se suma la limitada capacidad de preparación de proyectos, especialmente a nivel subnacional, donde muchas iniciativas carecen de estudios técnicos, financieros y ambientales que las hagan bancables. Por lo que ell desafío no solo radica en el financiamiento disponible, sino en construir las condiciones para que este se traduzca en infraestructura concreta y sostenible. 

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Growatt, un proveedor líder mundial de soluciones de energía solar distribuida y almacenamiento de energía (ESS), ha asegurado posiciones destacadas en el ranking global de inversores fotovoltaicos 2024, consolidando su liderazgo en el sector de la energía solar y demostrando su sólido desempeño en segmentos clave del mercado. Según el último informe, Growatt ocupa las posiciones:

• N.º 1 global como proveedor de inversores fotovoltaicos residenciales
• Top 3 global en inversores híbridos
• Top 5 global en inversores fotovoltaicos comerciales

Estas clasificaciones se basan en el recién publicado 2024 PV Inverter Market Tracker de S&P Global Commodity Insights, una autoridad líder en inteligencia del mercado solar mundial. Los resultados marcan un avance respecto al desempeño de Growatt en 2023, cuando fue reconocido como el N.º 2 en inversores fotovoltaicos residenciales y Top 5 en el ranking global de inversores fotovoltaicos.

“Ser reconocidos por S&P Global como la principal marca de inversores solares en 2024 —especialmente como el proveedor N.º 1 de inversores fotovoltaicos residenciales a nivel global— es un verdadero honor”, afirmó Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt. “Este logro es un testimonio de las sólidas alianzas, la confianza de los usuarios y la dedicación incansable de nuestro equipo global». 

Empoderando a millones con soluciones solares inteligentes y confiables

Como marca líder en inversores solares, Growatt ofrece un portafolio integral de soluciones de energía solar, incluyendo inversores híbridos, sistemas solares residenciales y comerciales, y soluciones inteligentes de almacenamiento de energía. Growatt suministra soluciones energéticas inteligentes a clientes en más de 180 países, brindando energía limpia a millones de hogares y negocios en todo el mundo, y ayudándoles a adoptar una energía independiente, sostenible y rentable.

• En el segmento residencial, los inversores de Growatt son reconocidos por su fiabilidad, alta eficiencia y funciones avanzadas de monitoreo, convirtiéndose en la elección preferida de los propietarios.
• Como uno de los principales proveedores de inversores híbridos, Growatt ofrece sistemas que integran perfectamente la generación solar con el almacenamiento de energía, brindando a los usuarios mayor control, capacidad de respaldo y resiliencia energética.
• Para el mercado comercial e industrial (C&I), Growatt continúa expandiendo su alcance con soluciones de inversores solares confiables para empresas, ayudándolas a reducir costos energéticos y acelerar sus objetivos de neutralidad de carbono.
• Los sistemas de almacenamiento de energía (ESS) de Growatt, diseñados tanto para uso residencial como comercial, se combinan perfectamente con los inversores solares para proporcionar independencia de la red y soluciones energéticas adaptables a cualquier escenario.

Gracias a nuestra comunidad global

Growatt expresa su más sincero agradecimiento a sus socios, distribuidores, empresas EPC, instaladores y usuarios globales, cuyo apoyo y confianza han hecho posibles estos logros. Desde los equipos técnicos en terreno hasta los socios regionales de ventas y servicio, este éxito pertenece a todos los que trabajan por expandir el acceso a la energía limpia.

“Este hito pertenece a nuestra red global. Juntos estamos dando forma a un futuro más sostenible y resiliente energéticamente», declaró David Ding, CEO de Growatt.

Compromiso con la innovación, el servicio y la sostenibilidad

Growatt sigue liderando el sector mediante una fuerte inversión en I+D, destinando el 4,5% de sus ingresos anuales a investigación y desarrollo. La empresa cuenta con cuatro importantes centros de I+D ubicados en Shenzhen, Huizhou, Xi’an y Alemania, y un equipo de más de 1.100 ingenieros especializados en tecnologías fotovoltaicas y de almacenamiento de energía. Esta sólida base mantiene a Growatt a la vanguardia, con una profunda experiencia en las tecnologías clave que impulsan la generación y el almacenamiento de energía solar.

La compañía también ha lanzado una amplia gama de herramientas impulsadas por IA, sistemas de almacenamiento de energía con inversores híbridos, asistentes inteligentes de energía y plataformas de monitoreo avanzado para optimizar el rendimiento de los sistemas y ofrecer una gestión energética fluida a los usuarios de todo el mundo.

Para brindar un mejor apoyo a sus socios globales, Growatt ha construido una extensa red de centros de capacitación, equipos de servicio posventa y centros técnicos, garantizando que los usuarios reciban asistencia rápida y profesional en cualquier región.

Como una empresa solar líder con presencia global, Growatt reafirma su compromiso de desarrollar soluciones adaptadas a los mercados emergentes y fortalecer su misión de ser la compañía de inversores solares más confiable en la transición hacia una energía limpia.

La entrada Growatt alcanza el puesto Nº 1 como proveedor global de inversores fotovoltaicos residenciales en 2024 se publicó primero en Energía Estratégica.

Si algunos referentes del sector de la generación distribuida pudieran proponer las principales urgencias al gobierno colombiano, pondrían sobre la mesa tres prioridades ineludibles: aumentar la inversión pública en infraestructura de transmisión y distribución, establecer un sistema nacional de certificación para instaladores y empresas del sector y fortalecer la formación técnica en energías renovables para responder a la demanda creciente de mano de obra calificada.

De esta manera lo señala Diana Marcela Prieto Castañeda, Analista de ingeniería EPC de Erco Energy, quien en diálogo con Energía Estratégica remarcó que aunque el segmento avanzó positivamente, «debería haber una plataforma que certifique a quienes desarrollan estos proyectos».

La informalidad es una de las causas más frecuentes por las que muchos usuarios desisten del autoconsumo. Y los datos recientes respaldan esta proposición, con más de 7.000 usuarios registrados en el sistema al cierre de 2024 y una capacidad instalada de 452 MW, según información del Ministerio de Minas y Energía. 

Sin embargo, el ritmo de crecimiento se desacelera por demoras en trámites, barreras técnicas en la conexión y ausencia de estándares unificados para instaladores e integradores.

Tal como ejemplificó la especialista, en regiones como el Valle del Cauca, se identifica una proliferación de proyectos deficientes que terminan dañando la reputación del sector: «Firmas outsiders montan su sistema experimentalmente, y como no funciona, ofrecen un mensaje a la comunidad que la energía solar no sirve».

A esto se suma un déficit de más de 15.000 técnicos calificados, mientras la matrícula en programas técnicos vinculados a la energía cayó un 18,6% entre 2020 y 2024, de acuerdo al Observatorio Laboral para la Educación.

Prieto Castañeda cuestiona el desinterés creciente de los jóvenes por las carreras técnicas vinculadas a la energía. «Muchas personas dicen que pueden ganar más como influencer que estudiando una carrera, y eso está vaciando las universidades», sostuvo.

La consecuencia no es menor: menos formación técnica, más informalidad y menor capacidad instalada para sostener el crecimiento solar en el país.

Junto a este control de calidad, considera fundamental una mayor participación estatal en el financiamiento de obras de infraestructura.

Pese a los incentivos fiscales vigentes, como la devolución del IVA o las depreciaciones aceleradas, «los recursos que se destinan a renovables no son suficientes, y están yendo a otros sectores», añadió la ejecutiva.

La entrada Tres reformas urgentes para que Colombia acelere la implementación de generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La Secretaría de Energía de Argentina definió,  a través de la Resolución 311/2025, las primeras tres obras de transmisión que serán concesionadas al sector privado bajo un modelo de licitación nacional e internacional para empresas con capacidad técnica y financiera para llevar adelante los proyectos.

Una de las obras seleccionadas es AMBA I, con más de 500km de infraestructura que mejorará la capacidad de abastecimiento en el Área Metropolitana de Buenos Aires que reducirá la necesidad de generación ineficiente y mejorará la confiabilidad del sistema en uno de los principales centros de consumo del país, donde se concentra el 40% de la demanda de energía nacional.

La segunda obra es la línea de 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins, un corredor que permitirá la evacuación de mayor generación renovable y convencional que se puede instalar en la región Cuyo a la vez que permitirá evacuar parte de la generación de COMAHUE.

Mientras que la tercera infraestructura seleccionada es la línea de transmisión 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, que mejorará la conexión entre la Patagonia y el sistema troncal.

Dichos proyectos forman parte del recientemente lanzado megaplan de 16 obras prioritarias por más de 5600 kilómetros de líneas de transporte eléctrico en 132 y 500 kV, destinadas a aliviar cuellos de botella y evitar cortes en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

A diferencia de los modelos anteriores, el nuevo esquema se basa en un régimen de concesión de obra, en el cual la totalidad de la inversión, construcción, operación y mantenimiento estará a cargo del sector privado, sin comprometer recursos del Estado.

Es decir que, tal como anticipó Energía Estratégica (ver nota), los proyectos se financiarán y ejecutarán por players privados, sin costo para el Estado, y se solventarán mediante el pago de un concepto tarifario por parte de los usuarios por los usuarios del servicio público de transporte de energía eléctrica del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que sean beneficiados con esta nueva infraestructura.

El oferente que gane la licitación podrá recuperar la inversión recién cuando la obra esté concluida y en funcionamiento. Y cumplido el período contractual de operación y mantenimiento de las obras de ampliación, el concesionario deberá transferir a valor cero las instalaciones construidas al Estado Nacional y su operación y mantenimiento podrá asignarse por el Concedente al Transportista de cuyo sistema es parte integrante la ampliación en cuestión.

Si bien aún no hay fechas definidas, el documento aclara que la Secretaría de Energía de la Nación determinará el momento y la secuencia de los llamados a licitación de cada las obras mencionadas.

Mientras que la prioridad de despacho y/o la prioridad de uso de la capacidad disponible frente a terceros otorgada a favor del adjudicatario podrá ser cedida en forma total o parcial a favor de terceros que sean agentes o participantes del MEM.

“Solicitud de prioridad de uso de la capacidad disponible frente a terceros de hasta el 90% de la capacidad de transporte a construir, durante un período que no podrá exceder la vida útil del proyecto de demanda asociado, circunstancia que deberá ser acreditada por el/los Comitente/s del Contrato COM. En casos excepcionales, debidamente justificados, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) podrá considerar la solicitud de prioridad de uso de la capacidad disponible frente a terceros, de más del 90% de la capacidad de transporte a construir”, detalla la Resolución 311/25.

Mientras que para las ampliaciones de transporte asociadas a proyectos del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), la reserva de prioridad de despacho frente a terceros tendrá un plazo total de vigencia de 10 años consecutivos. 

La entrada El Gobierno de Argentina definió las primeras tres obras de transmisión a licitar para el sector privado se publicó primero en Energía Estratégica.

360Energy avanza en su proceso de internacionalización con un aterrizaje estratégico en España, de la mano de su socio-accionista Grupo Stellantis. La empresa, reconocida por su experiencia en Argentina con más de 250 MW solares instalados, apuesta por trasladar su know-how a Europa.

“Nuestro desafío es demostrar en estos mercados que estamos a la vanguardia de la tecnología”, sostuvo Benjamín Reynal, director de Coordinación Operativa Hemisferio Norte, en una entrevista exclusiva durante Future Energy Summit (FES) Iberia 2025.

La compañía llega al mercado español con proyectos concretos de autoconsumo y almacenamiento, apostando a un modelo de integración tecnológica que combina carports solares con plantas de gran escala y sistemas híbridos. “Estamos trabajando con proyectos de gran escala de 20, 50 y hasta 100 MW, hibridados con baterías y con conexión directa a las plantas”, explicó Reynal.

Uno de los focos estratégicos de la expansión es el desarrollo de modelos híbridos con almacenamiento, una tendencia en auge debido a la situación actual de los mercados europeos.

“La saturación de redes y de nodos que se está viendo en España y en el resto del mundo hace que empiece a ser atractivo desarrollar este tipo de proyectos”, afirmó el directivo de 360Energy.

La empresa ya cuenta con experiencia concreta en la combinación de generación y almacenamiento, habiendo instalado su primer parque de baterías hibridado en Argentina y el primer parque solar de gran escala. “Todo ese know-how lo queremos traer a estos mercados”, enfatizó Reynal.

La expansión internacional de 360Energy no se limita al mercado español, donde actualmente desarrolla un sistema de autoconsumo solar en Vigo. La estrategia de crecimiento también contempla proyectos de mediana y gran escala en otros países clave, con el objetivo de consolidar la presencia regional y replicar el modelo de negocio exitoso desarrollado en Argentina.

En Italia, la empresa tiene en marcha tres parques solares: Atessa, Pomigliano y Cassino. En Brasil, avanza con la ejecución de Porto Real, Goiana y Betim, mientras que en México impulsa las plantas Saltillo Complex, Saltillo Norte y Toluca, se trata de un ambicioso proyecto de 100 MW distribuidos entre carport y tracker, con 200 MWh de baterías, que está proyectado como la segunda central de carport más grande del mundo.

Además del desarrollo de grandes parques solares, la estrategia incluye la comercialización de energía a través de acuerdos de compra y venta (PPA), siempre combinando la experiencia en ingeniería, construcción, operación y mantenimiento de los activos. La firma está trabajando para posicionarse como un actor clave en proyectos de autoconsumo empresarial, respondiendo a la demanda creciente de soluciones sostenibles y eficientes.

“Creo que va a ser un modelo a replicar luego en otros clientes que lo ven como algo atractivo, como una oportunidad”, anticipó el entrevistado.

El desembarco en España no es un hecho aislado, sino parte de una estrategia global basada en la transferencia de conocimientos y sinergias entre mercados. “Estos eventos son muy buenos porque ponemos en común un poco las problemáticas, ventajas y pasos a seguir. Conectamos y estamos muy contentos de estar acompañándonos aquí”, concluyó Reynal tras su participación en FES Iberia 2025.

Dale play al video para ver la entrevista completa con Benjamín Reynal de 360Energy

👉 Ver en YouTube: https://www.youtube.com/watch?v=eAwMi4wgEJo

La entrada 360Energy impulsa su expansión en Europa con el know-how argentino en proyectos solares e híbridos se publicó primero en Energía Estratégica.

Colombia atraviesa por una coyuntura inédita. Por primera vez en décadas, el país enfrenta una amenaza real de insuficiencia energética, con proyecciones que anticipan un escenario de desabastecimiento en un horizonte que depende de la llegada del próximo fenómeno de El Niño, que podría ocurrir en los próximos 2 a 5 años, teniendo en cuenta que el último fue en 2024.

Entre 2020 y 2024, la demanda nacional de electricidad creció cerca de un 12%, superando las previsiones oficiales y presionando un sistema que sigue dependiendo en gran parte de la hidroelectricidad.

En este contexto, el desarrollo de fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER) aparece no sólo como una solución técnica, sino como una ventana estratégica para atraer inversiones.

Actualmente, según el registro actualizado de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), hay 54 proyectos FNCER en trámite, entre los que se destacan 26 fotovoltaicos (4.835,7 MW) y 7 eólicos (1.860,9 MW). A esto se suman 21 líneas de transmisión asociadas, imprescindibles para viabilizar la conexión de estas iniciativas al sistema nacional.

En diálogo con Energía Estratégica, el CEO de Óptima Consultores, Alejandro Lucio sostuvo que, lejos del pesimismo coyuntural, “para efectos de invertir en energía nunca hubo un escenario más favorable que este en Colombia”.

A su juicio, el sistema atraviesa una transición donde las renovables pueden finalmente “competir en un mercado que antes dominaban los incumbentes térmicos e hídricos”, en un momento donde el fondeo internacional está completamente alineado con ese tipo de activos.

Asimismo, remarca que la demanda eléctrica creció un 2,3 % interanual, alcanzando 82.085 GWh en julio de 2024, y mantiene récords mensuales – como los 7.051 GWh en marzo de 2025 –, superando con creces las previsiones, mientras los proyectos de generación convencional siguen sin atraer nuevo capital.

Aunque la situación política genera cierta incertidumbre en el mercado, Lucio aclara que las inversiones no dependen del gobierno sino de la seriedad en la planificación de los proyectos.

Desde una perspectiva institucional, a pesar de las intenciones del gobierno por fortalecer el rol estatal, los intentos de reforma del marco eléctrico no han prosperado en el Congreso. 

“Han pasado tres años y las grandes reformas que se veían venir, como la estatización del sector, no han avanzado”, destaca Lucio. 

En este sentido, actores clave como la CREG, UPME y el Ministerio de Minas y Energía enfrentan el desafío de destrabar normas que agilicen licencias y aseguren confiabilidad operativa.

Avances y limitaciones de las renovables

Actualmente, Colombia cuenta con una capacidad instalada de energías renovables no convencionales cercana a los 1.500 MW, lo que representa menos del 5% de la matriz eléctrica nacional.

En contraste, los más de 6.600 MW en evaluación ambiental permitirían más que cuadruplicar esa potencia si logran ejecutarse. Sin embargo, estos proyectos enfrentan desafíos estructurales en materia de conexión, licenciamiento y gestión territorial, especialmente en regiones como La Guajira.

A esto se suma una asimetría en la expansión renovable: mientras la solar ha ganado terreno en la franja horaria diurna, la energía eólica sigue estancada por cuellos de botella regulatorios, técnicos y sociales. De hecho, más del 90% de los proyectos en desarrollo con capacidad de conexión adjudicada en Colombia son solares, mientras que los eólicos se reducen a un par de casos.

«Lo poco que entra es solar», advierte Lucio, y aclara que cubrir solo ese tramo horario no resuelve la necesidad de una solución energética de 24 horas. Esta expansión, aunque significativa, sigue limitada por la falta de infraestructura de red que permita integrar esa generación con estabilidad.

Este segmento también está avanzando y muestra de ello es la inversión centrada en nuevas líneas de transmisión de los últimos años.

En total, hay 21 líneas de transmisión en trámite ambiental vinculadas a proyectos FNCER, una infraestructura clave para descongestionar nodos regionales y permitir la entrada efectiva de nuevas fuentes renovables al sistema eléctrico nacional.

Lucio aclara que el almacenamiento, en el contexto colombiano actual, no representa una solución de fondo debido a que aún no hay una sobreinstalación solar que genere excedentes energéticos a gestionar. Enfatiza que “el problema en Colombia es que no te sobra energía en este momento”, lo que contrasta con otros países donde el almacenamiento se usa para gestionar excedentes. En Colombia, el almacenamiento será útil principalmente para soluciones de red, no como respaldo de confiabilidad energética en el corto plazo.

Desarrollar el componente eólico resulta clave para diversificar la cobertura horaria del sistema y garantizar firmeza energética en las horas donde la solar no opera.

Sin embargo, esta tecnología enfrenta obstáculos aún mayores: el recurso competitivo está concentrado en La Guajira, una región con complejidades sociales y ambientales, y cuya infraestructura de conexión, como la línea de transmisión del Grupo Energía de Bogotá, no estará operativa antes de 2027.

La demora en esa obra clave generó pérdidas millonarias a desarrolladores como Enel, AES y EDP, forzando su salida del mercado colombiano. “Desde el año 2023 hacia acá, esos proyectos se volvieron inviables para las empresas que asumieron compromisos que no pudieron cumplir”, precisa Lucio.

Pese a que el recurso disponible es altamente atractivo, si no hay posibilidades de conexión a red y no se resuelven los cuellos de botella que frenan su integración, al sector eólico le resultará muy difícil desarrollarse.

Además, el consultor cuestiona las expectativas puestas en el desarrollo costa afuera, ya que advierte que muchos de los planes de negocio presentados por los desarrolladores en subastas anteriores partieron de supuestos poco realistas: plazos de ejecución muy cortos y precios de venta excesivamente bajos que no se ajustaban a la realidad colombiana.

En este sentido, la inversión en infraestructura renovable y redes de transmisión no solo puede anticiparse a la crisis, sino capitalizar la oportunidad de posicionar a Colombia como uno de los mercados más dinámicos de América Latina en términos de transición energética.

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Guatemala está en un momento decisivo para su sistema energético. La demanda eléctrica alcanzó un récord histórico de 2.204 MW en mayo de 2025, un crecimiento que evidencia el dinamismo económico y el avance de la industrialización. Pero esta expansión pone al límite la red de transmisión del país.

En el marco del Encuentro Nacional de Empresarios por el Desarrollo – ENADE 2025, organizado por la Fundación para el Desarrollo de Guatemala (FUNDESA), líderes del sector público y privado analizaron los desafíos del sistema eléctrico nacional y compartieron un diagnóstico detallado sobre el estado actual del mercado. El mismo contó con la participación de Silvia Alvarado, presidenta del Administrador del Mercado Mayorista; Juan Fernando Castro, viceministro de Energía y Minas; Raúl Bouscayrol, presidente de la Cámara de la Industria de Guatemala; Luis Romeo Ortiz, presidente de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica; Sean Porter, director general de desarrollo de nuevos negocios de CMI Capital y Alfonso González, presidente de la Asociación de Generadores de Energía Renovable (AGER).

 “El sistema necesita cerca de 1.080 kilómetros de nuevas líneas de transmisión y 13 subestaciones adicionales para 2030”, manifiesta la presidenta del AMM, Silvia Alvarado. La inversión requerida asciende a 668 millones de dólares, con un peaje garantizado de 87 millones anuales, lo que representa un negocio predecible para los inversores.

El viceministro de Energía y Minas, Juan Fernando Castro, explica que los trabajos actuales en la costa sur y en la zona norte son importantes, pero no resuelven el problema estructural. “Lo que está saliendo en el plan de expansión de la transmisión de este año es un parche. No es la solución total del sistema”, señala. Las áreas más críticas son Petén e Izabal, donde la infraestructura es obsoleta y las líneas de 69 kV ya no soportan más demanda. “Tenemos un problema grave en Livingston, donde una línea de 30 kilómetros y 13.800 voltios está al máximo. Esto ya no da más”, alerta Castro.

Raúl Bouscayrol, presidente de la Cámara de la Industria, advierte sobre el impacto en la competitividad. “El sector eléctrico es un eje transversal en el tema de competitividad. Es difícil pensar en industrias sin pensar en el requerimiento que tienen de energía eléctrica”, señala. Según Bouscayrol, Guatemala necesita garantizar capacidad suficiente para poder atraer más industrias al interior del país, especialmente en el corredor logístico del sur, donde se desarrollan parques industriales.

Desde una perspectiva regional, Sean Porter, de CMI Capital, resalta la ventaja competitiva que tiene Guatemala. “Tenemos un marco jurídico que lleva décadas de ventaja frente al resto de Centroamérica. En operatividad, Guatemala tiene un sistema mejor que el de Canadá”, afirma Porter. Sin embargo, advierte que no basta con leyes sólidas. “Si no mejoramos la infraestructura de transmisión y vial, no vamos a poder llevar los proyectos a las comunidades”, subraya.

Renovables y almacenamiento: una oportunidad si se resuelven los cuellos de botella

La expansión de la capacidad renovable es otra prioridad del país. Guatemala cuenta con 3.700 MW de capacidad limpia proyectada al 2040, y hoy el 70 % de su generación proviene de fuentes renovables. Según datos del Ministerio de Energía y Minas, durante 2024 se produjeron 6.642 GWh de energía renovable, con 5.334 GWh de hidráulica, 252 GWh de solar, 286 GWh de eólica y 275 GWh de geotérmica. A esto se suma el potencial de nuevas inversiones: actualmente hay 313 MW solares y 65 MW eólicos en construcción, y otros 584 MW solares en estudios.

El proceso de licitación PEC 5 será clave para consolidar este crecimiento. Se prevé contratar 1.400 MW en contratos a 15 años, con la expectativa de que al menos el 50 % sean renovables. “Esta licitación es la más grande de la región y estamos comprometidos con su éxito”, manifiesta Alfonso González, presidente de AGER. Sin embargo, advierte que el proceso debe ser ágil y transparente. “Construir 1.400 MW no es fácil. Solo los trámites administrativos toman un año, y eso va en contra del desarrollo del país”, señala.

Guatemala también se abre a nuevas tecnologías. El almacenamiento de energía mediante baterías ya está normado y se han autorizado 65 MW de capacidad híbrida, lo que permite mitigar la variabilidad de la energía solar y eólica.

El principal desafío sigue siendo el marco institucional para la transmisión. “La conflictividad social y la falta de reglamentación del Convenio 169 de la OIT frenan los proyectos. Hay 39 obras de transmisión sin concluir por estas razones”, advierte Ortiz. El Congreso trabaja en una reforma que permita declarar las líneas eléctricas como de utilidad pública para facilitar las servidumbres y acelerar los procesos.

Además, el país enfrenta un reto social importante: 377.000 viviendas siguen sin acceso a electricidad, y la ejecución del préstamo de 120 millones de dólares para electrificación rural avanza con lentitud. “Las oportunidades existen, pero hay que trabajar con liderazgo y visión de largo plazo”, afirma Alvarado.

Guatemala tiene el potencial de convertirse en un hub energético regional, pero necesita resolver urgentemente sus cuellos de botella en transmisión para asegurar el suministro, atraer inversiones y consolidar un sistema moderno y resiliente. El compromiso público-privado será clave para lograrlo.

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El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos (MISP) de la provincia de Buenos Aires, inauguró el primer Centro Bonaerense de Energías Renovables, ubicado en el campus tecnológico de la Comisión de Investigación Científica (CIC) en la localidad de Gonnet, partido de La Plata.

En ese sentido, el Ministro Katopodis aseguró: “El Primer Centro Bonaerense de Energías Renovables es una obra de infraestructura sostenible que fomentará la investigación para áreas estratégicas”.

«La Provincia apuesta al futuro con una sede propia para formar, capacitar y trabajar en tecnologías sustentables. Mientras Milei recorta la ciencia y destruye el Estado, nosotros lo ponemos al servicio del desarrollo”, continuó.

Por su parte, el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni expresó: “En un contexto nacional donde la investigación y la ciencia no reciben presupuesto, al mismo tiempo que se niega el cambio climático, nuestro gobierno provincial reafirma su compromiso con el desarrollo sostenible. Y agregó: “Trabajamos junto a las universidades nacionales y provinciales para impulsar la innovación y el crecimiento que hoy se expresa en la inauguración de un edificio bioclimático, diseñado con criterios de eficiencia energética».

La obra consistió en la construcción de un edificio bioclimático en una superficie total de 1.000 m², que cuenta con dos bloques (uno de ellos de dos plantas) convirtiéndose en un espacio de referencia para la investigación y el desarrollo de tecnologías vinculadas con las energías renovables y la eficiencia energética.

La nueva infraestructura, que también funcionará como centro educativo, incluye pautas de arquitectura bioclimática, medidas de eficiencia energética aplicadas a la construcción, además de biomateriales y materiales reciclados, como aislación térmica con lana de oveja, placas de cáscara de maní, ecoladrillos de hongos y ladrillos PET. Estos elementos son producidos por centros de investigación y transferencia de todo el país y se ubican en distintos sectores del edificio, para promover su aplicación y difusión.

A su vez, el Centro Bonaerense de Energías Renovables cuenta con sistemas de autogeneración renovable solar; de bombeo de agua y calefacción solar para provisión del edificio; de recolección y aprovechamiento de agua de lluvias; y de ventilación e iluminación, maximizando el aprovechamiento de los recursos naturales y disminuyendo el consumo eléctrico. En este sentido, para fomentar la movilidad sostenible, se crearán estaciones de carga para vehículos eléctricos, alimentadas por energía solar.

La nueva infraestructura cuenta con un parque solar, un estacionamiento con techo solar y otras instalaciones fotovoltaicas sobre las cubiertas del edificio. Estos equipamientos permitirán abastecer el consumo energético del Centro, y a su vez estarán conectados a la red de distribución eléctrica local, operada por la empresa EDELAP, por lo que los excedentes no utilizados serán volcados a esa red.

La obra se llevó adelante a través del Programa Provincial de Incentivos a la Generación Distribuida Renovable (PROINGED), a cargo de una Unidad de coordinación operativa integrada por el MISP – a través de la subsecretaría de Energía – y el Foro Regional Eléctrico de Buenos Aires (FREBA), que nuclea a todas las distribuidoras de energía eléctrica de la provincia y sus municipios.

Con el nuevo Centro, la Provincia cuenta con su primera sede propia para la investigación, la difusión y la promoción de tecnologías de eficiencia energética y generación renovable, complementando la actividad de la CIC, dependiente del Ministerio de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica, que es uno de los primeros organismos de ciencia y tecnología del país y trabaja con el objetivo de capacitar profesionales y generar conocimiento y soluciones concretas para las y los bonaerenses.

Asimismo, se fomentará la investigación en áreas estratégicas vinculadas con temas clave para la Provincia, como celdas solares, irradiación LED en horticultura, desarrollo de electrodos para baterías de litio, obtención y almacenamiento de hidrógeno y transformación de plásticos de desecho en combustibles.

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Panamá oficializó el lanzamiento de su primer cronograma anual de licitaciones eléctricas, una herramienta inédita en la región que busca ordenar la transición energética, incentivar la competencia y garantizar precios más competitivos en el mercado de electricidad.

La planificación incluye cinco licitaciones entre 2025 y 2028, con contratos que se extenderán hasta 2033. Se proyecta la incorporación de 1420 megavatios equivalentes MWEq de energía firme y 1335 MW de nueva capacidad instalada, un volumen inédito para el mercado panameño.

El anuncio fue realizado por Juan Manuel Urriola, secretario nacional de Energía, durante la jornada de homologación de la licitación 01-25, el primer proceso de la nueva hoja de ruta: “Este cronograma representa un cambio profundo en la forma en que planificamos el crecimiento del sistema eléctrico nacional. Se trata de un instrumento bien pensado, donde cada agente tiene espacio para participar, siempre que presente buenas ofertas. Lo que buscamos es equilibrio, orden y resultados que beneficien tanto al país como al mercado”.

El primer proceso, 01-25, está enfocado en contratar energía firme y potencia de nuevas centrales hidroeléctricas y eólicas, con un plazo de suministro de 20 años a partir del 1 de enero de 2029. Esta etapa inicial habilita a los desarrolladores a completar los estudios, cerrar financiamiento y construir las plantas con el tiempo necesario para su integración al sistema.

En 2026, se prevé una licitación exclusiva para nuevas centrales solares fotovoltaicas, con fecha de inicio de suministro en julio de 2028. Esta decisión responde a un enfoque técnico para evitar la sobreoferta en horarios diurnos, lo que podría afectar la estabilidad del sistema.

“Buscamos balancear la matriz y asegurar energía firme. El cronograma nos permite organizar el ingreso de cada tecnología de forma técnica y ordenada”, explicó Urriola.

Además, se contempla la reconversión de centrales térmicas existentes hacia combustibles alternativos menos contaminantes, un proceso que comenzará en enero de 2026 y entrará en operación en mayo de 2028. Esta estrategia permitirá una transición gradual y brindará oportunidades de inversión a empresas con activos térmicos en operación.

Las siguientes rondas de licitación continuarán en 2027 y 2028, incluyendo proyectos hidroeléctricos en etapa de diseño y nuevas plantas de respaldo. Se espera la contratación de 250 MWEq adicionales en 2027 y otros 250 MWEq en 2028, permitiendo el ingreso de todas las tecnologías renovables y de respaldo.

Impacto en la transición energética y atracción de inversiones

El cronograma se alinea con los compromisos climáticos de Panamá, que ya es un país carbono negativo, y refuerza su rol como referente regional en planificación energética.

“La previsibilidad que ofrece este instrumento facilita una mejor preparación de los oferentes, impulsa nuevas inversiones, fomenta la competencia y contribuye a cumplir con los objetivos de descarbonización”, aseguró Urriola.

Actualmente, Panamá cuenta con una capacidad instalada de 4.968 MW en el Sistema Interconectado Nacional (SIN). De ese total, 1.848 MW corresponden a generación hidroeléctrica, 336 MW a eólica y 619 MW a solar fotovoltaica. El resto corresponde a fuentes térmicas como gas, carbón, diesel y búnker, que completan aproximadamente 2.165 MW.

El nuevo cronograma de licitaciones prevé la incorporación de 1.420 megavatios equivalentes (MWEq) de energía firme —principalmente hidroeléctrica y eólica— y 1.335 MW de nueva capacidad instalada adicional, incluyendo nuevas centrales solares fotovoltaicas y plantas de respaldo tecnológicamente flexibles. En conjunto, se trata de 2.755 MW adicionales entre 2029 y 2033, lo que representa un incremento cercano al 55 % de la capacidad actual, consolidando la expansión renovable y la diversificación tecnológica del sistema.

El modelo también proporciona seguridad a los inversionistas al establecer fechas concretas y volúmenes definidos, lo que permite planificar estrategias de financiamiento y construcción a mediano plazo. Para Urriola, esto abre un mercado más competitivo y transparente: “Con este cronograma cada agente del sector sabe cuándo y cómo participar. Eso fortalece la competencia y asegura mejores precios para los consumidores”.

Con esta planificación plurianual, Panamá avanza hacia una matriz más diversificada, resiliente y sostenible. La Secretaría Nacional de Energía destaca que el modelo permite evitar “picos” de oferta de tecnologías específicas y construir un mercado ordenado que combine energía solar, eólica, hidroeléctrica y respaldo flexible.

El proceso también incorpora señales claras para la incorporación de nuevas tecnologías y asegura una transición gradual que respete los tiempos de desarrollo de cada proyecto.

“Estamos dando pasos concretos hacia un mercado eléctrico más moderno, con reglas claras, participación abierta y compromiso con el ambiente,” concluyó Urriola.

Cronograma base presentado:

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Future Energy Summit (FES) continuará con su gira 2025 de encuentros de profesionales de las energías renovables con una nueva cumbre clave y el siguiente paso será el webinar “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025” (inscripciones abiertas).

El mismo se realizará el próximo 6 de agosto, enfocado en uno de los mercados energéticos más grandes a nivel mundial, que mantiene altas expectativas para la inserción de más tecnologías, como por ejemplo eólica offshore, baterías y nuevas subastas de largo plazo.

El encuentro virtual y gratuito contará con la asistencia de players relevantes de Brasil y se dividirá en dos paneles de debate, centrados en posibilidades de negocio, tendencias y más novedades en el camino de la transición energética.

Incripción gratuita

El primer panel, denominado “Transformación tecnológica y nuevas oportunidades del sector renovable”, comenzará a las 10 hs Brasilia (8 hs Bogotá | 15 hs Madrid) y tendrá la participación de especialistas de grandes empresas como Sungrow, JA Solar y 360Energy. 

Mientras que el segundo panel de debate tendrá lugar a las 10:50 hs Brasilia (8:50 hs Bogotá | 15:50 hs Madrid) y pondrá la mirada en “Tendencias y proyecciones para la energía solar y el almacenamiento en Brasil”, con el análisis de firmas de renombre como son Risen, DIPREM y Gotion. 

El webinar FES Brasil llega en un momento crucial para la industria energética, ya que para dicha fecha se cerrará la consulta pública sobre la metodología para la selección de áreas destinadas a la concesión de proyectos de generación eólica offshore.

Además, el país aguarda por la continuidad de la licitación de nueva energía A-5, que se celebrará el 22/8 del presente año y que ya tiene más de 240 proyectos registrados que suman casi 3000 MW de capacidad; como también de reforma eléctrica que anunció el Poder Ejecutivo pocos meses atrás.

Incripción gratuita

Mientras que por el lado del almacenamiento, se prepara la subasta de reserva de capacidad con baterías, denominada “LRCAP Almacenamiento”, y el respectivo reglamento para sistemas BESS, de manera que el gobierno ya confirmó que dicha normativa se publicará durante el segundo semestre del 2025 e incluirá las reglas para el acceso y uso de la red en forma de contratos y montos, remuneración y posibilidad de ingresos, entre otros puntos.

Por lo que el “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025” organizado por FES abarcará un gran abanico de temas en agenda junto a líderes del sector renovable brasileño y será un espacio de jerarquía para evaluar la realidad energética del país, analizar retos y oportunidades y extender anuncios exclusivos.

El encuentro del próximo 6 de agosto también se transmitirá en vivo en el canal de YouTube de Future Energy Summit (FES). ¡No se pierda la oportunidad! ¡Nos vemos en FES Brasil 2025! 

Incripción gratuita

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La apertura del proceso para convocar la subasta de expansión del cargo por confiabilidad para el periodo 2029-2030 genera expectativa entre los actores del sector energético colombiano. Se esperaba para el mes de junio pero aún no hubo novedades. 

En particular, desde SER Colombia, su presidenta ejecutiva, Alexandra Hernández, destaca el interés del sector por participar, aunque con una condición clave: revisar el marco normativo vigente que penaliza a la generación renovable variable.

«Esa resolución debería derogarse de inmediato. Para nosotros es insalvable», manifiesta en diálogo con Energía Estratégica en referencia a la Resolución CREG 101-066 de 2024, que crea un segundo precio de escasez que perjudica la competitividad de fuentes como la solar y eólica.

Hernández detalla que el precio diferencial definido para la generación variable, que es de 359 COP/kWh frente a los 945 COP/kWh que se aplicaban anteriormente para todas las plantas, «va a ser muy difícil para los proyectos».

Plantea que los riesgos son elevados y los incentivos muy bajos, lo que «encarece la energía renovable en vez de ayudar a abaratarla». Esta situación, advierte, se convierte en «una señal perversa» que desincentiva los contratos de largo plazo. 

La subasta, que según la CREG podría permitir el ingreso de más de 1.000 MW de nueva capacidad firme, es vista como una herramienta clave para el cierre financiero de proyectos renovables.

Por eso, Hernández insiste en que «la norma en su totalidad debería reconsiderarse», al calificar los niveles actuales de precio como «demasiado bajos» para representar una verdadera condición de escasez.

A pesar de las críticas, el gremio valora la apertura a la participación renovable en la subasta. 

El sector lo ve muy positivo porque hay una flexibilidad en la norma, ya que no se requerirá certificado de conexión para postular proyectos, lo cual facilita el acceso de nuevas iniciativas.

Hernández remarca que «Colombia necesita triplicar lo logrado hasta ahora para atender la demanda creciente al 2026-2027». 

Con más de 2.000 MW ya en operación o pruebas, y otros 490 MW en construcción, el sector renovable representa una parte creciente de la matriz eléctrica, aunque aún insuficiente frente a una demanda que crece al doble de la oferta.

En ese sentido, reclama que «los proyectos siguen tardando entre 4 y 6 años en entrar en operación», con el 70% del tiempo dedicado a trámites. 

Llama a que las autoridades cumplan los plazos establecidos, simplifiquen los permisos ambientales y trabajen articuladamente con el sector privado.

Respecto a las subastas de largo plazo, Hernández considera urgente que el gobierno expida el decreto habilitante, actualmente en trámite.

«El primer paso es que debe salir ese decreto», advierte, señalando que ya hubo comentarios técnicos y revisiones por parte de la Superintendencia de Industria y Comercio. Recién con ese marco se podrá contratar un operador y definir los términos.

Asimismo, el gremio propone que se implementen garantías estatales para facilitar la contratación con comercializadores en situaciones financieras críticas, replicando experiencias anteriores.

«Nadie le vende a una empresa que está en dificultades, es muy difícil cerrar negocios sin respaldo», sostiene la dirigente.

Finalmente, concluye con un llamado estructural: «Hoy hace metástasis en las renovables, pero si mañana reactivas cualquier sector, pasará lo mismo».

El problema en Colombia es que hay una alta demanda de proyectos energéticos, pero persisten fuertes resistencias sociales y administrativas cuando se trata de asignar espacios específicos para su ejecución.

El mensaje de SER apunta a la necesidad de equilibrar la participación ciudadana con la urgencia de avanzar en proyectos que beneficien a millones de colombianos.

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El Ministerio de Energía de Chile presentará en breve un nuevo proyecto de ley para fomentar la demanda de hidrógeno verde (H2V), con el objetivo de acelerar el desarrollo de esta industria en el país y viabilizar decisiones de inversión, tanto de productores como de consumidores industriales.

«Estamos iniciando los trabajos pre legislativos para un nuevo proyecto de ley de fomento a la demanda. Esperamos presentarlo a la brevedad para que se apruebe, ojalá, durante esta legislatura», confirmó el ministro de Energía de Chile, Diego Pardow.

La propuesta está diseñada como parte del Plan de Acción de Hidrógeno Verde, alineado con los consensos alcanzados en el sector. Mientras que el mecanismo central del proyecto será la creación de una bolsa de créditos tributarios asignados al Impuesto de Primera Categoría (IDPC), dirigida a empresas domiciliadas en Chile que utilicen hidrógeno verde y sus derivados. 

El monto total disponible para asignar a estos créditos será de USD 2800 millones, distribuidos a través de un comité interministerial conformado por representantes de los ministerios de Hacienda, Energía y Economía.

Para el año 2025, se espera un primer paquete de incentivos por USD 700 millones, con un techo de costo unitario de USD 5 x kg/H2V. El monto irá disminuyendo progresivamente hasta llegar a USD 300 millones en 2030, junto con un ajuste en el límite de costo del H2V. 

Además, se contempla la creación de un fondo transitorio complementario, gestionado por Corfo y/o el Fisco, para financiar medidas adicionales al incentivo tributario, con el objetivo de fomentar el desarrollo de la industria del H2V en el territorio nacional.

Uno de los componentes estratégicos del proyecto será el impacto territorial, con un énfasis especial en la región de Magallanes, que se perfila como un polo clave para la producción de hidrógeno verde.

«Estamos debatiendo y analizando otros aspectos relacionados con incentivos territoriales, en particular en la zona de Magallanes, y que para las industrias que se desarrollen en dichas regiones pueda anticiparse el aporte que realizan al fondo de desarrollo», explicó Pardow. 

¿Por qué? El gobierno considera al hidrógeno verde no solo como un vector energético, sino también como un instrumento para reindustrializar ciertas zonas del país y fortalecer las cadenas productivas.

A su vez, el plan apunta a descarbonizar los consumos energéticos de la industria local, facilitando el cumplimiento de los compromisos climáticos de Chile y posicionando al país como un líder regional en la transición energética.

Panorama actual de proyectos en Chile

Actualmente, Chile cuenta con 17 proyectos de hidrógeno verde registrados en el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), con una inversión total proyectada de más de USD 27.560 millones. De esos proyectos, nueve corresponden al sector energético.

Sin embargo, hasta la fecha, solo seis han sido aprobados por la entidad. Estos emprendimientos abarcan iniciativas de compañías como INNA Soluciones Renovables, Transmisora Tal Tal, HIF Chile, Engie, ENAEX y GNL Quintero.

Las inversiones aprobadas suman aproximadamente USD 954 millones, e incluyen la instalación de 512 MW de capacidad fotovoltaica, 353,4 MW eólicos y 36 MW de electrolizadores, con una capacidad de producción estimada en 5.030 toneladas de hidrógeno verde por año.

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Growatt, proveedor líder a nivel mundial en soluciones avanzadas para energía distribuida, anuncia con orgullo que diversos modelos de sus inversores han obtenido la prestigiosa certificación RETIE 2024, cumpliendo así con los más rigurosos estándares técnicos exigidos por el gobierno colombiano para equipos eléctricos. Este importante logro refleja el liderazgo tecnológico de Growatt y su compromiso por promover el desarrollo seguro y sostenible del mercado solar colombiano.

La certificación RETIE (Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas) es fundamental en Colombia para la instalación y comercialización de equipos eléctricos, garantizando su seguridad, calidad y compatibilidad electromagnética. Con la obtención de RETIE 2024, Growatt asegura a instaladores, distribuidores y usuarios finales la disponibilidad inmediata de productos innovadores, seguros y adaptados completamente a la regulación local. Entre los modelos certificados se destacan inversores híbridos de última generación como las series SPH, SPE y WIT, además de inversores conectados a red altamente eficientes de las series MIN, MID y MAX, utilizados ampliamente en sistemas solares residenciales, comerciales e industriales.

Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt, destacó: “La certificación RETIE 2024 subraya nuestra firme apuesta por Colombia, un mercado estratégico clave para Growatt. Estamos comprometidos en ofrecer tecnología de punta y soluciones adaptadas localmente, fortaleciendo nuestra colaboración con socios locales y contribuyendo activamente al desarrollo energético sostenible del país».

Esta certificación representa un paso clave en la estrategia de crecimiento de Growatt en Colombia, reforzando la confianza y facilitando la adopción masiva de la energía solar. Además, subraya la dedicación continua de Growatt por brindar soluciones energéticas avanzadas y perfectamente adaptadas a las necesidades específicas del mercado colombiano.

Growatt continúa apostando decididamente por la localización, fortaleciendo su presencia en Colombia mediante soporte técnico local, capacitación continua a instaladores y distribuidores, y una estrecha cooperación con actores del sector energético nacional. El enfoque localizado permite a Growatt ofrecer no solo productos innovadores, sino también un servicio integral y adaptado a las particularidades del mercado colombiano.

La certificación RETIE 2024 reafirma el compromiso de Growatt con la excelencia tecnológica, la seguridad eléctrica y la sostenibilidad ambiental, posicionando a la compañía como un socio estratégico clave en el avance de la energía solar en Colombia.

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Zelestra, compañía global de energía renovable multitecnológica, anunció la operación comercial completa de su planta solar San Martín de 300 MWdc en Perú, la más grande jamás construida en el país.

Entregado en menos de 18 meses, bajo la dirección de la división interna de EPC (ingeniería, compras y construcción) de Zelestra, San Martín generó 900 empleos durante el pico de construcción. La planta solar, compuesta por 450.000 módulos, generará más de 830 GWh de energía limpia al año. Esto equivale a abastecer a más de 440.000 hogares y a evitar la emisión de más de 166.549 toneladas de CO2 al año.

Entregado a tiempo y dentro del presupuesto, el proyecto ahora suministra energía limpia a su cliente, Kallpa Generación, mediante un contrato de compraventa de energía (PPA) a largo plazo. La electricidad limpia producida permite a la empresa seguir diversificando las fuentes de energía para sus clientes en Perú.

Leo Moreno, CEO de Zelestra, afirmó: «La exitosa entrega de San Martín refuerza nuestro compromiso con un enfoque centrado en el cliente. Al aprovechar nuestra experiencia global en ingeniería, adquisiciones y construcción, podemos co-construir con éxito soluciones a medida que concretan proyectos a tiempo y dentro del presupuesto. Nos enorgullece ver el proyecto solar más ambicioso del Perú ya en pleno funcionamiento, y esperamos una colaboración a largo plazo con Kallpa para suministrar energía limpia y confiable durante los próximos años».

Zelestra cuenta con más de 7 GW de BESS y proyectos solares en cartera en Perú, Chile y Colombia. Y más de 1,7 GW ya tienen contratos con clientes en la región, lo que impulsó su reciente nombramiento entre los 10 principales proveedores de energía limpia a clientes corporativos a nivel mundial.

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Panamá confirmó un hito en su hoja de ruta energética: el próximo lunes se presentará oficialmente el primer cronograma anual de licitaciones eléctricas, marcando el inicio de una etapa estructurada y estratégica en la planificación del sector.

El presidente José Raúl Mulino explicó que este nuevo sistema serviría tanto para atraer inversiones como para proteger a los usuarios del servicio eléctrico. Mientras que el formato incluirá precios topes más favorables que los actuales, dotando al sistema de una mayor competitividad y eficiencia.

«Vamos hacia un sistema más competitivo que impulse inversiones y que cuide el bolsillo de las familias», enfatizó el mandatario en conferencia de prensa.

«Con estas licitaciones impulsamos inversiones de más de 1.000 millones de balboas en los próximos cuatro años», aseguró, aclarando que los recursos se destinarán tanto a nuevas plantas de generación como a la modernización de infraestructuras existentes, reforzando la cobertura y confiabilidad del servicio.

Un año clave para las licitaciones renovables en Panamá

El anuncio de Mulino se enmarca en un contexto de fuerte dinamismo en el sector energético panameño. Este año, el país avanzó con nuevas rondas de subastas, promoviendo la entrada de Core Alliance, que ingresó al mercado con asesoría especializada para participar en procesos competitivos. La convocatoria priorizó proyectos hidroeléctricos y eólicos, en sintonía con las reformas propuestas a la Ley 6, consolidando un entorno más atractivo para los inversores.

Meses antes, Panamá ya había abierto el juego a más licitaciones renovables, estableciendo un calendario ordenado con subastas de corto y largo plazo enfocadas en tecnologías limpias. El esquema incluyó un precio máximo de 97,50 USD/MWh y contratos de hasta 180 meses, orientados a garantizar mejores tarifas en el mediano plazo y consolidar una matriz diversificada.

Con esta política, el país buscó asegurar procesos competitivos, transparentes y con impacto directo en la economía doméstica. La convocatoria de este lunes continuará esa línea, con un primer llamado dirigido a proyectos de generación hídrica y eólica.

El evento se realizará en las oficinas de la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA), donde además se llevará a cabo la reunión de homologación. Durante ese acto se presentará el calendario completo de subastas previsto para el año, brindando previsibilidad al mercado.

«Se establecieron precios topes que fueron más favorables a los usuarios que los actuales», afirmó el mandatario al explicar los alcances de la política.

Según indicó Mulino, el esquema permitirá avanzar hacia un sistema eléctrico más sólido y confiable, alineado con estándares internacionales, lo que representará «tranquilidad por contar con electricidad a tiempo completo».

«La economía y su resurgimiento están atados íntimamente al desarrollo del empleo bien remunerado en muchas áreas», añadió.

Con este plan, el Gobierno busca consolidar a Panamá como un hub regional de inversión energética, priorizando energías limpias, asegurando un suministro seguro y estable, y garantizando tarifas más justas para los consumidores.

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La reforma judicial impulsada en 2025 en México, que incluyó por primera vez la elección de magistrados y jueces de distrito, despierta escepticismo entre los actores del sector renovable. Así lo sostuvo Amado Villarreal González, director general de Energy Insights, quien advirtió que el cambio genera dudas sobre la seguridad jurídica para las inversiones en energía limpia.

“Estamos experimentando un nuevo modelo del poder judicial que genera incertidumbre y paraliza el sector. Las empresas necesitan confianza que es el ingrediente básico de la inversión”, expresó Villarreal González en diálogo con Energía Estratégica. 

“Las decisiones de inversión en energía son actividades altamente reguladas y al final recaen mucho en el aparato judicial para definir la viabilidad de los proyectos y la vinculación público-privada”, enfatizó el director de Energy Insights, recordando que en septiembre se pondrá en marcha el funcionamiento del nuevo poder judicial.

Además, señaló que este contexto genera un escenario con reglas poco claras para la inversión extranjera, sumado a la guerra comercial con Estados Unidos y la revisión del Tratado entre México, Estados Unidos y Canadá (T-MEC), a pesar que la nueva administración empezó a abrir ventanas para la participación del sector privado en generación limpia, aún faltan reglas claras para las empresas..

El Plan Nacional de Desarrollo propuesto por el Gobierno incluye metas ambiciosas: sumar 22 GW de capacidad renovable al 2030 y alcanzar un 45% de participación de fuentes limpias en la matriz energética. Sin embargo, el contexto regulatorio actual plantea dudas sobre su viabilidad. Entre febrero y marzo de 2025 se realizaron reformas a las leyes secundarias, pero el mercado aún espera los lineamientos concretos para la participación privada.

El sistema eléctrico mexicano enfrenta un déficit estructural, durante los últimos meses el país ha enfrentado apagones eléctricos en diversas regiones, incluyendo las penínsulas de Baja California y Yucatán. “La autoridad energética ha pedido a la industria que modere sus consumos para evitar apagones. Eso es una señal de que vamos atrás en inversión en infraestructura y en generación”, alertó Villarreal González.

«Incluso, hay momentos en que el consumo sobrepasa el nivel máximo de generación. Entonces entran las reservas, que siempre han sido muy cuestionadas, pero al final se programan apagones rotativos para mantener la estabilidad del sistema”, detalló.

Frente a esta situación, una de las áreas de oportunidad es el autoconsumo energético. Las reformas recientes permiten a las empresas generar hasta 20 MW en esquemas de autoconsumo sin conexión al sistema eléctrico nacional, lo cual abre un espacio interesante para industrias que buscan autonomía energética.

En ese sentido, el especialista apuntó a que una vez que se definan las reglas se verá una expansión de la generación de autoconsumo y almacenamiento en méxico. “Nuestra solución está en nuestras manos: crear un esquema de apertura a la inversión que le dé seguridad a las empresas, porque los recursos los tienes, lo que falta es generar las condiciones”, concluyó el especialista.

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Empresas Públicas de Medellín (EPM) decidió suspender temporalmente la construcción del parque eólico E200, con una capacidad de 200 MW en La Guajira, pese a contar con la licencia ambiental. 

La empresa considera inviable avanzar debido a la complejidad social del territorio y deja el proyecto «guardado» sin una fecha clara para su reactivación.

Esta suspensión no es un caso aislado. Otros desarrolladores como Celsia, Enel Colombia y EDP Renewables también enfrentan paralizaciones en La Guajira, sumando en total 1.535 MW detenidos. 

En concreto, Celsia tiene detenidos los parques Camelias y Acacia (330 MW); Enel suspendió Tumawind (200 MW) y Chemesky (100 MW), además de vender Windpeshi (205 MW) a Ecopetrol tras su paralización en mayo de 2023; y EDP canceló Alpha y Beta, que juntos aportarían cerca de 500 MW.

Uno de los problemas centrales es la infraestructura de conexión. La línea de transmisión Colectora, crucial para evacuar la energía generada en la región, estaba programada inicialmente para noviembre de 2022. 

Tras múltiples retrasos, su entrada en operación se ha pospuesto hasta agosto de 2026, aumentando la incertidumbre técnica y contribuyendo a la decisión de EPM de detener el proyecto E200.

Otro desafío significativo radica en los conflictos con las comunidades indígenas Wayuu. Las empresas han enfrentado hasta ahora 235 procesos de consulta previa con importantes desacuerdos y retrasos, según advierten desde el sector.

El gran potencial eólico de Colombia está concentrado en La Guajira, una zona con desafíos sociales profundos. La demora en la infraestructura de transmisión fue clave para que estos proyectos no puedan honrar sus compromisos comerciales, acumulando pérdidas desde 2023 que los han hecho inviables.

Alejandro Lucio, CEO de Óptima Consultores, afirma que «aunque se espera que la línea de transmisión Colectora finalmente opere hacia 2026, es demasiado tarde para las empresas originales, que ya agotaron su paciencia y su capacidad de absorber pérdidas». 

Sin embargo, en diálogo con Energía Estratégica remarca que los problemas fundamentales siguen siendo sociales y de infraestructura y sostiene: «Las empresas simplificaron excesivamente el contexto colombiano, tomando riesgos mal calculados».

En este contexto, cobra relevancia el papel que está asumiendo Ecopetrol, que ha comenzado a adquirir proyectos eólicos detenidos como parte de su estrategia de transformación hacia una empresa de energías renovables.

Aunque actualmente la normativa le impide actuar como generador, la empresa ha comenzado a avanzar en el sector a través de la figura del «autogenerador remoto», una modalidad recientemente habilitada que le permite producir energía en una ubicación distinta a la del consumo propio.

El colapso del desarrollo eólico onshore en Colombia se evidencia no solo en cifras alarmantes, sino en la incapacidad de resolver cuellos de botella estructurales y sociales, alertando que la simple disponibilidad del recurso eólico no garantiza su aprovechamiento efectivo.

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Perú está experimentando una transformación energética promovida por los aumentos en el costo de la energía y la falta de dinamismo en la demanda.

Pool Suárez, experto en venta de energía y gerente comercial de Ferrenergy, señaló: “Se está dando un fuerte impulso a los proyectos de autogeneración, sobre todo en sectores industriales y agroindustriales, para poder hacerle frente a los impactos de los sobrecostos energéticos”.

Uno de los factores más relevantes en la ecuación de costos energéticos es el cargo por potencia, que representa entre el 35% y el 40% de la factura eléctrica total. Este componente ha generado un cambio en la forma en que las empresas planifican su abastecimiento energético, impulsando la autogeneración renovable.

En paralelo, el mercado de los contratos de compraventa de energía (PPAs) atraviesa una etapa de alta volatilidad y de un aumento de precios. Mientras en 2018 los contratos se cerraban en torno a los 20 o 25 dólares por MWh, actualmente se sitúan entre 40 y 50 dólares por MWh, con esquemas que incluyen cláusulas variables ajustadas al comportamiento del mercado. 

“Esto ha golpeado a la industria y ha llevado a muchas empresas a buscar alternativas de autogeneración para tener previsibilidad en los costos”, agrega el ejecutivo en diálogo con Energía Estratégica.

El avance del autoconsumo energético en Perú se materializa en proyectos concretos. Uno de los casos más destacados es La Joya, una planta de 28 MW de capacidad ubicada en Arequipa, desarrollada por la cementera Yura, del grupo Gloria, que se posiciona como la instalación de autogeneración más grande de Latinoamérica. En la misma línea, Agroaurora, también perteneciente al grupo, está en proceso de licitación para construir una central fotovoltaica de 12 MW en Piura, destinada al abastecimiento propio.

El interés por abastecerse con fuentes renovables también crece entre los sectores de alta demanda energética, como la minería. Suárez destaca el caso de la minera Anglo American (Quellaveco), que permitió viabilizar el parque eólico Punta Lomitas, de Engie, mediante un contrato de suministro a largo plazo. Este modelo, donde la demanda minera hace bancable un proyecto de generación, podría repetirse en iniciativas similares vinculadas a empresas como Zafranal y San Gabriel, lo que contribuirá a incrementar la capacidad renovable y confiable en el sistema eléctrico nacional.

En cuanto al desarrollo de grandes proyectos, Perú recientemente inauguró la Central Fotovoltaica San Martín, de 252 MW, a cargo de Zelestra, y se espera la construcción de un parque eólico de 220 MW por parte de Celsia, utilizando equipos originalmente destinados a Colombia. Además, la firma Orygen, anteriormente Enel Generación, planea desarrollar un hub híbrido de energía solar y eólica de casi 400 MW.