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La licitación de sistemas de almacenamiento AlmaGBA de Argentina recibió 27 ofertas que totalizan 1346,9 MW de capacidad BESS, poco menos del triple del doble de potencia disponible a adjudicar (500 MW) en las redes de Edenor y Edesur. 

Durante la apertura de sobres A (ofertas técnicas y administrativas) se reveló que 15 empresas competirán en la histórica primera convocatoria pública para sistemas BESS stand-alone del país: BAESA, Grupo Alberdi, Central Térmica Almirante Brown, Sullair, Coral Energía, Aluar, Central Dock Sud, Rowing, MSU Green Energy, Genneia, Pampa Energía, Talde Construcciones, Central Puerto y la sociedad entre Everyray LATAM y Alupar.

Las propuestas serán analizadas por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) hasta el 12 de agosto; una semana después, se realizará la apertura de sobres B (ofertas económicas) y la adjudicación será el viernes 29 de dicho mes. 

Si bien el proceso aún no está definido, los sectores públicos y privados quedaron sorprendidos positivamente por la cantidad de empresas, proyectos y potencia presentada, considerando que el promedio de capacidad por central oscila en 50 MW. 

Bajo ese contexto, Energía Estratégica trae un resumen de diversos aspectos relevantes de las ofertas técnicas que se dieron a conocer en la apertura de sobres A, realizada el pasado martes 15 de julio en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA)

Interés por las distribuidoras

Más de la mitad de las centrales BESS y dos tercios de la capacidad compite para instalarse en las redes de Edenor. Puntualmente lo harán 17 sistemas de baterías que suman una potencia mínima de 770 MW y hasta 900 MW (promedio de 52,9 MW por proyectos).

Mientras que para las redes de Edesur (contempla una parte de CABA y el sur del Área Metropolitana de Buenos Aires) hay 10 emprendimientos que solicitaron entre 412,5 MW y 446,9 MW (promedio de 44,69 MW). 

Un dato curioso es que cada una de las distribuidoras que serán off-takers tuvo un nodo con mayor interés que el resto, con 4 propuestas en ambos casos. 

Por el lado de Edenor fue para el nodo N° 1600, correspondiente a la estación transformadora de las cercanías del Parque Industrial Pilar, del corredor Rodríguez – Talar; en tanto por la parte de Edesur fue en el nodo N° 2150, la ET Almirante Brown, a pocos metros del Parque Industrial Burzaco. 

Empresas

La licitación pública lanzada a mediados de febrero del corriente año atrajo más de 1000 millones de dólares de inversiones por parte del sector privado con vasta experiencia en el mercado energético del país – varias de ellas con alta participación renovable -. 

Tal es así que las compañías que presentaron el mayor número de proyectos fueron las siguientes: Genneia (4 centrales por 170 MW), Sullair Argentina (4 BESS – 144 MW), Rowing (4 sistemas – 103 MW), MSU Green Energy (3 proyectos – 330 MW, siendo la firma con mayor potencia ofertada), Coral Energía (2 propuestas – 100 MW) y Central Puerto (2 plantas BESS – 205 MW). 

Mientras que el resto de las empresas mencionadas anteriormente hicieron lo propio con un proyecto por firma, aunque cabe aclarar que Everyray LATAM y Alupar se unieron para una sola oferta, siendo las únicas dos compañías internacionales que seguirán en la carrera de la convocatoria AlmaGBA.

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La industria de las energías renovables en Perú vive un momento de auge, impulsado por un régimen de promoción y cambios normativos que resulta especialmente atractivo para el capital privado. Así lo asegura Pedro Antonio Morales, abogado especializado en energía y desarrollo de proyectos energéticos,asociado senior de Miranda & Amado, quien a su vez advierte que ese incentivo ha generado un crecimiento acelerado no planificado que comienza a tensionar al sistema.

Actualmente, hay 45 proyectos renovables con estudios pre-operativos aprobados con una capacidad promedio de 180 MW cada uno, que suman 10.000 MW de posible nueva oferta. 620 MW ya cuenta con concesión otorgada, mientras que la demanda actual del país alcanza los 7.000 MW aproximadamente. Estas cifras preocupan al operador del sistema, ya que, 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. 

Si bien el COES cumple con planificar el sistema detallando en su plan de transmisión las nuevas líneas que se requieren y aquellas que necesitan reforzarse  aumentar capacidad, Morales es contundente al señalar que: “Por los tiempos no será viable que los proyectos de transmisión lleguen a ejecutarse antes del inicio de operación comercial de los proyectos RER”, enfatiza.

Y apunta a que esta situación derivará inevitablemente en escenarios de vertimiento energético RER. “Si el inversionista proyecta ingresos, flujos financieros, sustentado en la inyección del 100% de la producción, estos flujos se verán afectados si el proyecto se conecta en un punto en donde existe congestión en la red para exportar la energía, estando obligado por decisiones operativas a no poder inyectar ese 100% que su modelo económico requiere”, analiza.

En ese sentido, el abogado advierte que si no se planifica correctamente e implementan ajustes técnicos y regulatorios urgentes, el sistema podría enfrentar situaciones críticas que perjudican a todos los agentes (tanto a los generadores como a los clientes). 

“Hoy en día pienso que podría ser riesgoso para el sistema la inclusión de un número importante de generación RER sin una planificación y adecuación de la red. Ese régimen de promoción tan bueno está haciendo que haya muchas renovables sin una planificación adecuada, lo que al final puede poner en default al sistema”, sostiene.

El especialista destaca que, desde la perspectiva de un inversor, Perú es un destino altamente competitivo para el desarrollo de energías renovables debido a su régimen de promoción y a sus recursos. La normativa vigente garantiza a las tecnologías limpias un lugar prioritario en el despacho de energía, al considerar su costo variable como “0”. 

Además, las subastas RER permitieron a los generadores cerrar PPA con el estado peruano con ingresos asegurados, lo que fomentó la bancabilidad de los proyectos. Según Morales, hoy los contratos se cierran en el mercado libre a precios que oscilan entre 40 y 45 dólares por megawatt-hora. “Las RER ya compiten con térmicas e hidroeléctricas y no dependen tanto de este régimen de subastas”, señala.

A inicios de este año, se publicó un cambio normativo clave que refuerza la flexibilidad comercial de las renovables. Se modificó la Ley 28832, lo que permitió separar la comercialización de la potencia firme de la energía firme. Antes, los proyectos renovables sólo podían vender la energía firme asociada a la potencia firme reconocida, lo que limitaba su capacidad de comercialización directa con clientes. 

Hoy, eso ya no es así. “Ahora ya se puede comercializar potencia y energía de manera disgregada, disociada, de manera independiente, y eso ayuda mucho a la generación renovable”, explica Morales. Este cambio normativo resulta especialmente relevante para tecnologías como la solar, que si bien no cuentan con potencia firme en el horario de máxima demanda (de 18 a 23 horas), sí tienen energía firme que pueden comercializar en bloques horarios. 

Sin embargo, mientras el mercado ofrece oportunidades, la infraestructura eléctrica y la demanda crecen a un ritmo más lento. Morales advierte que la expansión actual responde más a señales del mercado que a políticas activas del Estado. 

El sector minero, principal consumidor de energía en Perú, no tiene hoy exigencias regulatorias que le obliguen a incorporar un porcentaje mínimo de renovables en su matriz de abastecimiento. Las decisiones de contratar energía verde dependen exclusivamente de estrategias corporativas vinculadas a la sostenibilidad y la transición energética. 

“En el Perú hay libertad de contratación para las empresas y libertad en la forma cómo deben llevar sus actividades comerciales, no se puede imponer a los privados el uso de un tipo de tecnología para el suministro eléctrico a sus operaciones”, aclara Morales.

Frente a este escenario, surge el debate sobre herramientas complementarias para mitigar los riesgos de inestabilidad en el sistema. El almacenamiento energético es una de las alternativas más discutidas, aunque su adopción aún es limitada debido a los altos costos. Algunas centrales térmicas ya han comenzado a incorporar baterías, pero no existe una regulación que lo exija de manera generalizada.

Otros aspectos vinculados a la gestión moderna de la red, como los smart grids o el peak shaving, también forman parte de la discusión técnica en el sector eléctrico peruano, aunque todavía no han sido formalmente incorporados al marco regulatorio.

En ese marco, el Congreso discute la posibilidad de elevar la participación obligatoria de renovables en la matriz energética del 5% al 20%.“Hoy en día no se podría implementar”, advierte el abogado de Miranda y Asociados, quien insiste en que la expansión renovable debe estar acompañada de una planificación adecuada para evitar riesgos operativos.

El próximo paso regulatorio, según Morales, debería ser la adecuación del sistema a la inyección renovable. Esto implicaría, entre otros aspectos, que el operador del sistema tenga las facultades para establecer criterios o requisitos técnicos idóneos para los nuevos proyectos, adaptados a la coyuntura actual de la red. “Esto no debe interpretarse como una traba, sino como una necesidad para asegurar la seguridad operativa y proteger la inversión de los propios desarrolladores y de sus clientes”, concluye.

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Con el objetivo de promover una mirada federal sobre los desafíos y oportunidades del sector energético argentino, la Comisión Directiva del Comité Argentino del Consejo Mundial de la Energía (CACME) eligió a Mendoza como sede de su reunión de directorio.

La apertura del encuentro, celebrado en las oficinas de la Empresa Mendocina de Energía (Emesa), estuvo a cargo de la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, quien destacó el valor de descentralizar la agenda energética nacional.

“Esta visita reafirma la necesidad de una mirada federal para dimensionar la realidad energética del país. Emesa es el brazo ejecutor de la política energética mendocina, y contar con una empresa sólida, con proyectos innovadores y con equilibrio económico, nos permite avanzar de forma estratégica en una transición energética real y sostenible”, afirmó.

Participaron en esta reunión Ignacio Millán, presidente del CACME y representante de YPF; Graciela Misa, secretaria, de EDET; Gustavo Rodríguez y Jorge Vugdelija, miembros de la Comisión Revisora de Cuentas; Federico Mancuso, gerente de Asuntos Públicos Downstream de YPF; Juan José Mitjans, director ejecutivo del CACME; y los representantes mendocinos: Mauricio Pinti Clop, gerente general de Emesa y vocal titular del CACME, y Gerardo Rabinovich, presidente de Emesa y vocal suplente del CACME.

Como parte de la jornada, el director de Emesa y exsecretario de Energía de la Nación Daniel Montamat brindó la conferencia “Las tendencias relevantes del futuro energético”. Se trató de una mirada estratégica sobre la matriz energética nacional, la transición a fuentes limpias y la importancia de las inversiones en infraestructura para permitir la exportación de energía.

Luego se desarrolló la reunión de la Comisión Directiva, con un temario centrado en las novedades del Consejo Mundial de la Energía (WEC), las actualizaciones del Programa de Líderes del Futuro Energético (PFLE) y la situación de los socios del comité.

“Es un orgullo que el CACME sesione en Mendoza por primera vez”, afirmó Pinti Clop. “Esta visita permite visibilizar el trabajo técnico y los proyectos sostenibles que impulsamos desde Emesa y fortalece el diálogo estratégico entre los principales actores del sector”.

El rol de la infraestructura en la transición energética

Durante el encuentro, la ministra Latorre remarcó uno de los principales desafíos de la región: la necesidad de contar con infraestructura de transporte energético para viabilizar la generación y comercialización internacional de energía.

“El gran cuello de botella en América Latina y también en Argentina es la falta de infraestructura para evacuar la energía generada. Podemos tener grandes recursos, pero si no contamos con líneas de transporte y sistemas integrados, difícilmente podamos aprovecharlos. Mendoza trabaja fuertemente para cambiar eso”, señaló.

Un ejemplo de esto es la Línea de Alta Tensión Cruz de Piedra, que Mendoza puso en funcionamiento en 2024 para dar previsibilidad al sistema en todo Cuyo. Se trata de un tendido de 22 kilómetros de doble terna de 220 KV que aporta estabilidad a la red y permite que se puedan ejecutar grandes inversiones en energías limpias, como la solar, con líneas de transporte confiables.

Latorre también se refirió a las próximas licitaciones de concesiones hidroeléctricas en Mendoza y a la importancia de seguir promoviendo inversiones privadas en energías renovables, particularmente en solar fotovoltaica, como parte del cambio estructural en la matriz energética provincial.

Una mirada internacional desde el CACME

Por su parte, Ignacio Millán, presidente del CACME, valoró el potencial energético de la provincia y su diversidad de fuentes: “Mendoza representa un modelo muy interesante desde el punto de vista energético, con generación térmica, renovable, refinería y campos maduros. Su aporte a la matriz nacional es clave. Desde el CACME, nos entusiasma proyectar esa visión a escala internacional”.

Millán también confirmó la participación del Comité en Energy Week Panamá 2025 y anticipó la necesidad de una fuerte representación argentina en el próximo Congreso Mundial de la Energía, que se celebrará en Río de Janeiro en 2026.

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La Sección de Autoconsumo de APPA Renovables ha reelegido a Jon Macías, Director Comercial y de Marketing de Edison Next Spain, para un segundo mandato de cuatro años al frente de APPA Autoconsumo.

Durante su primer mandato, el sector ha sido testigo de la máxima etapa de desarrollo de esta tecnología, con más de 6 GW de Autoconsumo instalados en los últimos cuatro años. El reto futuro será el impulso del autoconsumo colectivo, la integración del almacenamiento y responder a la necesidad de las industrias de conseguir mayor resiliencia gracias a estas instalaciones.

Un sector que debe reactivarse para alcanzar las metas

En 2024, por primera vez se redujo la instalación de potencia anual hasta situarse por debajo del ritmo necesario para alcanzar las metas de 19 GW para 2030. Según la última edición del Informe Anual del Autoconsumo Fotovoltaico (enlace), los 1.431 MW instalados en 2024 no servirían para alcanzar las metas.

“Contamos con un sector comprometido y experto, que ha demostrado que podemos mantener un ritmo instalador superior a los 2 GW anuales, sin embargo, debemos hacer un esfuerzo por trasmitir a la sociedad los ahorros que supone la combinación de Autoconsumo y electrificación”, ha explicado Jon Macías.

Macías, que ha sido elegido Presidente por un segundo y último mandato hasta 2029, liderará la Sección de Autoconsumo hasta casi la finalización del PNIEC: “No se trata de si alcanzamos esos 19 GW en 2030 o en 2032, si no de que el sector se consolide en nuestro país como una vía para que los hogares se beneficien de los ahorros y las industrias sean más competitivas. El Autoconsumo en España, con las horas de sol que tenemos, es una autopista hacia la competitividad empresarial”, aclaró el presidente de APPA Autoconsumo.

El almacenamiento, un nuevo impulso para el Autoconsumo

“Lo que estamos viendo desde el sector, y nos transmiten las más de 100 empresas asociadas a APPA Autoconsumo, es que el interés por el autoconsumo con almacenamiento, se ha reactivado. Las empresas quieren dotarse de mayor resiliencia ante posibles fallos en la red”, ha compartido Macías.

Tras el cero energético del 28 de abril, muchas industrias han decidido reforzar su independencia energética. “Cuando una industria instala Autoconsumo y almacenamiento, al año está pidiendo aumentar su inversión porque ve que se rentabiliza. Con los cálculos del año pasado, que el mercado estaba más barato, un Autoconsumo residencial se pagaba con los ahorros en ocho años y uno industrial en menos de siete. Con los precios de este año, el retorno de la inversión se consigue en un tiempo aún menor. Esto lo tenemos que explicar a la sociedad y hacer posible la financiación y el acceso a estas soluciones”, ha concluido Jon Macías.

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La licitación de sistemas de almacenamiento AlmaGBA de Argentina recibió un alto interés del sector energético, dado que 14 empresas ofertaron 27 proyectos que totalizan exactamente 1346,9 MW de capacidad.

Esto significa que la oferta de potencia representa más del doble de los 500 MW adjudicables para sistemas BESS a instalarse en las redes de Edenor y Edesur en el ámbito del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

Energía Estratégica, medio de noticias internacional sobre energías renovables, estuvo presente en el Hotel NH City de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires durante la apertura de ofertas técnicas, de la que asistieron diversas autoridades de la Secretaria de Energía de la Nación y más de 70 empresarios del sector. 

Tras la apertura de ofertas administrativas y técnicas, se reveló que las 14 firmas participantes son BAESA, Grupo Alberdi, Central Térmica Almirante Brown, Sullair, Coral Energía, Aluar, Central Dock Sud, Rowing, MSU Green Energy, Genneia, Pampa Energía, Talde Construcciones, Central Puerto y la sociedad entre Everyray LATAM y Alupar (únicas dos compañías internacionales presentadas). 

Dichas compañías solicitaron una potencia mínima de 1182,5 MW, mientras que la máxima asciende a 1346,9 MW, repartidos en proyectos que van de 10 MW a 150 MW, que deberán poder ser operados al menos 180 ciclos por año y las centrales deberán tener la capacidad de extender la carga continua de las baterías por hasta 8 horas.

La mayor parte de las ofertas se posicionaron para las redes de Edenor, siendo que dicha distribuida recibió el interés de 17 centrales BESS que suman 900 MW de potencia; mientras que para el ámbito de Edesur se presentaron 10 sistemas de baterías por 447 MW. 

Desde el gobierno destacaron la cantidad de proyectos y potencia ofertada, a pesar que el proceso sufrió diversos vaivenes y contó con muchas dudas y consultas durante distintas etapas, hecho que hizo que la licitación se prorrogara hasta el martes 15 de julio.

A pesar de ello – y de que varios nodos quedaron sin propuestas – vieron con positivismo el interés por parte del sector privado para participar en la primera convocatoria pública nacional e internacional para sistemas de almacenamiento en baterías. 

¿Cómo sigue el proceso?

Una vez analizadas las ofertas administrativas y técnicas, CAMMESA publicará la calificación de las mismas el día 12 de agosto y una semana más tarde, el 19/8, se llevará a cabo la apertura de ofertas económicas (sobres B). Mientras que la adjudicación llegará el viernes 29 de dicho mes.

Y los sistemas BESS que resulten ganadores deberán entrar en operación el 1 de enero de 2027, aunque habrá un plazo máximo de habilitación comercial fijado para el 31 de diciembre de 2028, bajo un contrato de 15 años a partir de COD.

A continuación, Energía Estratégica trae el detalle de las ofertas administrativas y técnicas de la licitación AlmaGBA

PROYECTOS PRESENTADOS ALMAGBA

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La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) avanza con una de las licitaciones más importantes de su historia: la contratación de 1.500 MW de potencia firme y energía asociada. El proceso es observado de cerca por todo el ecosistema energético de Honduras, pero su continuidad está sujeta al resultado de las elecciones generales programadas para el último domingo de noviembre de 2025.

Desde la óptica técnica, el proceso ha sido recibido positivamente por el sector privado, de manera que consideran que la Empresa Nacional de Energía Eléctrica realiza un «muy buen trabajo» y que los generadores toman positivamente el proceso, en el que se busca sea totalmente transparente.

“Hubo reuniones toda la semana con las diferentes partes: ENEE, CREE, SNE, generadores y demás”, informaron fuentes del sector en diálogo con Energía Estratégica. 

Sin embargo, uno de los elementos más sensibles que podrían modificar el curso de esta histórica licitación es el escenario político, ya que en noviembre habrá elecciones presidenciales. 

«Si gana el mismo Gobierno, creo que la licitación será un éxito. Si cambia, todo dependerá de las ganas de la nueva administración de seguir adelante (o no) con la subasta”, alertaron.

La advertencia no es menor, considerando que el proceso ha sido trabajado con múltiples actores, y apunta a dotar al país de energía firme a través de proyectos renovables despachables, además de una mejora sustancial en términos de planificación y costos.

Lecciones aprendidas y desafíos en precios

La licitación actual también recoge aprendizajes de procesos anteriores tanto en Honduras como en otros países. Aunque no detalla los aspectos específicos, sugiere que la experiencia técnica acumulada está siendo considerada en cada fase del diseño del concurso.

Respecto a los precios que podrían surgir de esta convocatoria, el ejecutivo se mostró prudente y reconoció que «todo dependerá 100% de la oferta y competencia que exista».

Cabe recordar que el proceso tiene un componente técnico relevante: la estructuración regional de la oferta. Según lo establecido por la ENEE y difundido por la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), la capacidad máxima de inyección se ha distribuido en nueve zonas geográficas, con límites que van desde los 15 MW en la zona 4 hasta los 300 MW en la zona 3, que incluye los departamentos de Atlántida, Colón, Yoro y parte de Olancho.

Este esquema responde a los estudios realizados por la empresa Manitoba Hydro International (MHI), que identificó cuellos de botella en la red y propuso límites según la infraestructura de transmisión disponible.

Un proceso que marca un quiebre

La ENEE apuesta a transformar el abastecimiento energético del país mediante un mecanismo competitivo que incorpore generación renovable firme y reduzca los costos de suministro. La apertura del concurso público internacional está contemplada para este segundo semestre, y ya genera expectativa entre inversores y generadores locales e internacionales.

La licitación, que será estructurada en bloques de potencia y energía, contempla la celebración de contratos de hasta 15 años, lo que permitirá amortizar inversiones a largo plazo y garantizar estabilidad financiera a los adjudicatarios.

Pese al sólido diseño técnico y al consenso multisectorial, la advertencia de los consultores como Quantum América es clara: la decisión política del próximo Gobierno será determinante para la continuidad del proceso.

“Lo vemos muy bien al proceso. Solo falta que no se frene por decisiones ajenas al sector técnico”, concluyeron fuentes cercanas al sector renovable de Honduras.

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En el marco del Future Energy Summit Iberia 2025, uno de los encuentros clave del año para el sector energético en España y América Latina, IPROCEL expuso su estrategia para seguir posicionándose como un referente internacional en energías renovables y transición energética.

Laura Nuez Santana, Head of Production and Business Development de la compañía, dialogó en una entrevista audiovisual exclusiva con Energía Estratégica y reveló los principales ejes de crecimiento de la empresa.

“Estamos impulsando nuevas líneas de negocio que creemos que van a ser claves en este desarrollo del sector energético”, manifiesta Nuez Santana.

La empresa de ingeniería, con sede en Las Palmas de Gran Canaria, acumula 30 años de trayectoria y se ha transformado en un actor global con presencia en mercados estratégicos como México, Estados Unidos, República Dominicana, Guatemala, Sudáfrica y Rumanía.

“Nuestra experiencia abarca más de 50 gigavatios de capacidad instalada en más de 40 países, colaborando tanto con compañías privadas como públicas”, destaca la ejecutiva de IPROCEL.

La firma presta servicios integrales de ingeniería en los sectores energético, industrial, de infraestructuras eléctricas y en oil & gas. Cuenta con más de 250 profesionales y mantiene vínculos permanentes con los principales actores del mercado energético nacional e internacional.

Servicios clave y proyectos de alto impacto

IPROCEL organiza sus operaciones en tres grandes ramas de servicios: ingeniería y supervisión, proyectos EPC (llave en mano) y puesta en marcha de instalaciones.

En el área de ingeniería, acompaña a los clientes desde el diseño básico hasta la ingeniería de detalle, incluyendo protección, control y medida, así como ingeniería de la propiedad y dirección de obra. “Lideramos proyectos de gran envergadura de plantas fotovoltaicas, desde España hasta Chile, de hasta 375 megavatios”, explica Nuez Santana.

En cuanto a los proyectos EPC, la empresa ejecuta de forma completa subestaciones eléctricas y líneas de alta tensión. Actualmente tiene en marcha siete proyectos activos con niveles de tensión de hasta 220 kilovoltios, desplegados entre España y varios países de América Latina.

Un área que sigue siendo fundamental para la compañía es la de puesta en marcha de instalaciones. Aquí IPROCEL mantiene su raíz histórica, realizando trabajos en centrales térmicas convencionales, plantas renovables, subestaciones y líneas de transmisión.

“Hemos finalizado y seguimos realizando la supervisión de la puesta en marcha de tres parques eólicos offshore de hasta 900 megavatios en países como Francia, Alemania y Estados Unidos”, señala la responsable de producción.

Nuevos mercados y diversificación hacia el almacenamiento y la digitalización

De cara al futuro, IPROCEL tiene claro su camino: seguir liderando la transición energética, apostando por la innovación y la internacionalización.

“Estamos explorando parques marinos flotantes, tanto eólicos como fotovoltaicos, y el almacenamiento energético, desde baterías hasta hidrobombeo reversible, así como la digitalización de infraestructuras”, adelanta Nuez Santana.

La compañía también planea expandirse hacia nuevos mercados emergentes donde se prevén grandes desarrollos energéticos en los próximos años. “Estamos estudiando nuestra introducción en Ecuador, en Panamá y en Brasil, donde sabemos que hay un gran desarrollo energético planeado para los próximos 10 años”, detalla la ejecutiva.

Además de estos nuevos destinos, IPROCEL continuará fortaleciendo su presencia en países donde ya opera, como Guatemala, República Dominicana y Estados Unidos, acompañando a sus clientes a lo largo de todo el ciclo de vida de los proyectos energéticos.

Un marco estratégico: FES Iberia 2025

La participación de IPROCEL se dio en el contexto del Future Energy Summit Iberia 2025 (FES Iberia 2025), un evento clave para el intercambio de experiencias y sinergias entre empresas del sector energético de España y América Latina. El encuentro puso el foco en el papel de la eficiencia energética, la digitalización y el almacenamiento como motores de la transición energética en la región.

“Vemos un crecimiento significativo en los países emergentes con grandes proyectos planeados y creemos que es el momento de apostar fuerte por ellos”, concluye Nuez Santana.

Dale play al video para ver la entrevista completa con Jesús Heras deWattkraft

👉 Ver en YouTube:: https://www.youtube.com/watch?v=N_qWzx-5SJc

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La Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) advirtió sobre la falta de un plan definido por parte del gobierno para incorporar nueva capacidad renovable al sistema eléctrico nacional. 

Si bien desde la asociación remarcaron la predisposición del gobierno de Yamandú Orsi, debido a que ya mantuvieron varias reuniones con la ministra de Industria, Energía y Minería, Fernanda Cardona, y las presidentas de UTE y ANCAP, Andrea Cabrera y Cecilia San Román, respectivamente, desde la entidad aseguraron que Uruguay lleva varios años sin sumar proyectos relevantes de energías limpias, lo cual genera preocupación en un contexto de aumento sostenido de la demanda, y se pusieron a disposición para diseñar un plan que favorezca las inversiones en el país. 

“Venimos con ciertas demandas anteriores a este gobierno y que tienen que ver con los últimos cinco años, y desde casi siete u ocho años sin gran incorporación de renovables en la red uruguaya”, remarcó Diego Oroño, presidente de AUDER, en diálogo con Energía Estratégica.

A pesar de que Uruguay cuenta con un sistema bien equipado y se ha consolidado como exportador neto de energía, el sector privado reclama definiciones concretas para continuar avanzando en la transición energética. 

El nuevo gobierno, que asumió a principios del presente año, ha mostrado disposición al diálogo, con reuniones mantenidas entre AUDER y las principales autoridades del sector. No obstante, desde la asociación insisten en que el diálogo no se ha traducido en decisiones concretas y manifestaron la importancia de acelerar procesos ya que los proyectos ERNC suelen llevar algunos años en ponerse en marcha. 

“Si se toma la decisión de licitar un parque solar o contratos PPA de compra-venta de energía, la experiencia muestra que el parque estará inyectando energía a la red dentro de dos o tres años”, enfatizó Oroño.

“No vemos una postura con el nivel de actividad que tendríamos como expectativa, ya sea con respecto a la planificación de la curva de incorporación de capacidad renovable o una planificación energética al menos para el presente quinquenio”, sostuvo.

La preocupación se intensifica ante el crecimiento sostenido de la demanda eléctrica en el país. Históricamente, la demanda crecía entre un 2 y un 3% anual, salvo en los años de crisis, pero actualmente el aumento es superior a esos valores. Como consecuencia, pasa a ser relevante cómo atender esa demanda con un ofrecimiento de aumento del parque generador.

Cabe recordar que, al comenzar el año, sólo se concretó la licitación del parque fotovoltaico de Cerro Largo en Melo, con precios adjudicados “muy competitivos”, lo que evidenció la capacidad del ámbito privado de ofrecer soluciones a buen costo y el hecho de seguir realizando convocatorias ante las oportunidades para el sector. 

Uno de los aspectos que genera más dudas para continuar ese tipo de procesos es el modelo de adjudicación que adoptará el gobierno en futuros llamados. Para el proyecto de Cerro Largo se utilizó un esquema EPC, donde UTE asume la inversión, a diferencia de los contratos PPA donde el privado financia el parque y vende la energía a largo plazo. 

“No conocemos qué modelo continuará. Es decir que no tenemos visibilidad, a pesar que UTE transmita que están abiertos a evaluar distintas alternativas”, puntualizó el presidente de AUDER con respecto a un llamamiento a las autoridades para definir los puntos claves para la continuidad de las renovables en Uruguay.

Congreso LATAM Renovables: un espacio clave para el debate

El  XI Congreso LATAM Renovables, «EnergIA Inteligente», organizado por AUDER, será uno de los espacios más importantes para abordar estas discusiones, ya que, tradicionalmente, el evento funciona como plataforma para anuncios y balances de las autoridades nacionales.

El encuentro al que asistirá Energía Estratégica se realizará los días 29 y 30 de julio en la ciudad de Montevideo, y allí participarán autoridades de renombre como la ministra de Industria, Energía y Minería, Fernanda Cardona, el ministro de Ambiente, Edgardo Ortuño, y las presidentas de UTE y ANCAP. 

Las jornadas incluirán debates sobre proyectos de hidrógeno, generación distribuida, energías renovables y movilidad eléctrica, con un showroom de vehículos eléctricos. Sumado a que, por primera vez, el evento dedicará un panel exclusivo al almacenamiento con baterías, una tecnología estratégica para un país como Uruguay, que ya cuenta con un alto porcentaje de generación renovable.

Además, se llevará a cabo la apertura del V Congreso World Energy Council – Capítulo Uruguay, donde se abordará el programa nacional “Future Energy Leaders Uruguay: Representantes de FEL 100” y se realizará una actividad impulsada por la Asociación Uruguaya de Mujeres en Energía, que busca promover la incorporación de más mujeres en el sector y en carreras científicas y tecnológicas.

El ex ministro de Industria, Energía y Minería, Omar Paganini, también formará parte de la nómina del evento, ofreciendo una mirada internacional sobre los desafíos y oportunidades del sector energético regional. Por lo que todo esto convierte al Congreso LATAM Renovables en un espacio clave para debatir y definir el rumbo energético de Uruguay y la región.

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En pleno auge de las energías renovables, Colombia enfrenta obstáculos estructurales y vacíos normativos que limitan la incorporación de tecnologías clave al sistema eléctrico. 

Según Hemberth Suárez Lozano, abogado y socio de OGE Energy, uno de los principales factores que frena la expansión del sector es el rezago en la regulación del almacenamiento y la autogeneración, dos pilares para garantizar estabilidad, eficiencia y competitividad.

Desde su experiencia como asesor legal de empresas del sector, Suárez considera que el país debe observar con mayor atención las estrategias regulatorias de mercados más maduros, en especial el caso de España, que recientemente dio un paso relevante con la aprobación del Real Decreto-ley 7 de 2025. 

La norma incluye la creación de la figura del gestor de autogeneración y reconoce nuevas tipologías de participación, además de fortalecer la presencia de combustibles renovables en la matriz energética.

“Conviene alinearnos a España”, plantea el abogado en diálogo con Energía Estratégica, quien destaca que ese país ya atravesó desafíos regulatorios similares y ofrece soluciones que podrían replicarse. 

Para Colombia, explica, adoptar estos cambios sería estratégico, ya que “España ha experimentado y solucionado retos que nos resultan útiles”.

Cuellos de botella persistentes, pero con señales de avance

Entre los obstáculos locales más significativos, Suárez identifica el acceso a la capacidad de transporte en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) como el principal cuello de botella para los desarrolladores. Esta limitación, ampliamente reconocida por los actores del sector, ha comenzado a ser atendida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).

El pasado 10 de julio, la entidad publicó la Resolución 701 095 de 2025, que establece un proceso transitorio para facilitar el acceso a la red eléctrica de proyectos que cuenten con compromisos firmes o trámites ambientales avanzados, sin necesidad de esperar los ciclos completos de análisis técnico. 

“Ya vamos creando soluciones”, afirma Suárez, en referencia a este instrumento que busca descomprimir la congestión normativa y operativa.

No obstante, advierte que el cumplimiento estricto de los plazos y condiciones definidos por la resolución será clave para que las empresas eviten riesgos regulatorios. 

El proceso transitorio exige cronogramas precisos y respuestas ágiles, por lo que el incumplimiento podría traducirse en demoras adicionales o incluso pérdida de prioridad en el acceso.

A este cuello de botella se suma otro problema central: la lentitud en la respuesta institucional ante las solicitudes de conexión. 

Aunque genera inquietud entre los operadores, el abogado aclara que no debería interpretarse como un retroceso, sino como una consecuencia lógica del proceso de adaptación normativa que atraviesa el país. A su juicio, este momento representa una oportunidad: “Todo está por hacer, y eso es muy bueno para los inversionistas”.

Almacenamiento y servicios complementarios: la deuda regulatoria

Más allá de los avances recientes, Suárez alerta sobre un vacío normativo estructural que afecta directamente la competitividad de Colombia frente a otros mercados: la falta de esquemas específicos para el almacenamiento.

A diferencia de lo que ocurre en Europa o Estados Unidos, donde el almacenamiento ya actúa como agente del mercado y participa en servicios complementarios como la nivelación de frecuencia, en Colombia no existe aún un marco legal que habilite estas funcionalidades. Esto impide no solo la consolidación de proyectos de baterías a gran escala, sino también el desarrollo de modelos híbridos o de respaldo que garanticen flexibilidad en momentos críticos.

El rezago, remarca el especialista, también dificulta la llegada de nuevas tecnologías renovables que requieren integración dinámica y soporte operativo. “Estamos rezagados en la integración de almacenamiento como agente del mercado”, sostiene Suárez, quien advierte que sin una definición clara del rol técnico y comercial del almacenamiento, no será posible escalar soluciones descentralizadas ni servicios avanzados de red.

En este escenario de transformación normativa, donde las reglas aún se están consolidando, el conocimiento y la anticipación se vuelven herramientas estratégicas para las empresas del sector. Por eso, Suárez recomienda asistir a sesiones de inducción sobre el funcionamiento del mercado eléctrico colombiano, donde se aborden las regulaciones aplicables a la generación, autogeneración y comercialización.

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Con 106 votos a favor, la Sala de la Cámara de Diputados y Diputadas aprobó el proyecto de ley que moderniza la Ley General de Servicios Eléctricos y regula los sistemas medianos, impulsado por el Ejecutivo.

En la sesión, en la que estuvo presente el ministro de Energía, Diego Pardow, se enfatizó en la importancia de esta propuesta que busca, por un lado, perfeccionar los sistemas medianos, permitirles sumarse al proceso de transición energética y una mayor promoción de las energías renovables no convencionales; y, por otro lado, mejorar el acceso a servicios eléctricos con tarifas equitativas, especialmente para aquellas personas que viven en las zonas más aisladas del país.

Por su parte, el subsecretario de Energía, Luis Felipe Ramos, destacó que “este proyecto contempla una serie de cambios regulatorios para resolver los problemas que enfrentan los clientes eléctricos en las regiones de Los Lagos, Aysén y Magallanes».

«También aborda la vulnerabilidad de los 109 sistemas aislados que existen en Chile. Este proyecto de ley se hace cargo de la precariedad, los altos costos y la escasa regulación que complejizan la situación energética de las más de 10 mil familias que obtienen energía a través de esos sistemas”, agregó.

La autoridad agregó que “hoy estamos cumpliendo con un compromiso entre el Ejecutivo y el Congreso de incorporar el anhelo de contar con una modernización de la regulación de los sistemas medianos y aislados. De esta manera, buscamos que las familias e industrias tengan un mejor acceso a la energía y con mayor equidad tarifaria, permitiendo transformar a la electricidad en un motor para el desarrollo de estos territorios que mejore la calidad de vida de sus habitantes”.

CONTENIDOS DEL PROYECTO 

El proyecto de ley que modifica la actual regulación de los Sistemas Medianos tiene por objetivo modernizar y ajustar la regulación introducida en el año 2004 por la ley N° 19.940 (Ley Corta I), realizando los cambios necesarios, para que, sin dejar de reconocer las características propias y especificidades de estos sistemas, su nueva regulación les permita sumarse eficazmente a la transición energética y a la mayor promoción de las energías renovables no convencionales en el contexto actual.

De esta manera, la iniciativa se fundamenta en cuatro (4) ejes. En primer lugar, está el eje de definición y categorización de los sistemas medianos y aislados, que deja de lado el criterio único de capacidad instalada de generación, que no refleja adecuadamente la diversidad y especificidades de las áreas donde operan estos sistemas.

En segundo lugar, el eje de actualización del procedimiento de planificación, que busca propender al desarrollo de las inversiones, considerando -además de las variables de eficiencia y seguridad actuales- la incorporación de energías renovables y almacenamiento. Luego, se encuentra el eje de ajustes en la tarificación de los sistemas medianos, que persigue extender los mecanismos de equidad existentes, permitiendo el desarrollo económico de las regiones involucradas.

Por último, el eje de participación ciudadana. El proyecto de ley incentiva la incorporación de proyectos renovables en los Sistemas Medianos, mediante la especificación del principio de acceso abierto, para que las empresas transmisoras y distribuidoras permitan este acceso a nuevos proyectos que se conecten por líneas propias o de terceros. Igualmente, se fomentan aquellas obras de planes de expansión que incorporan generación renovable en las siguientes fijaciones tarifarias.

Por otro lado, la iniciativa de ley genera las condiciones para que los 109 sistemas aislados existentes en el país puedan transitar a convertirse en un sistema mediano, permitiéndoles reducir sus cuentas de la luz y acceder a las tarifas reguladas que actualmente existen entre Arica y Chiloé. Lo anterior, significará que las más de 10 mil familias que reciben suministro eléctrico a través de estos sistemas aislados puedan experimentar una mejor calidad de servicio, y una mejor calidad de vida.

Con la aprobación en la Sala de la Cámara Baja, se espera que el proyecto de ley continúe su segundo trámite constitucional en el Senado.

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Hoy se realizará la apertura de sobres A y se conocerán las propuestas presentadas de la licitación AlmaGBA, que tiene como objetivo adjudicar 500 MW de baterías en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

La presentación de las ofertas se realizará este martes 15 de julio abril en el Salón Plaza Mayor del Hotel NH City (Bolívar 160, Ciudad Autónoma de Buenos Aires) entre las 10 y 13 horas. Acto seguido, se llevará a cabo la apertura y lectura de la información de los sobres A, según informó la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA).

Este llamado es la primera licitación lanzada para sistemas de almacenamiento BESS stand – alone de Argentina, y la primera convocatoria pública tras lo hecho en RenMDI (adjudicó poco más de 630 MW renovables en casi 100 proyectos), por lo que tanto desde el sector público como del privado hay cierta expectativa por la cantidad de proyectos que pudieran presentarse. 

“Habrá diferente tipo de ofertas, aunque muchas menos que en RenMDI. No imagino más de diez empresas participantes, aunque sí diversas ofertas de las mismas compañías en distintos nodos”, estimaron desde el sector privado en diálogo con Energía Estratégica. 

¿Por qué? Fuentes cercanas a este portal de noticias consideran que las garantías son “más caras y el riesgo más alto”, punto central para asegurar el éxito de la licitación si se compara con respecto a lo implementado en Programa RenovAr.

En aquel entonces hubo un esquema de Triple Garantía, con respaldo de CAMMESA, el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER) y el Banco Mundial, donde se garantiza la falta de pago independientemente del motivo; mientras que para la convocatoria AlmaGBA solamente cubre el caso en el que el pago no se dé por imposibilidad de realizar el pass-through a tarifa. 

“A pesar de ello, mejoraron las condiciones ante la modificaciones realizadas al pliego y el rol de CAMMESA en caso de falta de pago por falta de transferencia a la demanda de Edenor y Edesur. Se corrigió parcialmente la cuestión que amenazaba dejar desierta la licitación”, aclararon desde el sector.

“De todos modos, parece que la cancha está inclinada para tres empresas que participaron en la confección del pliego y pusieron parte de las condiciones de la licitación”, agregaron. 

Si bien existe cierto escepticismo sobre algunos puntos de la convocatoria, es preciso recordar que las distribuidoras revelaron que recibieron más de 100 anteproyectos por parte de más de 20 oferentes, bajo un espectro de potencias que van desde 10 MW hasta 150 MW, tanto en alta tensión (220 kV ó 132 kV) como en media tensión (33 kV ó 13,2 kV). 

¿Cómo sigue el proceso?

Los proyectos que hoy se presenten deberán tener entre 10 MW y 150 MW de capacidad (de acuerdo a los nodos de conexión), con fecha objetivo de inicio contractual desde el 1 de enero de 2027 y un plazo máximo de habilitación comercial fijado para el 31 de diciembre de 2028, bajo un contrato de 15 años a partir de CID. 

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

Una vez analizadas las ofertas administrativas y técnicas, CAMMESA publicará la calificación de las mismas el día 12 de agosto y una semana más tarde, el 19/8, se llevará a cabo la apertura de ofertas económicas (sobres B). Mientras que la adjudicación llegará el viernes 29 de dicho mes. 

El acto de apertura de ofertas y lectura de la información de los sobres A será transmitido en vivo y se podrá seguirlo en el siguiente link:

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Colombia opera actualmente con aproximadamente 700 MW de capacidad solar instalada, mientras se acumulan solicitudes por alrededor de 2 GW que no logran avanzar. A pesar del potencial del recurso y del interés inversor, el crecimiento está limitado por diversos cuellos de botella normativos, financieros y sociales.

«Si se implementan las reformas necesarias, el país puede duplicar su capacidad solar cada año», afirma Miguel Hernández, Presidente de la Asociación Colombiana de Energía Solar (ACOSOL).

En diálogo con Energía Estratégica, el directivo advirtió que los problemas son multilaterales: falta de seguridad jurídica, normas desactualizadas, procesos lentos de conexión y financiamiento inaccesible para el sector privado. 

«Tenemos un gobierno con buenas intenciones hacia la transición energética, pero que se queda en el discurso. La transición debe dejar de ser de papel», aseveró.

A nivel financiero, la ausencia de mecanismos claros dificulta que empresas privadas accedan a capital para invertir en renovables, por lo que desde el gremio buscan ser un puente entre fondos como Bancóldex y empresas serias, para filtrar recursos hacia proyectos viables; de manera que ACOSOL trabaja con entidades como el Fondo Nacional de Garantías y promueve vías de microfinanciación.

Los cuellos de botella en puntos de conexión también frenan el despliegue. «Hoy los trámites pueden tardar hasta dos años. Esto agota a los inversionistas y los aleja del país», denunció el dirigente. Además, reclamó que las entidades de control como la Superintendencia no están ejerciendo la vigilancia necesaria sobre los operadores de red.

La situación social también es delicada, ya que en los proyectos solares de gran escala, las consultas previas con comunidades se convierten en procesos interminables. Tras acordar con una comunidad, pueden surgir nuevas comunidades reclamando participación, lo que reinicia todo el proceso y paraliza el proyecto.

«Frecuentemente aparecen nuevas comunidades solicitando participación tras haber cerrado acuerdos previos, lo que obliga a reiniciar los procesos de consulta y genera demoras prolongadas e incertidumbre jurídica para los parques solares», indicó el ejecutivo.

Otro foco es el licenciamiento ambiental. Aunque el gobierno propuso eliminar este requisito para renovables, ACOSOL considera que esto sería un error y que «no se trata de eliminar licencias, sino de agilizar procesos sin sacrificar evaluaciones ambientales rigurosas».

Según Hernández, si se implementan estas reformas, Colombia podría alcanzar 1,2 GW solares instalados en 2025. En caso contrario, el país continuará rezagado frente a otros mercados latinoamericanos.

«Colombia cayó dos puestos en el índice de transición energética. Esto es un reflejo directo de lo que estamos viviendo», manifestó.

Para ACOSOL, las prioridades son claras: actualizar los límites de potencia, mejorar el acceso al financiamiento, agilizar puntos de conexión y fortalecer el rol de las entidades de control.

Generación distribuida

Por otra parte, Hernández reclama que las resoluciones CREG 174 y CREG 075, que rigen desde 2021 y no han sido modificadas desde su publicación, establecen límites técnicos y de capacidad que no responden al avance del sector.

Estas normas regulan la autogeneración y la generación distribuida, pero parten de premisas diseñadas hace más de cinco años, cuando el contexto energético y tecnológico era sustancialmente diferente.

Por ejemplo, la autogeneración a pequeña escala está limitada a 100 kW, un tope que otros países como Chile, México y Brasil ya han elevado hasta los 500 kW. «Seguimos atados a un límite que era razonable en 2018, pero que hoy nos deja atrás», advierte.

Las nuevas normativas sobre comunidades energéticas y la futura de autogeneración remota son vistas con interés, pero ACOSOL teme que repitan errores del pasado.

La resolución que reglamenta las comunidades energéticas se publicó en junio de 2025, junto con el formulario oficial de condiciones de conexión. Esta normativa —la Resolución CREG 101‑072 de abril de 2025— establece las reglas técnicas y comerciales para integrar comunidades al sistema eléctrico nacional. Además, fue complementada por la Resolución 40243 del Ministerio de Minas y Energía, que define el modelo formal de registro y condiciones de conexión.

Hernández advierte, sin embargo, que su diseño es «excesivamente restrictivo» y aunque celebra su creación, advierte que «tal como está planteada, su implementación traerá grandes dificultades».

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Norau México, empresa especializada en la construcción, operación y mantenimiento de proyectos de tecnología fotovoltaica y BESS en baja y media tensión, comienza a dejar huella en el mapa energético del país impulsado por las soluciones financieras de KAM, entidad que lidera con su oferta de productos sin necesidad de inversión inicial (PPA, Power To Own y BESS) para el autoconsumo.

“En México llevamos en este año de operación 7 MW en fotovoltaica y empezamos nuestros primeros proyectos de BESS”, explicó Pep Nogués, CEO de Norau México, en entrevista con Energía Estratégica.

El hito más reciente de esta filial de la compañía europea Norau que lleva más de dos décadas operando en España, está vinculado a la adjudicación de un nuevo contrato con Cemex para la instalación de sistemas solares fotovoltaicos, financiado vía un PPA estructurado por KAM.

Este proyecto marca un paso decisivo en la estrategia de descarbonización de Cemex y refuerza el posicionamiento de Norau y KAM como actores clave en el mercado de energía renovable industrial del país. 

El vínculo comercial con Cemex no es nuevo. La relación comenzó con un proyecto emblemático en una reserva ecológica binacional, la Reserva Natural El Carmen, donde Norau instaló un sistema híbrido compuesto por 39.6 kW de generación fotovoltaica, 12 kW eólicos y 100 kW en baterías.

“En la Reserva Natural El Carmen utilizamos las principales marcas del mercado especializadas en este tipo de soluciones para proyectos aislados, acompañados de nuestro diseño y desarrollo de ingeniería”, detalló Nogués sobre los componentes ya instalados.

Luego de una licitación donde compitieron varias compañías, Norau se hizo de este nuevo contrato firmado con Cemex que contempla la construcción de sistemas solares por un total de 3.7 MW. 

Según indicó el CEO de Norau México, aquel total estará distribuido en 24 sitios de Cemex, tales como Centros de Distribución (CEDIS) y plantas concreteras a lo largo del mercado mexicano.

El diseño multisitio trae consigo un reto logístico para Norau, que implicará desplegar capacidades técnicas y humanas en múltiples ubicaciones a lo largo del territorio nacional. “El proyecto tiene cierta dificultad de gestión y logística. Eso requiere también afinar la logística operacional, movimientos de mano de obra, etcétera.”, comentó.

Este proyecto comenzó su fase de construcción en junio del presente año y fue ejecutado bajo la modalidad de acuerdo de compraventa de energía (PPA) facilitado por KAM, aliados para ofrecer soluciones financieras integrales para proyectos de autoconsumo solar en México y Europa. 

Posicionamiento estratégico y expansión

Actualmente, Norau México opera desde su sede en el estado de Querétaro, en el parque industrial Europark, y planea expandir su presencia física a otras regiones clave del país. “Nuestra oficina técnica y headquarters están en Querétaro. Tenemos intención de quedarnos ahí y próximamente abrir una oficina en el norte y otra más en la península, en la zona de Yucatán”, explicó el directivo.

De cara a 2025, Norau proyecta ampliar su portafolio de proyectos de almacenamiento de energía. “El principal enfoque de Norau para 2025 es consolidarnos en el mercado mexicano como un referente en el sector y desarrollar más proyectos de BESS”, adelantó Nogués.

Un socio estratégico para alcanzar sus objetivos es KAM, que lleva más de 250 MWp financiados en México y Europa, y apoya a los EPCistas (ingeniería, adquisiciones y construcción) en la financiación de sus proyectos a través de productos personalizados para energía solar, procesos 100% digitales, y contratos claros y ágiles.

Un modelo financiero que acelera la transición energética

“Nuestra misión es acelerar la transición energética de las grandes industrias en México con soluciones financieras flexibles y sin fricción, diseñadas para la energía solar. Este acuerdo con Cemex es de gran importancia ya que demuestra que es posible escalar la energía limpia con eficiencia, ahorro energético y sin necesidad de inversión inicial”, afirmó Lucas Casado, director de Desarrollo en KAM.

KAM ofrece financiación ágil y flexible para la creciente demanda de proyectos de energía solar, adaptada al marco regulatorio mexicano, y ya ha financiado más de 250 MWp en México y Europa.

En cuanto a los servicios que ofrece Norau, Nogués puntualizó que la empresa, además de asumir la ingeniería, adquisiciones y construcción (EPC) completa de los proyectos, también se ocupa de la gestión de permisos e interconexiones, con un equipo dedicado.  

Para Norau, el nuevo contrato con la multinacional cementera representa mucho más que una oportunidad comercial. Es una apuesta clave para consolidarse como referente en el mercado de autoconsumo industrial en México. 

El vínculo comercial con Cemex podría replicarse en otros sectores industriales, dado el perfil técnico de la empresa y el valor añadido de aliados estratégicos como KAM, que amplían el know how que traen desde Europa y la experiencia ganada a nivel global. 

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Wattkraft, socio de valor añadido de Huawei desde hace más de una década, introdujo en Europa los primeros contenedores de 5 MWh del fabricante chino, destinados a un proyecto de autoconsumo industrial de 28 MWh. Estas baterías forman parte de su estrategia para acompañar el crecimiento del almacenamiento como respuesta a los desafíos actuales del sistema eléctrico en España.

La compañía opera en el país como distribuidor mayorista de inversores, baterías y equipos de carga para vehículo eléctrico, incluidos sistemas de fast charging, pero su propuesta incorpora una capa técnica diferencial: ha sido reconocida por Huawei como Certified Service Partner (CSP) cinco estrellas, lo que habilita a su equipo de ingeniería a brindar soporte integral en todas las fases del proyecto, desde el diseño y la pre-venta hasta el comisionado y la postventa.

En almacenamiento, Wattkraft ofrece soluciones para segmentos industriales y utility scale. Entre ellas destacan los sistemas cabinet de 215 kWh, con arquitectura modular, instalación plug & play y refrigeración híbrida, diseñados para aplicaciones escalables.

“Se prioriza la eficiencia energética y la mitigación de riesgos térmicos y eléctricos, alineados con los estándares globales más exigentes”, destacó Jesús Heras, Technical Director South-West Europe y Co-Country Manager de la compañía.

Almacenamiento como respuesta ante la saturación del sistema

Durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Iberia, el ejecutivo observó que el segmento utility scale fotovoltaico en España podría enfrentar una ralentización en los próximos años debido a la saturación de red y a la creciente presencia de precios cero en las horas solares.

“Llevamos una inercia que no se puede parar, pero como no hagamos algún cambio regulatorio o venga el almacenamiento, vamos a parar por el tema de saturación”, adviertió.

Dale play al video para ver la entrevista completa con Jesús Heras deWattkraft

👉 Ver en YouTube: https://www.youtube.com/watch?v=D1ND4oiB99o

En paralelo, el autoconsumo residencial e industrial, que creció con fuerza tras la crisis energética de 2022, muestra una menor rentabilidad percibida por parte de los consumidores, generando una desaceleración.

Según el informe anual de APPA Renovables, en 2023 se instalaron 2.507 MW de nueva capacidad de autoconsumo, en 2024, 1.431 MW, lo que eleva el total nacional a 8.137 MW, lo que confirma la tendencia de crecimiento sostenido aunque a un ritmo más moderado respecto a años anteriores.

Sin embargo, Heras sostiene que el almacenamiento puede revertir esta situación, al permitir una gestión eficiente de los picos de demanda y una protección frente a la volatilidad de precios. “No es un ahorro inmediato, pero sí en un plazo medio se recuperaría la inversión. Es como contratar un seguro”, ejemplifica.

En este escenario, Wattkraft proyecta una expansión del almacenamiento combinado con generación renovable en instalaciones híbridas.

“Nos vemos muy preparados ahora para abordar la parte de hibridación de parques fotovoltaicos, incluso eólicos, con baterías, y por supuesto, las plantas stand-alone también”, concluye Heras.

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El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil publicó la ordenanza que abre una consulta pública clave para el desarrollo de la energía eólica offshore en el país. El objetivo es recibir contribuciones de la sociedad y de los actores del sector sobre la metodología propuesta para la selección de áreas destinadas a la generación offshore.

Según detalla el MME, la consulta pública busca recabar información para perfeccionar el marco metodológico propuesto antes de su adopción definitiva, a fin de garantizar un proceso sólido, participativo y alineado con las diversas políticas públicas vigentes.

Es decir que no se trata de seleccionar las áreas directamente, sino de validar la ruta metodológica diseñada por la Empresa de Pesquisa Energética (EPE). 

«Es un paso importante, pero no es definitivo», manifestó Marcello Cabral, director de Nuevos Negocios de la Asociación Brasileña de Energía Eólica y Nuevas Tecnologías (ABEEólica) al ser consultado por Energía Estratégica sobre la nueva consulta pública.

La metodología propuesta consta de tres etapas. En la primera, se identificarán las regiones viables, es decir, aquellas zonas del litoral brasileño que no presentan impedimentos legales o tecnológicos. 

«Se trata de todas aquellas regiones que no tienen ningún conocimiento legal o tecnológico que las limite», explicó Cabral.

En la segunda etapa, se pasará de las regiones viables a las denominadas áreas de interés, un filtro adicional que considera aspectos ambientales, tecnológicos y sociales. 

Y es preciso mencionar que el área de interés no tiene impedimentos legales ni tecnológicos, ni restricciones sobre sensibilidades extremas. Para esto, se realizarán estudios sobre la sensibilidad ambiental y socioeconómica de las zonas preseleccionadas.

La tercera etapa será la definición de los sectores listos para oferta, con base en la clasificación de áreas resultante de la etapa anterior. que además de cumplir con los filtros anteriores, deberán pasar un análisis de viabilidad. 

«En esta etapa, además de no tener impedimentos legales, tecnológicos ni sensibilidades extremas, también se hará la valoración sobre los criterios de viabilidad económica y energética. Todo este proceso es importante para que los proyectos que estudiarán en las regiones tengan este cuidado», precisó Cabral.

Con este proceso, el Gobierno de Brasil busca avanzar en la asignación de áreas marítimas que permitan el desarrollo de proyectos eólicos offshore de forma ordenada, garantizando la seguridad jurídica y técnica para los inversionistas y preservando los intereses ambientales y sociales.

La percepción del sector privado sobre el proceso

Desde ABEEólica, reconocieron la importancia de esta consulta pública, pero advirtieron sobre los desafíos que podrían surgir tras su implementación, especialmente si el mercado valorará el trabajo que hizo la EPE. 

El directivo señaló que, una vez definidas las áreas de interés, el proceso continuará con las ofertas—ya sean permanentes o planificadas—y serán los propios interesados quienes deberán realizar todos los estudios específicos. 

«La EPE creó una ruta metodológica, pero todos los estudios se harán por primera vez, y quizás esto no le genera mucho valor a los interesados, principalmente a aquellos participarán en la cesión de áreas offshore», planteó 

¿Por qué? “El que elige el área es el propio inversionista, entonces sabe que deberá realizar todos los estudios y posiblemente este proceso no tenga tanto valor para ellos”, argumentó. 

Por lo que el sector privado espera que este proceso permita acelerar la toma de decisiones y reducir los riesgos, pero también reclama claridad sobre los pasos que seguirán después de la consulta pública. La preocupación principal es que, aun con la metodología definida, los estudios específicos necesarios para cada proyecto deberán realizarse nuevamente desde cero por parte de cada empresa interesada.

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La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), el Ministerio de Energía de Chile, y el Ministerio de Relaciones Internacionales de Chile han oficializado la celebración de la X Semana de la Energía, evento que contará con la participación de autoridades energéticas de los 27 países miembros del organismo internacional.

Este foro es considerado el más relevante en materia de política energética a nivel regional y se realizará entre el 30 de septiembre y el 3 de octubre de 2025 en Santiago de Chile. En la instancia se abordarán temas cruciales como la descarbonización de las matrices eléctricas, la inteligencia artificial y su impacto en el sector eléctrico, los sistemas de gestión de la demanda, la integración energética regional, así como el papel de los recursos naturales en la seguridad energética y la transición climática.

El ministro de Relaciones Exteriores de Chile, Alberto van Klaveren, señaló que “para Chile es un honor recibir la décima edición de la Semana de la Energía. La energía es parte esencial de nuestra identidad y desarrollo, y queremos compartir nuestra experiencia, los avances, pero también los desafíos energéticos con toda la región. Damos la bienvenida a un país que cree en la integración y en el multilateralismo como la mejor vía para prosperar juntos”.

Por su parte, el ministro de Energía, Diego Pardow, agregó que “el compromiso de Chile con la acción climática y la integración energética regional se refleja en cada política pública que hemos implementado». «Nos enorgullece recibir a la comunidad energética de las Américas en esta semana crucial para el futuro del sector”, agregó.

Entre las actividades destacadas se incluyen la LV Reunión de Ministros de Energía, el III Consejo Empresarial de OLADE y una serie de sesiones técnicas que contarán con más de 180 panelistas con una participación de aproximadamente 3.000 asistentes en un diálogo directo entre gobiernos, el sector privado y organismos multilaterales.

“La Semana de la Energía se ha consolidado como el evento más influyente para el diálogo estratégico en el ámbito energético de América Latina y el Caribe. En esta edición, buscamos resaltar soluciones concretas para una transición que sea tecnológica, justa e inclusiva”, afirmó Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLADE.

Detalles del evento

En el marco de la X Semana de la Energía, se desarrollarán una serie de eventos paralelos que enriquecerán el diálogo multisectorial en torno a los principales desafíos y oportunidades del sector energético. Entre ellos destaca el evento “Desafíos socioterritoriales para la Transición Energética”, que reunirá a actores del sector público, privado, sociedad civil y comunidades para construir un mapeo regional de estrategias que impulsen proyectos energéticos inclusivos y sostenibles en los territorios.

Asimismo, se celebrará la ceremonia de premiación de la segunda edición de los Premios de Excelencia Energética, reconociendo iniciativas destacadas de actores públicos, privados, académicos y comunitarios.

Otro evento clave será el II Seminario Internacional de Interconexión Energética en Latinoamérica, que abordará los retos técnicos, políticos y económicos de la integración regional, el I Encuentro de Juventudes de América Latina y el Caribe en Energía, orientado a empoderar nuevas voces en la gobernanza energética, y el evento académico “Conectando Mentes, Energizando el Futuro”, que se realizará en La Serena con la participación de instituciones universitarias, centros de investigación y jóvenes profesionales del sector.

Chile, como país anfitrión de esta décima edición, se distingue por su ambiciosa política energética. Ha logrado un 60% de capacidad instalada en energías renovables no convencionales, liderando la región en energía solar y avanzando significativamente en el desarrollo del hidrógeno verde. Además, promueve un marco normativo moderno en eficiencia energética, electromovilidad y ordenamiento territorial con bajas emisiones.

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El Decreto 450/2025, publicado días atrás por el Gobierno argentino (ver nota), redefine las reglas del mercado eléctrico mediante adecuaciones a las Leyes 15.336 y 24.065. Esta reforma establece un marco jurídico pro-mercado que busca reducir el peso del Estado, facilitar contratos entre privados y habilitar la libre elección de proveedor por parte de los usuarios. 

La norma también habilita el comercio internacional de electricidad bajo reglas claras, exige transparencia en la facturación energética e impulsa la inversión privada en transporte eléctrico. Todo ello se implementará de forma gradual, en un plazo de transición de 24 meses.

Para Ignacio Rosenfeld, manager de Scalar Capital, este paso es clave desde el punto de vista regulatorio: “Es muy positivo que se avance en regular y actualizar”, aseguró en diálogo con Energía Estratégica.

Sin embargo, más allá del plano normativo, puso el foco en la viabilidad económica del nuevo esquema, ya que valoró relevante avanzar en promover la competencia y sacar al Estado como el principal actor en la intermediación del sector, aunque advirtió que “aún es un interrogante si efectivamente existen incentivos económicos para que aumente la generación energética”.

A diferencia del impulso observado en el desarrollo de Vaca Muerta el especialista consideró que ese dinamismo no se puede trasladar de forma automática al sistema eléctrico. 

“Para que haya mejoras en el transporte tiene que haber incentivos para que haya una mayor generación y demanda, y la generación dependerá principalmente de lo que sea la demanda. Entonces, si no tenemos una fuerte reactivación económica en los planos industrial y comercial, tampoco habría mucho incentivo”, afirmó. 

Respecto a la situación de las energías renovables en este nuevo escenario, el análisis es cauteloso para la competencia, ya que si bien las renovables tienen un panorama favorable por cuestiones ambientales y de aprovechamiento de los recursos que tenemos, con eólica y solar con factores de carga muy altos, bajo la mirada del especialista en temas energéticos, también chocan contra el factor económico.

“La cancha todavía se sigue inclinando más por energías térmicas, lo cual no quita que aumente la oferta de generación renovable y naturalmente el precio baje. Hecho que eventualmente podría pasar, aunque creo que todavía estamos lejos de esa situación”, subrayó.

Por otro lado, el Decreto 450/2025 señala que se establecen múltiples alternativas para el desarrollo de la infraestructura de transporte eléctrico, procurando la inversión privada, habilitando la libre iniciativa a propio riesgo.

Para ello, se requerirían garantías regulatorias y económicas claras. Desde el lado económico, es clave una demanda sólida, y desde lo normativo, una estabilidad que garantice reglas del juego estables en el tiempo, al menos, hasta que se recupere la inversión, como por ejemplo las futuras reglamentaciones y aclaraciones normativas que se deban realizar. 

Un decreto pro-mercado con impacto cambiario

Rosenfeld también destacó un aspecto macroeconómico clave: la relación entre utilización/aprovechamiento de recursos propios y el tipo de cambio. Como bien destacó el gobierno al comunicar el Decreto 450/2025, durante 20 años se gastaron 105.000 millones de dólares en sostener el sistema energético, gasto el cual repercutió no sólo en subsidios sino también en importación de energía, lo cual impuso mucha presión sobre el tipo de cambio. Consecuentemente, si el gobierno apunta a un mercado más competitivo y con menor participación estatal se podrá entonces pensar en inversiones que permitan aumentar la oferta mediante un mayor aprovechamiento de recursos propios, lo cual reduciría sensiblemente la salida de divisas y por tanto también la presión sobre el tipo de cambio.

Dicho lo anterior, el país podría llegar a combinar un fuerte salto en la exportación de gas y petróleo con una fuerte contracción de sus importaciones, ello ayudado por una mayor oferta de energía a nivel local, todo lo cual guarda relación a su vez con la estabilidad cambiaria que viene impulsando la actual administración nacional.  

Finalmente, Rosenfeld observa que la orientación general del Decreto 450/2025 es coherente con una mirada de largo plazo y no de revisión del pasado: “Es una mirada 100% para adelante y no una revisión. El gobierno busca mayor apertura, mayor competencia, para que el beneficio sea para el consumidor final”. 

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En una entrevista exclusiva en el marco de FES Iberia 2025, el Director de Estrategia y Director Tecnológico de Chemik Group, Héctor Erdociain, anticipa que la compañía alcanzará en 2025 un crecimiento del 50% respecto al año anterior. Este avance se apoya en una estrategia centrada en la fidelización tecnológica, la visibilidad de proyectos y una fuerte apuesta por la innovación y la expansión regional.

Según detalla el ejecutivo, el objetivo trazado para este año ya comienza a materializarse: “A día de hoy estamos en presupuesto, por lo cual estamos contentos”, asegura. Se trata de una evolución sostenida, incluso frente a la desaceleración de mercados clave como España y Colombia, que en otros años mostraban mayor dinamismo. La clave, explica, ha sido la planificación proactiva y el desarrollo de soluciones personalizadas para cada cliente.

Este escenario cobra especial relevancia si se considera que el mercado solar español transita un momento de ralentización, afectado por precios cero o negativos y una menor previsibilidad. “El mercado español este 2025 está bastante más frenado”, apunta Erdociain, quien destaca que “en primavera se dan precios cero o negativos en momentos concretos”, lo que complica la planificación para muchos actores del sector. 

No obstante, Chemik proyecta aumentar su volumen de gigavatios instalados en el país respecto a 2024. “Vamos a hacer más gigavatios este año que el año pasado en España y eso es un mérito”, manifiesta.

Una de las grandes apuestas de la firma para consolidar su liderazgo es un nuevo producto, que se encuentra en fase final de pruebas que estará orientado a resolver problemas de seguridad post-instalación en parques solares. 

Si bien el ejecutivo evitó dar detalles técnicos, sí anticipó que su lanzamiento al mercado está previsto para el corto plazo. “Estamos con las pruebas reales en parque ya del producto, creo que en un mes podremos decir que ya lo tenemos”, señala. 

La innovación nace de la necesidad de aumentar la confiabilidad de los proyectos una vez en operación, algo que hasta ahora estaba menos cubierto por las soluciones tradicionales. “Veíamos que había que hacer algo más para dar cierta seguridad a los proyectos una vez instalados”, indica Erdociain. El objetivo es que este nuevo desarrollo marque un diferencial competitivo en 2026, año en el que proyectan una fuerte comercialización del producto.

Este crecimiento no se explica por el aumento de demanda, sino por la profundización de la relación con los clientes actuales, quienes apuestan nuevamente por Chemik gracias a soluciones personalizadas. 

“El dar valor a los clientes con productos diferenciados genera que esos clientes continúen trabajando contigo”, afirma Erdociain, quien remarca que la apuesta en I+D ha permitido lograr visibilidad y previsibilidad de proyectos, dos factores críticos para fabricantes. Esto permite a Chemik planificar con antelación y crear los equipos necesarios para responder en condiciones óptimas a la demanda, minimizando contingencias y garantizando estándares de calidad operativa.

El desempeño regional de Chemik en 2025 es heterogéneo. Erdociain subraya que mientras mercados tradicionales como Colombia muestran señales de desaceleración, otros países han sorprendido positivamente. “Nos ha sorprendido Chile. Perú es un mercado bastante interesante. Estados Unidos es muy potente para nosotros”, puntualiza. En paralelo, México aún no despega, pero desde la compañía mantienen la expectativa de que se reactive pronto. 

Así lo comentó también durante su participación en el panel «Tendencias de la energía solar y el almacenamiento en España: Visión de líderes» en el FES Iberia 2025, donde remarcó que el desempeño internacional es resultado de una planificación anticipada y una escucha activa de los requerimientos técnicos de cada mercado.

Un elemento central en la filosofía de Chemik es la planificación con base en visibilidad real de los proyectos. Esto permite ajustar las capacidades internas, anticipar necesidades logísticas y generar respuestas técnicas más eficientes.

“Es muy importante para los fabricantes como nosotros poder planificar en el tiempo los proyectos que van a tener todo a lo largo del año”, explica Erdociain. Este enfoque es, para las empresas, uno de los motores silenciosos detrás de su performance.

Con esta visión, Chemik Group consolida una posición destacada dentro del sector fotovoltaico. El equilibrio entre expansión, fidelización e innovación técnica aparece como su fórmula de crecimiento sostenible, incluso en escenarios de alta volatilidad como el actual.

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La falta de infraestructura de transmisión es el principal obstáculo para el crecimiento de las energías renovables y el desarrollo industrial en México. Según el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2024-2038, se estima que para poder incorporar entre 15 y 20 GW de renovables al sistema eléctrico al año 2030, el país necesita construir por lo menos 15.000 kilómetros de nuevas líneas de transmisión, además de revisar y modernizar muchas de las existentes, incluyendo las subestaciones de servicio.

“Hoy no estamos preparados para absorber de manera eficiente los picos de generación variable”, advierte Usue Abad Contreras, especialista en energías renovables en diálogo con Energía Estratégica. Y explica que, aunque los costos de las baterías han bajado y el autoconsumo puede ayudar a aliviar el sistema, sin una expansión de la transmisión, la transición energética no será viable.

Las líneas de transmisión no han crecido al ritmo de la demanda. “Es más, no consideraron en su planeación la incorporación de la energía proveniente de fuentes renovables”, sostiene Abad Contreras. Recuerda que, cuando se diseñó el esquema inicial, la Generación Distribuida estaba limitada a 0,5 MW, y aunque hoy se permite hasta 0,7 MW con la correspondiente interconexión a la red, las líneas siguen siendo insuficientes.

La inversión necesaria es considerable. De acuerdo con Abad Contreras, “el costo por kilómetro de línea de transmisión en México varía entre 350.000 y 600.000 dólares, dependiendo del voltaje, la topografía y los derechos de vía”. Esto implica un gasto de entre 9.000 y 11.000 millones de dólares para la expansión de las líneas, a lo que se suman entre 1.000 y 2.000 millones de dólares adicionales para modernizar las subestaciones existentes.

La matriz energética mexicana depende actualmente en un 60% del gas natural, lo que representa un riesgo estructural frente a la volatilidad de precios y la seguridad de suministro. Esta situación no sólo genera un cuello de botella para las renovables, sino que también eleva los costos en situaciones de crisis energética, según advierte la especialista.

La demanda eléctrica crece a un ritmo sostenido. Según el Centro Nacional de Control de Energía, el consumo promedio aumenta un 2,9% anual. En 2023, la capacidad total del sistema eléctrico nacional fue de 90.000 MW, pero se requería capacidad para cubrir más de 110.000 MW en la demanda real. En términos de consumo, el país pasó de 351.000 GWh en 2023 a una proyección de 435.000 GWh en 2030.

Una medida reciente podría aliviar parcialmente la situación: el Acuerdo de Generación de Autoconsumo Interconectado publicado por la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria permite a los parques industriales desarrollar proyectos de autoconsumo de entre 0,7 y 20 MW. “Esto desahogará los cuellos de botella de las líneas de transmisión en zonas de desarrollo económico e industrial”, explica Abad Contreras.

Las zonas más críticas del país necesitan inversiones urgentes. En el Istmo de Tehuantepec, hay una alta capacidad eólica instalada que no puede ser evacuada al centro-sur por falta de nodos de interconexión. En Baja California, la prioridad es conectarse al sistema nacional. El Noreste y Noroeste poseen un enorme potencial solar y eólico, pero requieren inversión en transmisión y distribución.

En el Bajío y Centro Occidente, la alta demanda industrial podría beneficiarse del autoconsumo para liberar presión sobre la red. La Península de Yucatán, históricamente vulnerable, también necesita alternativas renovables apoyadas en almacenamiento.

Sin embargo, con una buena planificación se puede lograr que las fuentes renovables recuperen su tasa de crecimiento y tengan un papel preponderante dentro de la matriz energética del país, según manifiesta Abad Contreras.

Para lograrlo, México necesita un plan de modernización integral de la red. “Lo primero es enfocarse en la construcción de nuevas líneas de transmisión de alta tensión en zonas troncales y corredores regionales, y en la modernización y mantenimiento de las actuales que lo necesiten”, explica Abad Contreras.  También destaca la necesidad de invertir en digitalización, redes inteligentes y sistemas de monitoreo en tiempo real para la gestión de intermitencias.

Un punto clave es el almacenamiento. La especialista señala que “se tiene que invertir en un almacenamiento consolidado, tanto de fuentes convencionales como de baterías, para regular las intermitencias y dar el soporte que requieren las renovables”.

Además, enfatiza la importancia de dar un mantenimiento certero a las líneas disponibles para evitar fugas y pérdidas técnicas, junto con la necesidad de reforzar las interconexiones con las penínsulas, especialmente Baja California y Yucatán.

La Ley de la Industria Eléctrica contempla la participación del sector privado en la infraestructura, mediante contratos mixtos, asociaciones público-privadas o esquemas de inversión financiada, pero falta la emisión de la reglamentación secundaria y terciaria. “Lo más importante es que se garantice el acceso a la demanda y se consoliden los proyectos de autoconsumo interconectado”, sostiene Abad Contreras.

Finalmente, la ejecutiva concluye que México tiene recursos renovables competitivos y una demanda creciente, pero enfrenta limitaciones en transmisión, incertidumbre regulatoria y dependencia del gas.

“Con inversiones en infraestructura crítica, reglas de mercado claras y la integración acelerada de renovables con almacenamiento, México puede lograr una matriz diversificada, competitiva y alineada con la transición energética”, concluye Abad Contreras.

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Panamá se posiciona como un referente regional al impulsar la energía solar como eje de democratización del acceso a la energía. Con una estrategia clara de largo plazo, el país ya suma 165,8 MW de capacidad instalada en autoconsumo, cifra que crece de la mano del marco normativo y una planificación construida de forma multisectorial.

“El panameño ha encontrado en la energía solar distribuida un aliado frente a los costos de energía”, afirma Rosilena Lindo Riggs, asesora global en Energía y Clima y ex secretaria Nacional de Energía de Panamá, en conversación con Energía Estratégica.

El auge del autoconsumo no es casual. Responde a la implementación progresiva de la Estrategia Nacional de Generación Distribuida, que ya cuenta con un 55% de avance al primer semestre de 2024. Este plan proyecta alcanzar 1.700 MW de capacidad instalada en autoconsumo renovable para 2030, equivalente al 14% de la energía total requerida.

Actualmente, una de las tres distribuidoras eléctricas del país ya supera el 3% de penetración energética y el 10% en potencia instalada mediante autoconsumo, según la Cámara Panameña de Energía Solar.

“Esta estrategia se está implementando activamente desde el sector privado, y se constituye en la herramienta por excelencia de descentralización y resiliencia energética”, destaca Lindo.

Gobernanza compartida y marco legal sólido

Este proceso se enmarca dentro de la Agenda Nacional de Transición Energética, lanzada en 2020 con ocho estrategias clave. Según Lindo, su fortaleza radica en que fue construida “de la mano del sector privado, academia, sector público y sociedad civil”, otorgando a cada actor un rol claro dentro de la transición.

El soporte jurídico incluye normas como:

• La Ley 37 de 2013, modificada por la Ley 417 de 2023, que otorga incentivos fiscales para tecnologías solares.

• La Ley 45, que establece un régimen de incentivos para fuentes renovables y limpias.

• Las resoluciones de gabinete que aprueban estrategias sobre generación distribuida, innovación del sistema eléctrico y lineamientos generales de transición energética.

“Este marco legal les provee seguridad jurídica y claridad a los inversionistas”, enfatiza la ex funcionaria.

Desafíos pendientes: regulación, tarifas y equidad

A pesar del avance, Lindo advierte sobre riesgos latentes. “Es crítico que la regulación de la generación solar distribuida no vaya en detrimento de esta herramienta de democratización”, plantea, en referencia al debate del denominado “impuesto al sol”.

Para sostener el crecimiento del autoconsumo, Panamá necesita:

• Finalizar la homologación de criterios técnicos para instalaciones.

• Simplificar procedimientos para proyectos de pequeña escala.

• Lanzar una plataforma digital de trámites, diseñada en conjunto con el BID y los municipios.

• Incrementar los límites de capacidad instalada permitida.

• Liberar el acceso público a la información técnica por circuito.

Además, Lindo plantea la necesidad de una regulación específica para generación distribuida comunitaria y de un modelo tarifario con separación de cargos fijos y variables, fundamentado en estudios financieros. Todo ello, según su visión, debería financiarse aprovechando esquemas de financiamiento climático, dada la función adaptativa de la generación distribuida ante eventos extremos.

“La generación distribuida es una medida de adaptación ante un clima cambiante”, resume.

Interconexión regional: la conexión con Colombia avanza

En paralelo a su desarrollo interno, Panamá avanza en el proyecto de interconexión eléctrica con Colombia, una obra estratégica para reforzar la confiabilidad del sistema y su integración regional.

Actualmente, el proyecto depende del avance del Estudio de Impacto Ambiental (EIA) en territorio colombiano, presentado oficialmente en febrero. Del lado panameño, el EIA también está en ajustes por cambios regulatorios y requiere el consentimiento favorable de tres grupos étnicos.

En paralelo, Panamá y Colombia trabajan en la armonización regulatoria binacional, necesaria para definir ingresos, viabilidad financiera y para la actualización del modelo de costos (CAPEX) y financiamiento, bajo la supervisión técnica del BID Invest.

“Una vez culminado este proceso, la empresa ICP podrá avanzar en las licitaciones y la construcción del proyecto”, detalla Lindo.

Una visión estratégica a largo plazo

La apuesta panameña no se limita a sumar megavatios: busca construir un modelo energético más participativo, resiliente y sostenible. “Las plantas solares nuevas son parte de la respuesta de un sector privado que se siente parte del camino trazado por Panamá hace 20 años”, destaca Lindo, en referencia al proceso de gobernanza iniciado en 2020.

Con reglas claras, visión compartida y proyectos de integración regional en curso, Panamá avanza hacia un sistema donde la energía renovable no solo sea abundante, sino accesible y justa para todos.

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El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil y el Ministerio de Energías Nuevas y Renovables de la India firmaron un Memorando de Entendimiento centrado en la cooperación bilateral en fuentes de energía renovables.

El documento se firmó durante la visita oficial del primer ministro indio, Narendra Modi, a Brasil y refuerza el compromiso de ambas naciones con el desarrollo sostenible y la transición energética global. El acuerdo establece las directrices para una alianza estratégica entre Brasil y la India, centrada en tecnologías limpias y políticas públicas orientadas a la expansión de las energías renovables.

«La alianza con India refuerza el liderazgo de Brasil en la transición energética global. Unimos fuerzas con una nación estratégica para acelerar el desarrollo de tecnologías limpias, generar empleos verdes y garantizar la seguridad energética con responsabilidad ambiental. Esta es la diplomacia energética al servicio de un futuro más sostenible», afirmó el ministro de Minas y Energía de Brasil, Alexandre Silveira.

Los temas prioritarios incluyen la energía solar, eólica, hidroeléctrica, la bioenergía, el almacenamiento de energía y el hidrógeno de bajas emisiones. El documento también contempla la capacitación técnica, el intercambio de expertos y la promoción conjunta de investigaciones y proyectos innovadores.

Como parte de la implementación del acuerdo, se creará un Grupo de Trabajo Conjunto para coordinar iniciativas y fomentar el intercambio de información, experiencias y buenas prácticas entre ambos países. Con una vigencia inicial de cinco años, el memorando fortalece la cooperación Sur-Sur y alinea a Brasil e India con los esfuerzos internacionales para combatir el cambio climático, promover el uso de tecnologías sostenibles y fortalecer la seguridad energética.

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El Ministerio de Energía de Chile lanzó a consulta pública la modificación del Decreto Supremo N°88, correspondiente al reglamento de medios de generación de pequeña escala, con el objetivo de habilitar a los sistemas de almacenamiento BESS a participar en el mercado de energía y potencia. 

La consulta pública estará abierta por 15 días hábiles, con posibilidad de extensión por 7 más, por lo que podrá estar disponible hasta la tercera semana de agosto; mientras que la tramitación del reglamento comenzaría a fines del mes de septiembre.

¿Qué incluye la modificación del DS 88? 

Uno de los principales ejes de la reforma está en la incorporación normativa de los sistemas BESS. La propuesta contempla que estos puedan inyectar energía utilizando las holguras de capacidad de la red, habilitándose mediante bloques horarios extraordinarios.

Además, se establece que la capacidad disponible de retiro para la carga de las baterías podrá ser ajustada según la demanda de los clientes regulados, lo que introduce una lógica coordinada entre operadores y distribuidoras.

Desde el Ministerio aclaran que las inyecciones BESS podrán valorizarse a precio de energía o a costo marginal, pero que en todos los casos debe existir coherencia entre el precio de inyección y el de retiro.

También se habilita que los sistemas de almacenamiento asociados a Pequeños Medios de Generación Distribuida puedan financiar obras de adecuación y ampliación para realizar retiros desde la red, en coordinación con la distribuidora.

Ministerio de Energía de Chile proyecta la tramitación de 12 reglamentos en los próximos meses

Otra transformación estructural es la creación de un nuevo Precio Básico de Energía (PBE), que reemplazará al precio estabilizado una vez culmine el período transitorio en el año 2034, sin un ajuste de banca de mercado y con una reliquidación anual. 

El PBE se determinará a partir de los costos marginales esperados y la energía total en cada subestación eléctrica nacional, considerando tanto la demanda propia como los consumos de las barras asociadas.

“Mensualmente, el Coordinador Eléctrico Nacional contabilizará la diferencia entre la valorización a precio básico de energía y costo marginal horario. Y en diciembre de cada año, a partir de las diferencias acumuladas (a favor o en contra), se calculará el valor del reintegro mensual del año que será como una cuota fija”, aseguraron desde el Ministerio de Energía. 

Otro cambio relevante es la extensión de la vigencia del Informe de Criterio de Conexión de 18 a 26 meses, a fin de lograr mayor flexibilidad a los desarrolladores para completar sus etapas de diseño y tramitación.

Sistemas de monitoreo, control y responsabilidad operativa

Por otro lado, uno de los puntos más sensibles del nuevo esquema será la gestión operativa en tiempo real, que quedará a cargo del Coordinador Eléctrico. La entidad podrá instruir recortes directos a las inyecciones de los PMGD cuando lo estime necesario, aunque las empresas distribuidoras podrán excluir de estos recortes a uno o más PMGD por razones de seguridad y calidad del servicio. 

Bajo esa premisa, los Pequeños Medios de Generación Distribuida también deberán implementar obligatoriamente sistemas de información en tiempo real, cumpliendo las normas técnicas de seguridad y calidad de servicio; sumado a que se propone la creación de centros de control en distribución, a cargo de cada empresa distribuidora, con el fin de asegurar un flujo continuo y coordinado de información operativa con los proyectos PMGD.

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FES Iberia 2025 se consolidó como el punto de encuentro estratégico del sector energético en Madrid, con la presencia de líderes globales que debatieron sobre transición energética, almacenamiento, regulación y nuevas tecnologías. En ese marco, Energía Estratégica mantuvo una entrevista audiovisual exclusiva con Luis Contreras, managing director de Yingli Solar, quien presentó en detalle las características del nuevo módulo solar de la compañía y sus planes de expansión internacional.

“El módulo de la serie Plateau ofrece una eficiencia de módulo superior al 24 %, en torno al 24,1 %. Se ejemplariza en una potencia pico de 750 vatios y tiene un mejor comportamiento térmico, una mejor degradación del módulo y una eficiencia de bifacilidad superior”, detalló Contreras.

Según explicó el directivo, la tecnología se traduce en beneficios económicos concretos para los desarrolladores: “Le puede aportar al cliente una reducción en su CAPEX del VOS en torno al 1,5 % y una reducción del LCOE del sistema en torno al 2,9 %”.

Contreras consideró que el valor diferencial está en esa propuesta cuantificable: “Es un producto que viene a traer valor añadido al mercado, valor añadido al cliente, para ayudarle a esa mejora en su propio LCOE de planta, a ser más competitivos en esta situación tan hipercompetitiva de mercado en la que nos movemos”.

Objetivos y visión sobre los mercados internacionales

La estrategia de Yingli Solar está orientada a equilibrar las ventas internacionales con el mercado chino, donde actualmente permanece el 70 % de su capacidad de producción. “El objetivo de la compañía es igualar las ventas fuera de China con lo que se está quedando en el mercado local doméstico”, afirmó Contreras.

En ese sentido, apunta a reforzar el posicionamiento de la marca en mercados clave de Europa y América Latina, especialmente España, Argentina, Perú, Chile, Guatemala y República Dominicana. “Creemos que hay mercados que empiezan a rugir o a crecer con fuerza, pero otros que se quedan un poco paralizados”, analizó.

Sobre España, advirtió una cierta desaceleración, pero resalta que el foco está en construir relaciones de largo plazo: “Apostamos por clientes estratégicos que tengan una visión muy clara de lo que es la calidad y apostar por proveedores sostenibles y fiables en el tiempo”.

Contreras también subrayó el respaldo corporativo como parte de la propuesta de valor: “Nosotros como fabricantes tenemos que dar una garantía por más de 30 años, y uno de nuestros valores añadidos no solamente está en la tecnología y en el servicio, sino también en la sostenibilidad, en tener una salud financiera lo suficientemente fuerte como para acompañar al cliente a largo plazo y además reducir sus riesgos a la hora de invertir”.

Roadmap tecnológico hacia células tándem

Yingli Solar proyecta seguir liderando la evolución tecnológica, de manera que hoy está centrado en evolucionar la tecnología N-Type TOPCon, mientras que el siguiente escalón será la los módulos back conctact, y luego la célula tándem, con eficiencia de célula por encima del 30 %.

Allí, Contreras puso el foco en la necesidad de avanzar hacia soluciones integradas con almacenamiento de energía, a lo que consideró «fundamental» para estabilizar la red y mejorar el rendimiento energético. En su opinión, el diseño de soluciones modulares adaptadas a picos de demanda será clave en el contexto de saturación de red que enfrentan algunos países.

“La innovación tecnológica es la manera de contribuir como tecnólogos al mercado”, concluyó durante su intervención.

Con el lanzamiento del módulo Plateau Panda 3.0, Yingli Solar reafirma su liderazgo tecnológico y su estrategia de expansión global. El nuevo producto no solo mejora la eficiencia energética, sino que representa una herramienta concreta para reducir costos en un entorno competitivo.

Desde FES Iberia 2025, la compañía dejó en claro que su propuesta va más allá del producto: combina innovación, salud financiera, garantías sólidas y una hoja de ruta clara hacia el futuro energético en Europa y América Latina.

Vea la entrevista completa en el canal de YouTube de Future Energy Summit:

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La compañía Copec Flux, parte del ecosistema Copec, proyecta una fuerte expansión en la industria de energía solar fotovoltaica de Chile, particularmente en los segmentos residencial, comercial-industrial y PMGD, con foco en soluciones integradas y tecnologías habilitantes. Su CEO, David Rau, entregó la visión estratégica y los próximos pasos.

Con el respaldo del ecosistema Copec y su sólida experiencia en proyectos fotovoltaicos, la compañía se posiciona como un actor clave en la industria de generación distribuida, con 140 MW ya en operación, proyectando duplicar su capacidad en los próximos años.

“Estamos desarrollando un portafolio tecnológicamente más diverso, que combina energía solar con baterías y estaciones de carga de alta potencia para transporte pesado con camiones eléctricos. La meta es duplicar este portafolio, incorporando nuevas tecnologías y habilitando soluciones para industrias como los datacenters”, señaló David Rau en diálogo con Energía Estratégica. 

La integración de almacenamiento responde a un diagnóstico estratégico: asegurar suministro en horas de baja radiación solar y generar valor para industrias con operaciones críticas fuera de horario punta, como los centros de datos o la logística pesada. Durante el próximo año, la compañía mantendrá su enfoque en proyectos PMGD, evaluando nuevas oportunidades de construcción de plantas adicionales.

En paralelo, Copec Flux avanza con fuerza en el segmento residencial, apostando por democratizar el acceso a la energía solar, implementando soluciones de financiamiento a largo plazo (hasta 15 años), facilidades de pago y un modelo de atención centrado en el cliente. 

“Estamos cuadruplicando el número de instalaciones este año, y proyectamos un crecimiento similar para el próximo. Más allá del volumen de paneles, nuestro foco está en llegar a más hogares y generar un impacto real”, destacó Rau. 

La meta es duplicar la cantidad de hogares con energía solar, superando las 2.000 instalaciones anuales, con la mirada de largo plazo de llegar a un millón de hogares, impulsando un cambio estructural en cómo se accede y consume energía en Chile.

Por otra parte, en el sector comercial e industrial, Copec Flux despliega soluciones de autogeneración solar combinadas con contratos de suministro eléctrico (PPA), en alianza con EMOAC, también parte del ecosistema Copec. Esta integración permite ofrecer un modelo energético híbrido y competitivo, que combina generación renovable con suministro confiable y estable en el tiempo.

“Vemos un gran potencial de desarrollo en este segmento para el próximo año. Nuestra expectativa es duplicar la capacidad instalada en proyectos industriales, alcanzando entre 60 y 80 MW hacia 2026.  Y las baterías tendrán un rol cada vez más relevante, permitiendo a las industrias operar de manera rentable en franjas horarias que antes eran económicamente inviables”, añadió el ejecutivo.

La expansión de Copec Flux no es un esfuerzo aislado. Forma parte de una visión integral que está impulsando Copec para acelerar la transición energética en Chile, con presencia en múltiples eslabones de la cadena: generación, infraestructura de carga, almacenamiento y nuevas soluciones digitales para optimizar el consumo energético.

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Desde su relanzamiento en 2023, Prosumidores 4.0 consolidó un salto cualitativo en la provincia de Santa Fe, al posicionarse como mecanismo clave para acelerar la generación distribuida. Impulsado por la ley provincial sancionada en abril de 2024, el programa incorporó incentivos específicos para el sector productivo y sentó las bases para explorar nuevas tecnologías.

“Ya contamos con 1320 usuarios – generadores en más de 80 localidades. Y estamos cerca de los 8 MW de potencia en renovables”, señaló María Cecilia Mijich, subsecretaría de Energías Renovables y Eficiencia Energética de la provincia de Santa Fe, en diálogo con Energía Estratégica. 

A ello se debe agregar los parques fotovoltaicos de Arrufó, Firmat, San Guillermo y San Javier, que suman 20 MW de capacidad y que fueron adjudicados a la firma Coral Energía en el año 2023 (actualmente están en construcción). 

“Notamos un crecimiento notable desde el lanzamiento del programa en junio del año pasado, sobre todo en el sector comercial-industrial”, afirmó la funcionaria, subrayando que este segmento comienza a crecer en demandas y solicitudes para nuevos proyectos.

Además, la generación distribuida santafesina también gana escala, con más de 120 proyectos en curso que manejan potencias considerables, superando en conjunto los 300 kilovatios en trámite. Esto posiciona a la provincia como referente nacional en generación distribuida, tanto en cantidad de usuarios como en capacidad instalada.

En comparación con los datos de hace un año, cuando el programa registraba 1108 prosumidores, el incremento supera el 19% interanual. Asimismo, el ecosistema de proveedores también creció: en 2023 se contabilizaban 120 empresas, mientras que hoy el número es superior gracias a una política de fortalecimiento del entramado local.

Para facilitar el acceso a estos sistemas, Santa Fe articula líneas de financiamiento específicas, tanto con organismos públicos como con bancos privados. Entre ellas se incluye la iniciativa del Consejo Federal de Inversiones (CFI), que en su última edición destinó $120.000.000 para proyectos renovables, con plazos de hasta 60 meses y un financiamiento del 80% del monto total.

“Tenemos una política de líneas de financiamiento puesta a disposición del sector productivo, que ayuda mucho a que el sector crezca tanto en eficiencia energética como en renovables”, explica Mijich. 

“Trabajamos con CFI, pero también firmamos convenios con bancos privados, con tasas del 20% a 22% anual, que conviene para la ecuación económica de la instalación fotovoltaica, sumado a los beneficios que tiene el programa Prosumidores, de manera que el retorno de inversión ronda de 3 a 5 años”, agregó. 

Más allá del apoyo financiero, el gobierno provincial trabaja en consolidar las condiciones técnicas, regulatorias y profesionales para acompañar el crecimiento sostenido del sector. Esta estrategia busca construir un ecosistema robusto que genere confianza y facilite que cada vez más santafesinos y santafesinas decidan generar su propia energía, con infraestructura adecuada, mano de obra capacitada y herramientas normativas claras.

En paralelo, la provincia avanza en la exploración de nuevas fuentes de energía renovable. “Estamos trabajando y estudiando otras tecnologías, como programas para aprovechamiento de biogás”, comentó Mijich, quien también destacó el enfoque en reconvertir pasivos ambientales del sector productivo en soluciones energéticas viables.

Esta línea de trabajo busca sumar energías limpias alternativas que amplíen el abanico más allá de lo solar fotovoltaico, generando sinergias con la gestión de residuos y promoviendo el desarrollo de un modelo circular de energía.

Eficiencia energética como pilar de la transición

Otro eje clave es la eficiencia energética, con herramientas concretas a disposición de los ciudadanos y del sistema productivo. Una de ellas es la calculadora digital, que genera reportes de grado 1 y 2 con recomendaciones para reducir el consumo. 

Además, la provincia fue pionera en el desarrollo de gestores energéticos y en el etiquetado de viviendas, contando con la primera normativa reglamentada del país en esta materia.

“Este enfoque también se articula con la Dirección Provincial de Vivienda, para incorporar criterios de eficiencia energética en la planificación de viviendas públicas y en la construcción de edificios estatales, analizando costos económicos de construcción, beneficios de las orientaciones y de la naturaleza”, complementó la funcionaria. 

“El objetivo es incorporar el concepto de eficiencia energética en distintos lugares del Estado, que son los que realizarán las transformaciones de cara al futuro en los propios edificios del gobierno, así como también en la política de vivienda pública que se lleve adelante”, concluyó. 

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Solis, reconocido líder mundial en la fabricación de inversores fotovoltaicos, ha recibido oficialmente la Certificación del Sistema de Gestión de Propiedad Intelectual por parte de Zhong Gui (Beijing). Este hito subraya el compromiso inquebrantable de la compañía con un desarrollo seguro, conforme y enfocado en la innovación dentro del sector de energía inteligente. Marca un paso significativo para reforzar la dedicación de Solis a la protección de la propiedad intelectual (PI), la integridad en I+D y el cumplimiento de estándares internacionales, consolidando aún más su posición como socio confiable en energías renovables a nivel global.

La protección de la propiedad intelectual impulsa la innovación en energía inteligente

A medida que la industria de energías renovables evoluciona rápidamente, el cumplimiento sólido en materia de PI se ha vuelto esencial para mantener la competitividad global. Solis ha integrado de manera constante la innovación con el rigor normativo, y esta certificación valida el enfoque integral de la empresa en la protección de patentes, la gestión de secretos comerciales y el cumplimiento de las leyes de PI a nivel internacional.

“La propiedad intelectual es la columna vertebral de la industria solar inteligente”, comentó Jimmy Wang, Presidente de Ginlong (Solis) Technologies. “Desde el diseño de hardware en nuestros inversores hasta los algoritmos impulsados por IA en la plataforma SolisCloud, el cumplimiento está presente en cada etapa de nuestro proceso de desarrollo. Esta certificación garantiza que no solo entregamos tecnología de vanguardia, sino también un ecosistema de innovación seguro y conforme.”

Un marco integral de cumplimiento y confianza

La certificación abarca las funciones principales de Solis, incluyendo I+D, fabricación, ventas y servicios de datos, complementando sus certificaciones internacionales existentes, tales como:

• Regulación de ciberseguridad PSTI del Reino Unido
• Protocolos de protección de datos alineados con GDPR en SolisCloud
• Certificaciones de seguridad CE, UKCA y VDE
• Cumplimiento de red en los principales mercados globales
• IEC 61727 & IEC 62116 – Estándares de conexión y operación a red
• IEC 62109-1 & IEC 62109-2 – Estándares de seguridad para inversores fotovoltaicos

Con cientos de patentes registradas globalmente, Solis continúa expandiendo su portafolio de PI en áreas clave como monitoreo de energía, optimización impulsada por IA y tecnologías conectadas a la red. A medida que SolisCloud implementa funciones de automatización de próxima generación, la compañía mantiene un enfoque en la gestión proactiva de riesgos en PI, asegurando que la innovación avance de la mano con el cumplimiento legal y regulatorio.

Para alinear mejor sus innovaciones con las necesidades reales del mercado, Solis invita a sus clientes y socios de la industria a participar en la Encuesta Global de Satisfacción 2025:
Participar aquí

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El ministro de Energía y Minas de República Dominicana, Joel Santos, aseguró que la línea de transmisión de 345 kilovoltios (Kv), inaugurada este miércoles en Manzanillo, Montecristi, fortalecerá la capacidad y confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), al tiempo que optimizará el transporte de la energía generada por la central Manzanillo Power Land, que cuenta con 414 megavatios de potencia.

Esta obra es el resultado de una colaboración público-privada que consiste en 128 kilómetros. Esta obra, tuvo una inversión superior a los US$147 millones. La línea fue desarrollada por la empresa Energía 2000, en un acuerdo con la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), y su construcción estuvo a cargo de Elecnor.

«Hoy damos un paso trascendental en el fortalecimiento del sistema eléctrico dominicano, con la inauguración de la Línea de Transmisión de 345 kilovoltios, una obra que une a Pepillo Salcedo con El Naranjo, pasando por Guayubín y que representa un hito en nuestra estrategia de modernización, eficiencia y sostenibilidad energética», aseguró Santos.

El ministro resaltó el trabajo conjunto entre ETED y Energía 2000 en esta «imponente obra», que simboliza el desarrollo y un avance firme hacia la meta de incrementar la capacidad del SENI para 2028, una de las estrategias clave de la gestión del presidente Abinader.

Santos también señaló que esta infraestructura permitirá aprovechar al máximo el potencial de energía renovable, eólica y solar de la región noroeste, impulsando la diversificación de la matriz energética del país.

«Esta infraestructura será clave para el desarrollo de toda la región norte, al crear nuevas oportunidades de inversión, garantizar mayor estabilidad energética y conectar eficientemente la generación con el consumo», añadió el titular del MEM, quien estuvo acompañado por el viceministro de Energía, Alfonso Rodríguez.

De su lado, Martín Robles Morillo, administrador general de la ETED, reconoció que este logro forma «parte del compromiso asumido en el plan de expansión del sistema de transmisión que llevamos adelante con responsabilidad, visión y respaldo firme del presidente Luis Abinader. Constituyendo también el cumplimiento de la Ley General de Electricidad».

En tanto, Jaime Santana Bonetti, presidente de Energía 2000, destacó que la línea fue diseñada con los más altos estándares técnicos. Anticipó que su impacto se traducirá en energía más confiable y competitiva para industrias, comercios y comunidades del norte, configurando «un sistema eléctrico más robusto, más justo, más nacional».

En el evento también estuvieron presentes altos funcionarios del Gobierno y representantes del sector empresarial.

Sobre la Línea

Con una longitud de 128 kilómetros, esta línea de transmisión de doble terna, compuesta por 321 torres distribuidas cada 400 metros, permitirá interconectar los proyectos de generación eléctrica en desarrollo en Montecristi, incluyendo la central Manzanillo Power Land de 414 MW, con el SENI. La conexión se realiza a través de una salida con interruptor de potencia en la subestación El Naranjo, en la provincia de Santiago.

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El Ministerio de Energía y Minas de Perú (MINEM) aprobó el Decreto Ministerial N.º 214-2025-MINEM/DM, que actualiza los Términos de Referencia (TdR) para la elaboración de estudios ambientales detallados de proyectos de generación eléctrica mediante energía solar y eólica. Esta normativa, que entró en vigencia el pasado 6 de julio, establece lineamientos metodológicos obligatorios para las centrales renovables, alineados con el marco del Sistema Nacional de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA).

Desde el sector renovable destacan que esta iniciativa no solo contribuye a mejorar la previsibilidad de los instrumentos de gestión ambiental, sino que también genera condiciones más claras y predecibles para invertir en el país. “La existencia de un marco normativo más claro y predecible constituye una señal positiva para los inversionistas”, señaló Brendan Oviedo, past president de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) y socio en Hernández & Cía.

Uno de los aportes clave de la nueva normativa es la estandarización de requerimientos técnicos y procedimientos. “Reduce la incertidumbre regulatoria y las observaciones recurrentes, lo que resulta fundamental para alinear los cronogramas de permisos con las etapas críticas de desarrollo de los proyectos”, explicó Oviedo en diálogo con Energía Estratégica.

De acuerdo con el documento oficial, los TdR definen aspectos técnicos esenciales como la descripción del área de influencia, los mecanismos de identificación de impactos, la caracterización del medio físico, biológico y socioeconómico, así como los criterios para el desarrollo de líneas base. Esta definición técnica, según especialistas, mejora la calidad y consistencia de los estudios ambientales, facilitando su evaluación.

“La aprobación de estos TdR representa un avance relevante en la regulación”, consideró Mauricio Checa abogado en Hernández & Cía, en conversación con el portal. Desde su mirada, esta actualización normativa contribuye a mejorar la previsibilidad, consistencia técnica y calidad de los instrumentos de gestión ambiental.

Además de mejorar los procesos de revisión, los nuevos TdR tienen el potencial de acortar los plazos para la aprobación de los estudios ambientales, especialmente al facilitar la identificación de contenidos mínimos obligatorios. “Pueden acelerar la elaboración y revisión de la línea base, así como reducir la cantidad de observaciones por parte de la autoridad”, precisó Oviedo.

Otro aspecto valorado por el sector es la uniformización de los criterios metodológicos que deben aplicarse en la elaboración de los estudios. Esto incluye una delimitación técnica más precisa y un abordaje estandarizado del análisis ambiental, lo cual mejora la eficiencia tanto para los desarrolladores como para los organismos evaluadores.

En cuanto al componente social, también se reconoce que la norma refuerza el enfoque participativo, al incluir directrices más definidas para la participación de las comunidades involucradas. “Se reconoce un esfuerzo por fortalecer los mecanismos de participación ciudadana mediante lineamientos más claros y estructurados”, agregó Checa. Aunque el eje técnico es prioritario, el componente social sigue siendo determinante para la viabilidad de los proyectos en territorio.

A nivel institucional, se subraya que los avances normativos deben ir acompañados de una implementación coherente por parte de las autoridades ambientales. La correcta interpretación y aplicación uniforme de los TdR entre las distintas instancias del MINEM será clave para consolidar la previsibilidad buscada por el sector. “La aplicación técnica, no discrecional, de estos lineamientos es lo que garantizará su efectividad práctica”, enfatizó el representante de la Asociación Peruana de Energías Renovables. 

A pesar del avance, aún se consideran necesarios algunos ajustes regulatorios. “Es fundamental que las autoridades establezcan compromisos institucionales claros respecto a los plazos y procedimientos de evaluación ambiental”, subraya Checa. Definir cronogramas y mecanismos de seguimiento permitiría reducir todavía más la incertidumbre y facilitar una mejor planificación financiera y operativa.

Esta actualización normativa llega en un momento clave, en el que el sector renovable peruano concentra grandes expectativas de crecimiento e inversión. En este contexto, la combinación de señales regulatorias estables, reglas claras y agilidad institucional será determinante para consolidar un nuevo ciclo de inversiones en energías limpias en el país.

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La transición energética colombiana avanza, pero no al ritmo ni con la base sólida que requiere el desafío climático global. A pesar de una matriz eléctrica mayoritariamente limpia gracias a la generación hidráulica (que representa más del 70% de la generación), el país enfrenta riesgos crecientes por falta de diversificación territorial, vulnerabilidad ante fenómenos climáticos como El Niño, y una infraestructura que no acompasa el crecimiento de la demanda ni la incorporación de nuevas tecnologías.

En su informe de junio 2025, la Cámara Colombiana de la Energía pone en el centro del diagnóstico dos eslabones críticos: la infraestructura de transmisión nacional y regional, y el ecosistema normativo para la autogeneración en pequeña escala.

El gremio, advierte que el sistema actual, con más del 75% de sus líneas de alta tensión superando los 35 años, no está preparado para evacuar el potencial renovable del país.

La situación es particularmente crítica en regiones como La Guajira y la Costa Caribe, donde la generación eólica y solar crece, pero la infraestructura de evacuación se retrasa, generando proyectos «represados» que no pueden inyectar energía al sistema. 

«El 65% de los proyectos renovables no convencionales enfrentan retrasos por demoras en licencias, trámites y oposición social», señala el documento.

A esto se suman otras alertas: las líneas existentes enfrentan sobrecargas por el aumento de generación renovable, y las demoras afectan la confiabilidad del sistema, especialmente en escenarios de alta demanda o eventos climáticos extremos.

Para 2030, XM proyecta 275 restricciones operativas si no se moderniza y expande la red, una situación que podría comprometer la seguridad del sistema, provocar fallas y aumentar los costos del mercado eléctrico.

El otro frente de alerta es la autogeneración en pequeña escala, que podría ser una de las palancas de la transición si se superan las barreras regulatorias. 

El informe destaca que hogares, empresas y comunidades tienen hoy acceso a tecnologías accesibles para producir y almacenar su propia energía, pero la normativa actual desincentiva el autoconsumo con barreras técnicas, trámites complejos y esquemas de compensación poco atractivos.

«Los autogeneradores contribuyen a reducir pérdidas de transmisión, aumentar la eficiencia global del sistema y facilitar una demanda más flexible y electrificada, pero enfrentan dificultades para conectarse, operar con seguridad y acceder a beneficios económicos claros», subraya el gremio.

El diagnóstico incluye seis obstáculos críticos para la autogeneración:

1. Dispersión normativa
2. Trámites de conexión lentos
3. Remuneración deficiente
4. Falta de participación en la operación del sistema
5. Obstáculos para comunidades energéticas
6. Requisitos técnicos restrictivos

A esto se suma un riesgo técnico: la generación distribuida no siempre es predecible y puede generar fluctuaciones que afectan la estabilidad si no se gestiona con tecnologías inteligentes. 

Por eso, el gremio destaca la necesidad de invertir en smartgrids, almacenamiento distribuido, medición avanzada, ciberseguridad y capacidades de monitoreo 24/7. 

También se menciona la importancia de fortalecer la infraestructura regional (STR), para garantizar una transición justa e inclusiva, especialmente en zonas rurales o con comunidades étnicas.

Por último, un aspecto clave que se resalta en el documento es la falta de coordinación institucional. 

La fragmentación entre UPME, CREG, operadores de red y el Ministerio de Minas y Energía complica la gestión de proyectos y genera incertidumbre para los inversionistas.

El mensaje central de la CCE es claro: sin transmisión robusta y sin una estrategia seria de autogeneración, la transición energética en Colombia seguirá estancada. Las soluciones existen, pero requieren inversión acelerada, coordinación institucional y voluntad política para romper la inercia.

«Lo que estamos viendo no es falta de tecnología ni de proyectos: es un cuello de botella estructural que frena la integración de renovables y margina a los usuarios que podrían ser parte activa del cambio», concluye el informe.

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La empresa canadiense Aisa Group presentará ante el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) un proyecto para construir un parque solar de 1000 MW en el departamento de Jáchal, provincia de San Juan, con una inversión superior a los 600 millones de dólares.

El proyecto contempla la instalación de un parque solar en la zona de Jáchal, a la entrada de la Mina Gualcamayo. La primera etapa, de 50 MW de capacidad, se destinará al abastecimiento energético de la operación minera y forma parte del RIGI ya presentado. La segunda etapa, que alcanzará los 1.000 MW totales, será incluida en un nuevo proyecto que el grupo prevé ingresar próximamente en el mismo régimen.

El plan también incluye la conexión de la planta al Sistema Interconectado Nacional mediante la ampliación de la capacidad y la construcción de un enlace de alta tensión de 500 kV para facilitar la integración a la red nacional, lo que permitirá el despacho de energía a distintos puntos del país y el abastecimiento a industrias de la región.

La iniciativa se encuentra en etapa de estudio y prevé generar unos 400 empleos directos durante la fase de construcción. Según datos de la empresa, una capacidad de 800 MW permitiría abastecer el consumo eléctrico de más de un millón de hogares en Argentina, tomando como base un promedio de 600 kilowatts/hora/mes.

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El Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA) otorgó la primera licencia para un parque eólico offshore de Brasil. 

La aprobación marca un hito clave para desbloquear el desarrollo de la energía eólica marina en todo el país, ya que el sector aguarda por la primera subasta para concesión de áreas destinadas a la exploración de proyectos de generación eléctrica marina. 

La primera central con licenciamiento ambiental por parte de IBAMA se trata de un proyecto piloto de 24,5 MW de capacidad,  orientada al desarrollo científico y tecnológico, que se ubicará en aguas jurisdiccionales cercanas al estado de Río Grande do Norte.

El mismo contará con la instalación prevista de dos aerogeneradores (8,5 MW y 16 MW de potencia), a aproximadamente 20 kilómetros de la costa de Areia Branca, con turbinas a profundidades de 7 a 8 metros. 

Mientras que la energía generada se destinará íntegramente al consumo de Porto-Ilha, de Areia Branca, principal punto de embarque de la sal producida en Brasil, a 4,5 kilómetros de distancia. Además, el proyecto prevé la cualificación de mano de obra local y la generación de datos para futuras iniciativas en el sector.

En los próximos 16 a 18 meses, el Servicio Nacional de Aprendizaje Industrial (SENAI) espera desarrollar el proyecto de ingeniería y completar las condiciones ambientales para obtener la licencia de instalación. 

Y el proyecto deberá implementar un plan de gestión ambiental con 13 programas, que incluyen el el monitoreo de la fauna, el ruido subacuático, la comunicación social y la cualificación profesional, entre otras medidas esenciales para garantizar la sostenibilidad del parque. 

¿Cómo quedó el registro de IBAMA?

Tras varios meses desde la última modernización de la plataforma, el Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA) actualizó el mapa de proyectos eólicos offshore con procesos abiertos. 

Tal es así que ya son 103 los parques eólicos marinos con solicitudes de licenciamiento ambiental que suman 247354 MW de potencia a instalar en 16178 aerogeneradores (promedio de 15 MW por turbina) a lo largo de toda la costa este y noreste del país.

Aunque es preciso mencionar que los estados de Rio Grande do Sul y Ceará concentran casi el 60% de todos los desarrollos eólicos offshore, con 78,7 GW (32%) y 66,4 GW (27%) respectivamente. 

Mientras que a nivel tecnológico, las empresas fabricantes que mejor se posicionan con soluciones para el sector eólico marino son Vestas (cerca de 116 GW con casi 7930 aerogeneradores), Siemens Gamesa (22 GW en 1780 turbinas) y GE Renewable Energy (poco más de 12 GW en 970 unidades).

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El rediseño del esquema de licitaciones de suministro vuelve al centro del debate energético chileno. Esta vez, la propuesta parte de Andrés Romero, presidente del directorio de Valgesta Nueva Energía, quien lideró la reforma del mecanismo en 2015 como secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE). 

A una década del cambio, el especialista planteó la introducción de un método tarifario acorde a los costos reales de generación, diferenciando precios según franjas horarias.

“Si tenemos energía solar muy barata en horario diurno, y energía más cara durante la noche, lo lógico es que a los consumidores le diéramos esa señal de precio”, sostuvo Romero en diálogo con Energía Estratégica. 

“Es decir que vamos a tener precios de día y de noche distintos por el cambio en tecnología”, agregó asegurando que el sistema actual distorsiona el valor real de la energía e impide aprovechar todo el potencial de las renovables.

Durante su gestión en la CNE, Romero lideró una reforma que introdujo los bloques horarios en las licitaciones, un diseño que en su momento fue innovador y fomentó mayor competencia. Decisión a la que catalogó como “creativa” en términos de aumentar la oferta para aquel momento, pero que hoy en día observa que el mecanismo de casación utilizado para adjudicar los contratos terminó por limitar su impacto.

El  presidente del directorio de Valgesta Nueva Energía identificó un problema clave en la forma en que se casan las ofertas: la licitación favorece la combinatoria más eficiente en 24 horas continuas, no necesariamente la oferta más competitiva en cada tramo horario. 

“Deberíamos empezar a ajustar por bloque. No es lógico que le estemos dando a los consumidores la misma señal de precio todo el día”, subrayó respecto a la visión de trasladar los costos diferenciados a la tarifa final, lo que permitiría una gestión más inteligente de la demanda.

“Además, económicamente es más razonable, porque se debe dar la señal de precios al consumidor para que no concentre su consumo a la hora más cara. Y ahí saldrán nuevas tecnologías o propuestas para optimizar el proceso”, añadió. 

La propuesta de Romero llega en momentos en que el sector se prepara para una nueva licitación de suministro para clientes regulados. La actual convocatoria subastará 1.680 GWh, a ser entregados desde 2027 hasta el 31 de diciembre de 2030. 

La convocatoria tendrá un único bloque a subastar, el cual está dividido en cuatro sub-bloques de suministro zonales, que contienen una componente base (asociada a la energía anual requerida en cada año) y otra variable, destinada a absorber incrementos no esperados en la demanda de energía y que constituye el 5% de la energía anual requerida por la componente base.

Segmentos zonales que, a la vez, se componen por tres bloques de suministro horario (el A va entre las 00:00 y 07:59 hs y de 23 a 23:59 hs; el bloque horario B es de 8 a 17:59 hs; y el bloque C entre las 18 y 22:59 hs). 

La presentación de ofertas está programada para el 1 de octubre, la apertura económica el 23 de octubre y la adjudicación el 28 de octubre, salvo que sea necesaria una segunda etapa, que se extenderá hasta el 29 de octubre.

La crítica de Romero apunta directamente a este diseño: considera que, aunque contempla bloques horarios, el sistema de adjudicación aún prioriza combinatorias que diluyen el beneficio de las tecnologías más competitivas, como la solar. 

Incluso, de cara al futuro, el entrevistado Romero resumió su planteo en tres prioridades para la próxima administración energética del país: “Un próximo gobierno debería tener al menos esos tres focos: dar una señal potente a los inversionistas, tener focos en seguridad, y llevarle transición energética a los consumidores con una buena noticia”.

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Puerto Rico atraviesa un momento crítico en su transición energética. La falta de definiciones por parte del Negociado de Energía (NEPR) respecto al nuevo Plan Integrado de Recursos (PIR), sumada a la judicialización de la Ley 10 de 2024 —que protege la Medición Neta— genera una doble fuente de incertidumbre para todo el ecosistema del sector solar y de almacenamiento.

“El calendario lo establece el NEPR, y rara vez las cosas son a tiempo en Puerto Rico”, manifestó Javier Rúa Jovet, Chief Policy Officer de la Solar + Energy Storage Association (SESA), en conversación con Energía Estratégica.

Según el directivo, el Negociado recién está comenzando el caso de revisión tarifaria, lo cual retrasa aún más el desarrollo del PIR: “Imagino que el PIR vendrá después, en algún momento”.

Esta demora impacta de lleno en la planificación energética del país, ya que el PIR es la hoja de ruta que debe definir cómo evolucionará la infraestructura eléctrica durante los próximos 20 años y, por tanto, sin este instrumento actualizado, no hay certidumbre sobre qué proyectos serán prioritarios, cómo se integrará la energía distribuida ni qué inversiones públicas o privadas serán viables.

Al mismo tiempo, otra fuente de inestabilidad regulatoria se desarrolla en paralelo: el conflicto judicial en torno a la Ley 10 de 2024, que protege el esquema de Medición Neta hasta 2031. La norma ha sido impugnada por la Junta de Supervisión Fiscal ante el tribunal federal, lo que introduce un riesgo legal sobre una política clave para el despliegue de energía solar residencial y comercial.

“Es difícil predecir el resultado, pero por ahora ese caso sigue en el tribunal de primera instancia”, señaló Rúa Jovet. Además, destacó que “hay un compromiso del Presidente del Senado de apelar ese caso a todos los foros de mayor jerarquía, cuando ese momento llegue, pero no ha llegado”.

De todos modos, mientras el litigio avanza, la adopción de sistemas solares continúa en expansión. Al 31 de marzo de 2025, Puerto Rico registraba 158684 sistemas de Medición Neta activos, que representan 1,14 gigavatios de capacidad instalada. De ese total, 135551 sistemas cuentan con baterías conectadas, lo que equivale a 2,34 gigavatios-hora de almacenamiento distribuido. Además, se estima que cada mes se instalan aproximadamente 4000 nuevos sistemas solares con baterías, lo que eleva continuamente esos valores.

Este crecimiento es reflejo del dinamismo del sector, ya que se proyecta que los 1150 MW de capacidad solar instalada generan unos 2 TWh/año. A lo que se debe añadir que, según Rúa Jovet, “virtualmente 100% de los sistemas tienen baterías”, lo que evidencia una transformación profunda del modelo energético hacia la autosuficiencia y la resiliencia a nivel de usuario.

A pesar de ese dinamismo, los desafíos regulatorios persisten. En el caso de instalaciones solares menores a 25 kW, la normativa vigente permite realizar la conexión sin aprobación previa de la distribuidora, y LUMA está obligada a activar la Medición Neta en un máximo de 30 días tras la notificación del ingeniero. “Por ley, la gente tiene derecho a instalar su sistema solar sin permiso previo de la compañía eléctrica, y dicha compañía está obligada por ley a activar la medición neta dentro de 30 días”, precisó el directivo de SESA.

Sin embargo, para proyectos de mayor escala, la situación es más compleja, debido a que se requieren permisos previo para instalar, y resulta difícil predecir cuánto tarda un caso desde interconexión hasta activación de la medición neta. Los informes del NEPR confirman esta brecha: mientras que el 84 % de los sistemas pequeños se activa en menos de 30 días, el proceso para proyectos comerciales puede extenderse hasta un año, con múltiples expedientes en espera de respuesta por parte de clientes.

La conexión entre ambos temas es directa: la incertidumbre sobre la continuidad de la Medición Neta afecta las decisiones de inversión en el corto plazo, mientras que la postergación del PIR compromete la planificación de largo plazo. En conjunto, estas dos variables limitan el despliegue ordenado y sostenible de la energía renovable distribuida.

Frente a este escenario, SESA insta al gobernador Pedro Pierluisi a intervenir con claridad y contundencia. El llamado es doble: por un lado, defender la Ley 10 judicialmente; por otro, asegurar que el PIR se actualice sin más dilaciones, incluyendo de forma explícita los aportes de la energía solar con almacenamiento distribuido.

“El sector solar y de almacenamiento distribuido depende de señales regulatorias claras para seguir creciendo y generando empleos”, enfatizó el Chief Policy Officer de la asociación.

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El Global Solar Council (GSC) trabaja en el diseño de un mecanismo de fast track orientado a remover barreras económicas y regulatorias que hoy obstaculizan el despliegue solar, en especial en mercados emergentes. 

El documento fue comentado durante la XVIII edición del SNEC PV Photovoltaic Power Conference & Exhibition, el congreso más grande del mundo sobre energía solar fotovoltaica llevado a cabo en China semanas atrás, y será presentado oficialmente en la próxima Conferencia de las Partes sobre el Cambio Climático (COP30), que se realizará en noviembre en Belém, Brasil.

“La estrategia es tener una voz unificada en la industria ante las multilaterales y organismos como la Convención de Cambio Climático”, manifestó Marcelo Álvarez, integrante de la Junta Directiva y coordinador del Task-force LATAM del GSC, en diálogo con Energía Estratégica tras su regreso de SNEC.

“Estro se debe a que muchas veces se encuentran problemáticas comunes, como la permisología, el acceso al financiamiento o el curtailment energético, que son barreras importantes porque hace que se puedan construir menos parques”, agregó. 

La propuesta se enfocará en dos ejes centrales: el financiamiento climático y la evolución de las infraestructuras eléctricas. En ese sentido, el ejecutivo detalló que el objetivo del fast track es impulsar mecanismos que permitan aumentar la potencia renovable instalada, especialmente en redes latinoamericanas que hoy presentan cuellos de botella.

“Pretendemos establecer los términos de referencia para remover o mitigar el efecto de las barreras para el desarrollo, no solamente de los comerciantes, sino de los mercados internacionales completos”, sostuvo Álvarez.

El documento incluirá lineamientos para orientar los fondos climáticos hacia tecnologías limpias, con énfasis en generación renovable, bajo la premisa de que los fondos internacionales no deberían destinarse a tecnologías como el gas natural o la nuclear. 

En este sentido, el especialista que uno de los principales obstáculos que enfrentan los países emergentes es el alto costo del capital necesario para desarrollar proyectos ERNC. La mayoría de los gobiernos, especialmente en América Latina, no cuentan con instrumentos que permitan acceder a financiamiento en condiciones viables.

“Hoy, en los países emergentes, posibilita energía más barata, mayor generación de empleo local, baja de emisiones, siendo la barrera el acceso al capital intensivo, a líneas de crédito que permitan que el dinero para la inversión inicial no salga caro”, destacó el representante del GSC.

Oportunidades de financiamiento

El escenario varía según el país. En Chile, el esquema de project finance se ha consolidado como una herramienta eficaz para estructurar inversiones solares, gracias a marcos regulatorios sólidos y garantías contractuales previsibles; mientras que Argentina enfrenta “limitaciones estructurales” que restringen la capacidad de apalancamiento del sector. 

“En Argentina, el esquema de Project Finance es casi nulo, ya que en la mayoría de casos se solicitan garantías colaterales por fuera del contrato”, subrayó.

Además de los desafíos financieros, las barreras regulatorias y la falta de infraestructura también impiden el crecimiento del sector. Álvarez remarcó que en los países emergentes existen restricciones compartidas, pero con matices locales que deben ser atendidos con precisión.

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La oficina de 8.2 en Hamburgo (8.2 Renewable Energy Experts Hamburg GmbH) ha concluido con éxito la supervisión técnica de construcción de un sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) de 26 MWh en Neumünster, Alemania, en su rol de asesor técnico independiente.

El sistema está destinado a participar en el mercado de energía de respaldo, reforzando la estabilidad de la red eléctrica regional. La instalación fue llevada a cabo por SMA Altenso GmbH, que actuó como contratista general y también como cliente de 8.2 Renewable Energy Experts Hamburg GmbH.

“Valoramos enormemente el asesoramiento profesional y competente brindado por el equipo de 8.2 Group y esperamos continuar colaborando en futuros proyectos,” comentó Selin-Isabel Keller, Project Manager en SMA Altenso, en relación con la exitosa supervisión de la instalación en Neumünster.

Expertos de 8.2 Group auditando instalaciones BESS – Neumünster, Alemania

Sistemas de almacenamiento: piedra angular de la red eléctrica del futuro

Con la creciente participación de las energías renovables en la matriz eléctrica alemana, garantizar la estabilidad del sistema y equilibrar la generación con la demanda se vuelve cada vez más crítico. Los sistemas de almacenamiento en baterías cumplen un rol clave en esta transición, aportando energía de respaldo para estabilizar la red y optimizar los perfiles de carga y generación.

“Nos enorgullece contribuir al éxito de la transición energética en Alemania junto a SMA Altenso y sus socios. Nuestra experiencia en soluciones BESS fue decisiva para lograr una implementación exitosa del proyecto,” afirmó Ralf Reek, de 8.2 Group.

Asimismo 8.2 Group ha colaborado prestando servicios de asesoramiento técnico para el proyecto BESS de 500 MW /2000 MWH (4 hs), ubicado en la ciudad de Bisha, provincia de Asir en el Suroeste de Arabia Saudita. 

Se trata de uno de los más grandes proyectos ejecutados en una sola fase, con tecnología de baterías de ion de litio-fosfato de hierro (LFP). 122 contenedores prefabricados albergan el sistema completo, con cuatro módulos por contenedor (5,365 MWh cada uno). Cada contenedor incluye un inversor (Power Conversion System, PCS) de 6 MW. Mientras que el propietario es Saudí Electric Company (SEC) – empresa estatal. 

En los próximos meses, 8.2 Group continuará acompañando proyectos BESS que —al igual que las instalaciones en Neumünster y Bisha – buscan garantizar un suministro eléctrico regional confiable tanto en respaldo a fuentes renovables, como en la prestación de los servicios adicionales de control de frecuencia y respaldo en los picos de demanda.

Containers BESS en proyecto Bisha – Asir – Arabia Saudi

La empresa asegura la calidad del proyecto durante todas las etapas de planificación y construcción, y también asesora a sus clientes en aspectos clave como la viabilidad económica, selección tecnológica y procesos de licitación de obras.

 Además, el Grupo 8.2 cuenta con una oficina operativa en Argentina, desde donde se coordinan servicios de inspección de calidad en origen (factory inspections) para baterías BESS, paneles solares e inversores, realizados en fábricas ubicadas en Wuxi, China y otras regiones estratégicas. Esta presencia permite brindar a los clientes de LATAM un acompañamiento técnico independiente desde la fabricación hasta la instalación, asegurando la conformidad con estándares internacionales y contratos de suministro.

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n el primer semestre de 2025 se registró una expansión de más de 4 gigavatios (GW) en la potencia instalada en Brasil, con la entrada en operación de 61 plantas que totalizan 4.096,3 megavatios (MW).

Según cálculos de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), más de la mitad de ese crecimiento (59,28%) se debió a 11 nuevas centrales termoeléctricas, con 2,2428,05 MW –incluyendo la Central Termoeléctrica GNA II (UTE), en Río de Janeiro, que comenzó a operar en mayo con 1,7 GW de capacidad instalada.

Además de las termoeléctricas, la ampliación de la matriz eléctrica de enero a junio incluyó 25 parques eólicos (828,90 MW), 17 plantas solares fotovoltaicas (738,63 MW), seis pequeñas centrales hidroeléctricas (95,85 MW) y dos centrales generadoras hidroeléctricas (4,70 MW).

El mes de junio sumó 194,83 MW al total del año, con 13 nuevas plantas: 10 parques eólicos (148,20 MW), una planta solar fotovoltaica (45,00 MW), una central hidroeléctrica (1,00 MW) y una central termoeléctrica (0,63 MW).

En el mapa del país, durante el primer semestre del año se iniciaron operaciones comerciales en 13 estados. Los más destacados, en orden descendente, fueron Río de Janeiro (1672,60 MW), Bahía (658,20 MW) y Minas Gerais (508,25 MW). El recuento de junio muestra a Bahía en primer lugar, con nueve plantas (144,00 MW), y a Minas Gerais en segundo lugar, con 45,00 MW gracias a la entrada en operación de la Planta Fotovoltaica Pedro Leopoldo 2.

La capacidad total de las plantas centralizadas es de 212,5 GW

El 1 de julio, Brasil contaba con 212.526,6 MW de potencia inspeccionada, según datos del  Sistema de Información de Generación (SIGA) de la ANEEL , actualizados diariamente con datos de plantas en operación y proyectos adjudicados en construcción. De este total en operación, también según el SIGA, el 84,44 % de la potencia instalada proviene de fuentes renovables.

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La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) de Colombia publicó la Adenda N.º 7 del proceso competitivo permanente para el otorgamiento de permisos de ocupación temporal en áreas marítimas, destinado al desarrollo de proyectos de energía eólica offshore.

La nueva hoja de ruta incorpora ajustes sustanciales en el cronograma, habilitación de proponentes, validación de ofertas y condiciones contractuales, con el objetivo de facilitar el avance de la primera ronda eólica marina en el país. 

El proceso contempla la asignación de permisos de ocupación temporal sobre 69 áreas marítimas nominadas, con superficies de hasta 270 km² por proyecto, y requiere una potencia mínima de 200 MW por propuesta. Hasta el momento, ocho empresas han sido habilitadas por la ANH para participar, en una convocatoria que busca adjudicar al menos 1 GW de capacidad instalada, como primer paso hacia la meta nacional de 7 GW para 2040. 

La etapa de depósito de ofertas, inicialmente prevista para mayo de 2025, fue reprogramada mediante la Adenda N.° 7 para el 21 de agosto, y se espera que revele el grado real de interés del sector.

Los cambios fueron autorizados por el Ministerio de Minas y Energía (MME) y la Dirección General Marítima (DIMAR), e incluyen:

• Extensión del plazo para presentar documentación de habilitación hasta el 28 de octubre de 2024 y publicación definitiva de habilitados para el 27 de diciembre del mismo año.
• Depósito de ofertas a partir del 21 de agosto de 2025, seguido de un proceso de validación y evaluación técnica hasta el 22 de octubre.
• Formalización de adjudicaciones entre noviembre de 2025 y febrero de 2026, con emisión del permiso de ocupación temporal por parte de DIMAR fijada para abril de 2026.

También se introdujeron reformas normativas orientadas a mejorar la certidumbre jurídica para los inversores. Entre ellas, el reconocimiento del derecho de renuncia sin penalidad por causas de inviabilidad técnica o económica no atribuibles al proponente, la revisión de exigencias documentales, la aclaración de los criterios evaluativos, y la modificación de la Curva S y de los hitos contractuales.

Pese a que estas adecuaciones responden a las observaciones de los participantes (desde 2023 manifestaban dificultades estructurales), la falta de definiciones en el calendario profundiza la incertidumbre en el sector.

Según explicó Liza Urbina, abogada especializada en regulación energética, “las empresas han realizado esfuerzos administrativos, presentado comentarios técnicos, y asumido inversiones, pero aún no hay adjudicación de ningún permiso”.

En diálogo con Energía Estratégica, la consultora subrayó que, si bien el gobierno promueve esta ronda como un componente central de su estrategia de transición energética, los avances concretos siguen sin materializarse.

Un repliegue silencioso 

La incertidumbre que rodea a la subasta offshore no es un hecho aislado. El segmento eólico en su conjunto —incluyendo proyectos onshore— atraviesa un proceso de repliegue que pone en duda las perspectivas de nuevas inversiones en el corto y mediano plazo.

“Empresas de gran escala están negociando su salida de Colombia. En onshore, también hay actores que buscan desinvertir o traspasar activos, incluso en etapas avanzadas de desarrollo”, señaló la especialista.

Entre los casos más significativos se encuentra Statkraft, que acordó con Ecopetrol la venta de una cartera de diez compañías de proyectos renovables en Colombia —incluyendo tres desarrollos eólicos con una capacidad combinada de hasta 750 MW distribuidos en La Guajira, Sucre, Córdoba, Caldas y Magdalena— como parte de su salida del mercado local.

A este cuadro se suma la reciente adquisición, también por parte de Ecopetrol, del proyecto eólico Windpeshi (205 MW) ubicado entre Uribia y Maicao, en La Guajira, que compró a Enel por USD 50 millones, con inversiones previstas por USD 350 millones hasta 2027

La pérdida de dinamismo del sector está asociada a factores internos y externos, como por ejemplo falta de permisos efectivos, ausencia de señales regulatorias claras y debilidad institucional como principales obstáculos. Mientras que nivel internacional, algunos bancos de inversión norteamericanos optaron por congelar o retirar financiamiento en mercados considerados de alto riesgo político.

“No habrá resultados efectivos en los plazos establecidos. El proceso ha estado marcado por múltiples adendas, ajustes a los pliegos, y cambios de enfoque institucional. Si bien se ha escuchado al sector, aún falta voluntad política para ejecutar lo pactado”, afirmó Urbina. 

Uno de los puntos críticos identificados por la consultora es la fragmentación inicial en la gestión del proceso. En una primera fase, DIMAR lideró la expedición de permisos sin contar con plena competencia técnica; posteriormente, la responsabilidad fue trasladada a la ANH, que adaptó mecanismos de adjudicación propios del sector hidrocarburos a un mercado sin trayectoria local, lo que generó exigencias normativas «desalineadas» con la realidad del sector.

Adicionalmente, el cronograma propuesto para cerrar la adjudicación en abril de 2026 coincide con un año electoral, lo cual —según los actores del mercado— introduce un riesgo adicional, ya que la percepción general es que un eventual cambio de administración podría alterar las prioridades institucionales o ralentizar la ejecución de los actos administrativos pendientes.

Pese al escepticismo, el sector reconoce que el proceso ha evolucionado. La inclusión de causales de renuncia, la reducción de penalidades, y la claridad en los criterios técnicos representan avances significativos.

No obstante, la conclusión compartida por los consultores es que la ejecución será viable solo si se estabilizan los canales institucionales y se cumple el cronograma sin más dilaciones.

“Las empresas han sido proactivas, pero esto solo se materializa si el Estado actúa con rigor técnico y deja de introducir modificaciones sobre la marcha. Cumplir el cronograma es la única forma de recuperar la confianza”, remarcó la abogada especializada en regulación energética

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

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

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

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

El mapa empresarial

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

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

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

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

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

Megaproyectos: el salto hacia escalas industriales

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

Entre ellos destacan:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Anteproyecto de ley para la descarbonización acelerada

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Una nueva identidad para un desafío mayor

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

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

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

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

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

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

Valores que inspiran

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Expectativas y próximos pasos

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Garantías: el desafío pendiente

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

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

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

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

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

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

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

Formación como prioridad estratégica

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

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

Regionalización e integración con socios

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

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

Tecnología híbrida: el foco del portafolio

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

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

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

Digitalización e inteligencia artificial: una hoja de ruta clara

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Regla de subasta, puja de precios y evaluación económica

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Hidrógeno: una apuesta a mediano plazo

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Objetivos al 2030 y plataforma de atributos ambientales

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Qué se sabe de la subasta?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Calendario de la licitación

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Licitaciones y bancabilidad: señales al mercado

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La entrada Sungrow va a la vanguardia con tecnología lista para nuevas exigencias del mercado se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Crecimiento económico

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Fotovoltaica, almacenamiento y estrategia corporativa

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

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

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

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

Avances constructivos y desarrollo tecnológico

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

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

Gestión de activos y energía territorial

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

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

Nuevos vectores de demanda energética

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

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

Cierre internacional y cooperación iberoamericana

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Impulsando el Crecimiento Solar en Argentina

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

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

Smart Solar Tour Argentina

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

La entrada Argentina se prepara para el Smart Solar Tour 2025: capacitación técnica y comercial de la Mano de Solis, Trinasolar y S-5! se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Presencia estratégica en Argentina

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

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

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

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

👉 https://hubs.ly/Q03syvwP0

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Almacenamiento: estrella en ascenso, pero con riesgos

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Regulación normativa y dinámica de mercado

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

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

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

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

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

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

Números que transforman

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

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

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

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

Liderazgo sectorial

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

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

• Proyección 2025: duplicar la capacidad instalada 

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

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

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

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

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

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

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

Un espacio estratégico para definir la transición desde el territorio

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Acompañamiento integral: el sello Arctech

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Un evento que reúne a los protagonistas del cambio energético

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Detalles clave de la licitación AlmaGBA

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

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

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

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

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

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

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

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

Más diversificación en Panamá 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Firma de acuerdos por más de 2 GW con socios globales

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Próximos pasos de la licitación

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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