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Con más de 10 GW instalados en Latinoamérica y una trayectoria de más de 40 años en la fabricación de aerogeneradores, Nordex Group busca impulsar la reactivación del sector eólico en México. En el marco del evento Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), Jordi Pous, Service Sales Manager Latam de Nordex Group, planteó una hoja de ruta clara para destrabar el potencial renovable del país.

“Primero démosle salida a lo que está ya instalado”, manifestó Pous, haciendo referencia a los proyectos comisionados que aún esperan interconectarse a la red eléctrica. Según el ejecutivo, estos desarrollos ya están técnicamente listos para inyectar energía, pero continúan sin los permisos correspondientes. Mientras tanto, Nordex continúa realizando tareas de mantenimiento para la preservación de estos proyectos.

“Las empresas necesitan certidumbre para poder seguir invirtiendo en la energía renovable en México”, enfatizó. En ese sentido, el ejecutivo solicitó avanzar con las interconexiones antes de volcarse completamente al desarrollo de nuevos parques. Aunque reconoció que ya existen indicios de una reactivación, advierte que “tenemos que dar certidumbre y salida a lo que ya está listo para inyectar energía al sistema”.

Condiciones favorables para la inversión 

México cuenta con características privilegiadas, que lo posicionan estratégicamente para el desarrollo eólico. En este sentido, Pous señaló: “La situación geográfica de México es inigualable, incluso para traer componentes para la instalación de los mismos aerogeneradores”.

El país es un nodo logístico clave entre Europa y Asia, y el referente de Nordex en la región destaca la existencia de clústers bien diferenciados: uno en el norte con vientos medios, otro en Oaxaca con vientos altos, y un tercero en la península de Yucatán, donde se encuentran vientos medios, pero con el riesgo de que también lleguen huracanados. Esta diversidad requiere un enfoque técnico adaptativo para cada proyecto.

Durante FES Mexico, Jordi Pous subrayó la proximidad a puntos de conexión como un elemento estratégico clave: “Estamos cerca de los puntos de conexión, lo cual hace ideal para las empresas poder posicionarse cerca del recurso y de donde está la generación”.

Otro aspecto fundamental es el elevado factor de planta que ofrece el país. En palabras de Pous: “En el Istmo tenemos un viento que no se ha visto en otro lugar del mundo. En pocos sitios del mundo tenemos ese recurso”, lo que abre la puerta a un crecimiento mucho mayor en la capacidad instalada.

A pesar de que el primer parque eólico se instaló hace más de 15 años, el ejecutivo consideró que México es aún un mercado poco maduro en comparación con otros mercados. Sin embargo, destacó una diferencia fundamental en el modelo de negocio: “En Europa se trabajan con proyectos pequeños de pocos megavatios; a diferencia de México, que estamos hablando de parques de alrededor de 100 MW cada uno”.

Actualmente, México alberga 74 parques eólicos en 15 estados, con un total de más de 3.300 aerogeneradores en funcionamiento. En promedio, cada unidad opera con una capacidad de 3 a 3.5 MW, lo que representa una oportunidad para el segmento de operación y mantenimiento en la actualidad, y anticipa la posibilidad de repotenciarlos con las últimas innovaciones tecnológicas.

En este contexto, Pous reconoce que la tendencia apunta hacia turbinas más potentes: “Entiendo que ya andamos en 6 MW onshore”, confirma, reforzando la idea de que la evolución tecnológica será central para cubrir la demanda futura y adaptar las soluciones a los nuevos desafíos del mercado mexicano.

Horizonte 2030 y aportes tecnológicos

En relación con la planificación a mediano plazo, Nordex respalda el objetivo nacional de instalar entre 6 GW y 9 GW de energía renovable entre 2025 y 2030, de los cuales calculan que al menos 2.4 GW serían eólicos distribuidos en unos siete proyectos. Para ello, Pous consideró que el rol del proveedor tecnológico es clave: “Desde el punto de vista del tecnólogo, tendríamos que aportar todas las bases y los requerimientos técnicos y contractuales que solicitan los desarrolladores”, afirmó.

Uno de los aportes tecnológicos que ya se perfila como tendencia es la plataforma Delta 4000, capaz de ofrecer soluciones a medida para diferentes condiciones de viento. “Puede tener un diámetro de rotor de 162 hasta 175 metros y una potencia de 5 MW hasta 7 MWh por turbina”, detalló Pous. Esta flexibilidad permite adaptar los aerogeneradores a los distintos clústers identificados en el país.

Aquello no sería todo. Frente al impacto de los aranceles al acero asiático, este fabricante también propone innovaciones en materia de infraestructura. En particular, destaca una solución estructural desarrollada por la compañía: “Nordex tiene una solución que es una torre de hormigón que puede ser fabricada incluso con socios estratégicos aquí en México”. Esto no solo reduciría costos, sino que promovería el desarrollo local mediante la fabricación en sitio.

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La provincia de Mendoza atraviesa un momento clave en su transición energética, de modo que desde la Empresa Mendocina de Energía (EMESA) plantearon un plan para expandir el sistema de transmisión e incorporar más capacidad renovable. 

“Mendoza cuenta con más de 1000 MW de proyectos solares en ejecución y desde EMESA nos enfocamos en líneas de alta tensión. ¿Cómo? Continuando con un plan de, llevar el sistema de 500 kV al de 220 kV, y la etapa que sigue es de 220 kV a 132 kV, nos vamos acercando al usuario final”, reveló Pablo Magistocchi, quien hasta hace pocos días presidía EMESA y hoy es Country Manager de IMPSA.

Por ejemplo, en agosto del año pasado fue inaugurada la línea en alta tensión Cruz de Piedra–Gran Mendoza, promovido y fondeado por el gobierno provincial a través de los procedimientos de CAMMESA de expansión del sistema de transporte.

“Ese proyecto nos permitió aumentar la capacidad de transporte en 600 MVA y transar la energía eléctrica con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI). También permitió que los proyectos solares que tenía Mendoza, con módulos de entre 20 y 30 MW, pasaran a ser proyectos de 200-300 MW”, destacó Magistocchi.

“Los proyectos que habíamos desarrollado pensando para el Programa RenovAr, ahora pudimos aumentarlos a módulos de 100 a 400 MW de potencia. EMESA desarrolla los proyectos y atrae inversión privada”, remarcó en diálogo con Energía Estratégica.

Entre los emprendimientos más avanzados se encuentra el Parque Solar Malargüe I, recientemente inaugurado por Genneia, con una capacidad de 90 MW y una inversión de más de 90 millones de dólares. 

Este es el primer proyecto solar de la compañía en Mendoza y el cuarto desarrollo fotovoltaico de Genneia en Argentina. Con una superficie de 312 hectáreas, el parque cuenta con más de 160.000 paneles bifaciales de última tecnología que optimizan la eficiencia hasta un 10% adicional, al captar radiación directa y reflejada.

Además, Genneia anunció el desarrollo del parque fotovoltaico San Rafael con una potencia de 150 MW y una inversión de 150 millones de dólares. Este proyecto, que se sumará al Parque Solar Anchoris (180 MW), actualmente en construcción en Luján de Cuyo, y el proyecto Río Diamante (340 MW) que aún se encuentra en etapa de prospección. 

“También logramos traer a YPF Luz, que compró el proyecto El Quemado (305 MW y el primero en aprobarse en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones – RIGI). Ese proyecto está en ejecución en este momento, y por lo tanto es probable que, a lo mejor con suerte a fines de este año o inicios del 2026 ya esté operativo”, complementó el entrevistado. 

“Además, la firma Aconcagua posee un proyecto de 115 MW que le compró a EMESA, que también ya ha empezado la construcción y seguramente entre en operación a fines de 2026”, añadió.

La estrategia de EMESA no se limita a desarrollar parques solares, sino que pone especial énfasis en la expansión del sistema de transporte. Y uno de los proyectos en marcha es Valle de Uco, que busca conectar los sistemas de 220 kV con el de 132 kV, pensado específicamente para abastecer la demanda más que para incorporar nueva generación.

En paralelo, EMESA lidera un ambicioso proyecto minero-energético: una línea de alta tensión que atravesará toda Mendoza por la alta montaña, desde el norte de Neuquén hasta el sur de San Juan. 

“Estamos trabajando con el EPRE de San Juan y con la Secretaría de Energía de Neuquén. Es un proyecto de 1.200 millones de dólares de tabla, pero hemos hecho un foco en uno de los tramos que va de Valle de Uco hasta el sur de San Juan, porque trabajamos con mineras que están desarrollando proyectos, con la idea de tener en el 2028 una línea de 500 kV”, detalló el ejecutivo.

Además, Mendoza ha creado el Distrito Occidental Minero en Malargüe, lo que refuerza la necesidad de infraestructura energética. Por lo que la segunda fase del proyecto contempla llevar una línea de 500 kV por el eje de la nueva ruta en desarrollo, destinada a acompañar el crecimiento minero en la región.

A pesar del dinamismo provincial, la expansión del transporte hacia grandes centros de consumo sigue siendo un desafío nacional. Magistocchi señala que “Mendoza necesita que el Estado Nacional avance”, y recuerda que sigue en cartera la línea Río Diamante – Charlone – Plottier – Plomer en 500 kV, una obra que permitiría abrir capacidad de transporte clave para nuevos proyectos.

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La tecnología de transmisión eléctrica de corriente continua para largas distancias aparece hacia finales de los años sesenta y ha evolucionado hasta lo que hoy son proyectos de vanguardia en todo el mundo. En Chile, tendremos una primera línea con esta tecnología con la puesta en operación del proyecto Kimal-Lo Aguirre. Permitirá transmitir hasta 3 mil MW desde el norte al centro del país, disminuyendo la actual tasa de vertimiento de energía renovable y aportando a la descarbonización del país.

A continuación, exploramos algunos de los proyectos más emblemáticos de esta tecnología a nivel global.  Gracias a su capacidad para reducir pérdidas en la transmisión, mejorar la seguridad del suministro y conectar fuentes renovables a larga distancia, estos proyectos demuestran cómo la innovación en infraestructura eléctrica es clave para un futuro energético más sostenible y eficiente.

1. Changji-Guquan, China: el proyecto de HVDC más potente del mundo

China ha sido pionera en la implementación de tecnologías HVDC a gran escala. Con 3.324 km, la línea Changji-Guquan ostenta el récord de la línea de transmisión más potente del mundo, operando a 1.100 kV y con una capacidad de 12 GW. Esta infraestructura conecta el noroeste del país, rico en recursos renovables, con los grandes centros de consumo en el este, asegurando un suministro eficiente y estable. Gracias a esta interconexión, se ha reducido en más de 30 millones de toneladas anuales las emisiones de CO₂, equivalente a retirar de circulación aproximadamente seis millones de automóviles.

2. Inelfe: uniendo España y Francia

El proyecto Inelfe (interconexión eléctrica Francia-España) es una de las infraestructuras más avanzadas de HVDC en Europa. Con 64,5 km y una capacidad de 2.000 MW, esta línea de 320 kV ha duplicado la capacidad de intercambio eléctrico entre ambos países, facilitando una mayor integración de las energías renovables en la península ibérica y reforzando la estabilidad del sistema eléctrico europeo. Se estima que esta interconexión ha reducido la dependencia de generación térmica en España en un 5%, disminuyendo así las emisiones en aproximadamente 1,2 millones de toneladas de CO₂ anuales.

3. Quebec – Nueva Inglaterra: un clásico de la interconexión norteamericana

Desde los años 80, la interconexión entre Quebec (Canadá) y Nueva Inglaterra (Estados Unidos) ha sido un ejemplo clave de cómo HVDC puede mejorar la eficiencia del suministro eléctrico. Esta línea de 1.480 km y 450 kV transporta hasta 2.000 MW, generados por fuentes hidroeléctricas canadienses a los mercados del noreste de Estados Unidos, ofreciendo una alternativa limpia y confiable a los combustibles fósiles. Se estima que ha evitado la emisión de más de 10 millones de toneladas de CO₂ desde su entrada en operación.

4. Xlinks: uniendo Marruecos con el Reino Unido

Uno de los proyectos más ambiciosos en desarrollo es Xlinks, un enlace de 3.800 km que conectará Marruecos con el Reino Unido mediante cables submarinos HVDC de 1.100 kV. La iniciativa busca aprovechar la energía solar y eólica del desierto marroquí para suministrar 10.5 GW de electricidad a siete millones de hogares británicos. Este proyecto podría evitar la emisión de hasta 3,6 millones de toneladas de CO₂ al año, al reemplazar generación basada en gas natural y carbón en el Reino Unido.

5. Bipolo Xingu-Río de Janeiro, Brasil: líder en Sudamérica

Brasil ha sido un referente en el uso de tecnología HVDC en Sudamérica, destacando el proyecto Bipolo Xingu-Río de Janeiro de 800 kV. Con 2500 km y una capacidad de 4000 MW, esta interconexión transporta energía desde el complejo hidroeléctrico de Belo Monte en la Amazonía hasta el sureste del país. Su implementación ha permitido reducir significativamente la necesidad de generación térmica en la región, evitando emisiones cercanas a siete millones de toneladas de CO₂ anuales.

6. Kimal-Lo Aguirre, Chile: el primer proyecto HVDC del país y segundo de la región

El primero de su tipo en el país y el segundo en el Cono Sur, después del de Brasil. Esta línea HVDC de 1.346 km, 600 kV y una potencia de 3.000 MW conectará la región de Antofagasta con la zona central del país, permitiendo una mayor integración de la energía solar y eólica del norte en la matriz nacional. Se estima que la puesta en marcha de este proyecto reducirá en más de cuatro millones de toneladas anuales las emisiones de CO₂, contribuyendo a los compromisos de descarbonización del país y mejorando la seguridad del suministro eléctrico.

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El Salvador transita una senda incierta en materia energética. Los capitales se mantienen fuera y los proyectos se congelan por falta de claridad en las reglas del juego.

«La incertidumbre en el cambio de normativa y nuevas regulaciones, que involucran la comercialización de energía en generación distribuida han detenido inversiones», advierte Iraida Umanzor de Salmerón, directora ejecutiva de la Asociación Salvadoreña de Energías Renovables (ASER).

Por su parte, las distribuidoras, en un cálculo defensivo, han decidido no avanzar con aprobación de proyectos hasta obtener mayor certeza del rumbo que tomará la política y regulación a cargo de la Dirección General de Energía, Hidrocarburos y Minas (DGEHM) y la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET).

De allí, la directora ejecutiva de la ASER ha manifestado a Energía Estratégica sus inquietudes respecto al porvenir del sector hacia 2030. Según Umanzor, «el crecimiento en renovables básicamente se está dando en las instalaciones de sistemas de autoconsumo y se vislumbran pocos proyectos grandes que puedan incorporarse en los siguientes años».

De echo, en cuanto a proyectos específicos para el mercado mayorista, Umanzor menciona haber escuchado de «un proyecto de 40 MW que están construyendo», aunque admite no tener detalles exactos al respecto. Esto refleja la escasez de información y la falta de nuevos desarrollos significativos en el sector.​

Ante este escenario, el gremio empresario espera que las autoridades aclaren a la brevedad cuáles serán los cambios en la normativa, por ejemplo de Usuarios Finales Productores de Energía Eléctrica con Recurso Renovable (UPR), entre otras condiciones para la venta de energía.

«Se espera que la DGEHM defina de una vez los cambios en relación a estos nuevos contratos o cambios en la normativas como la UPR o la venta de energía entre privados para esclarecer la viabilidad de los proyectos», enfatiza la directora de ASER.

Sobre nuevas oportunidades de negocio, la ejecutiva indica que «no se ha lanzado ninguna licitación y la venta a grandes clientes siempre es bastante engorrosa por las limitantes que las distribuidoras colocan para poder servir a clientes que se encuentran dentro de sus redes de distribución». Estas barreras dificultan la expansión del mercado y la implementación de nuevos proyectos renovables.​

Además, la iniciativa gubernamental de invertir en energía nuclear ha sembrado incertidumbre entre los inversionistas. En concreto, la aprobación de la Ley de Energía Nuclear en octubre de 2024 permite la entrega de licencias a entes privados y allana el camino para la generación eléctrica con esta tecnología.

El gobierno también ha impulsado la creación del Organismo para la Implementación del Programa de Energía Nuclear en El Salvador (OIPEN), que dependerá de la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL) y evaluará la factibilidad de plantas nucleares en el país.

Esto repercute en el rubro de las renovables. En palabras de Umanzor: «el anunció de iniciativa de invertir en energía nuclear crea una zozobra a inversionistas». Esta preocupación radica en la posibilidad de que la energía nuclear, «puede desplazar, vía precio, la generación de otras fuentes como la renovable» en el mercado energético salvadoreño.

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La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) asignó con prioridad de despacho a 1684,8 MW de capacidad, repartida en 18 proyectos que se presentaron al llamado del cuarto trimestre 2024 del Mercado a Término (MATER) de Argentina.

Esto significa que CAMMESA asignó a más de un tercio de la totalidad de proyectos registrados (46) y el 75% de la potencia mínima solicitada a mediados de febrero del corriente año (2223,30 MW – aunque si se contemplan los 3681,53 MW máximos pedidos, el porcentaje baja a 45%). 

De los 1684 MW adjudicados con prioridad de despacho en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) para abastecer a grandes usuarios del sistema, sólo 502 MW ingresarán vía MATER Pleno (sin restricciones o limitaciones circunstanciales para inyectar energía) y los restantes 1182,4 MW lo harán por el mecanismo Referencial A, es decir con posibilidad de curtailment hasta 8% de la energía anual característica en las condiciones previstas de operación. 

Una de las particularidades de esta convocatoria es que, a diferencia de la tendencia de los últimos llamados, se adjudicó más capacidad eólica que solar, a pesar que esta última tecnología predominaba en la cantidad de solicitudes. 

Puntualmente, CAMMESA asignó con prioridad de despacho a 9 de los 14 parques eólicos presentados, que en total suman 752,8 MW bajo el mecanismo Referencial A, repartidos de la siguiente manera:

• Central Puerto con 131 MW entre los PE Los Alamitos (111 MW) y Achiras III (20 MW) en los corredores Patagonia – provincia de Buenos Aires y Centro – Cuyo – Noroeste Argentino, respectivamente.
• Fortescue con 212 MW en los proyectos Cerro Policía I (62 MW) y III (150 MW) en la región de Comahue.
• Parques Eólicos del Plata con 79,8 MW para su central homónima en Patagonia – PBA.
• WindSol sumará 30 MW para el PE Vientos del Atlántico (ya cuenta con 70 MW de 3er trim. 2023) en la costa atlántica. 
• ABO Energy tendrá 300 MW entre los parques Energía Pura (108 MW), Patagónicos (100 MW) y del Nuevo Sur (92 MW). 

En el caso de ABO Energy, contará con prioridad de despacho debido a que sus proyectos están asociados a nuevas obras de transporte eléctrico en Choele Choel (reemplazo de transformadores 132/500kV por un banco monofásico 3x150MVA y fase de reserva – 450 MVA), que la compañía logró en el 2do trimestre del 2024.

Mientras que por el lado solar, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA designó 252 MW entre 7 parques fotovoltaicos que se ubicarán en distintos puntos del país:

• Enerland: 12 MW para el PS Junin II, en el corredor Buenos Aires – La Plata.
• Eoliasur: 120 MW para el proyecto Rafaela, reingresado tras haber ganado en el 3er trim. 2023 y luego darse de baja, que se conectará en el Litoral.
• Permela SA: 20 MW para el PS La Peña Solar en el Noreste Argentino (NEA)
• PowerChina: 20,8 MW con la central Villa María del Río Seco y correspondiente ampliación en la provincia de Córdoba
• Genneia: 79,2 MW en el PS Agua del Toro – San Rafael etapa III en Mendoza
• CAPEX: 30 MW con la planta fotovoltaica Agua del Cajón en Neuquén

A ello se debe añadir que hubo adjudicaciones a dos obras para expandir el sistema de transmisión eléctrica nacional, mediante el marco A2 de la Resolución 360/23 de la Secretaría de Energía de la Nación (MATER 360), por lo que tendrán capacidad reservada para futuros parques de generación. 

PCR volvió a sumar un proyecto de esta índole, mediante la  inserción de Capacitores Serie ET Monte Quemado en ambos lados / Corredor Cobo – Monte Quemado / Monte Quemado – Chaco 500 kV, y tendrá 350 MW a disposición una vez concrete la obra. 

En tanto que Solar Energy SA hará lo propio con 300 MW gracias a la compensación Shunt Malvinas 132 kV (aumento exportación Centro – Cuyo – NOA), más el reemplazo del capacitor serie en la estación transformadora Recreo.

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La Asociación Chilena de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (APEMEC) analizó el diseño actual y posible continuidad de las licitaciones de suministro para clientes regulados en Chile, considerando que la última (Licitación 2023/01) acarreó cambios vinculados a la incorporación del concepto de medios de almacenamiento y de generación con energías renovables no variables.

Rafael Loyola, director ejecutivo de APEMEC, consideró que durante 2015 y 2022 fueron “gran fenómeno de precios competitivos”, pero también que existen aspectos a mejorar, a fin de reconocer el valor de la energía renovable capaz de generar de forma continua.

“Lo primero tiene que ver con la cobertura espacial de los bloques licitados, donde tener que abarcar suministros demasiado lejos de los puntos de producción está llevando a la quiebra a varias empresas. Observando los principales adjudicatarios, se ha terminado incentivando la sobrecontratación masiva por parte de los grandes actores convencionales a plazos muy largos y, en algunos casos, sin siquiera mediar compromisos de nueva generación al sistema”, manifestó.

Por lo que desde el gremio apuntaron a la importancia de implementar bloques que permitan fomentar el desarrollo de energía renovable de base 24×7, como la hidroeléctrica. 

“Dicha tecnología será cada vez más necesaria para complementar la energía variable eólica y solar, siendo una alternativa más económica, con mayor robustez y de mayor vida útil si se compara con el conjunto infraestructura de generación variable + transmisión + almacenamiento”, sostuvo Loyola. 

Cabe recordar que en la última Licitación de Suministro 2023/01, en la que Enel se adjudicó los 3.600 GWh/año subastados, con un precio promedio de USD 56,679/MWh, incorporando un portafolio de ocho centrales de pasada (635 MW), cinco embalses (2085 MW), parques eólicos y plantas a gas natural.

Y si bien las bases preliminares de dicha convocatoria incluyeron incentivos económicos al almacenamiento y generación con renovables no variables, en un primer momento las plantas con generación sujeta a variabilidad hidrológica quedaron exceptuadas de dicha definición hasta el correspondiente reclamo del sector. 

Por otro lado, uno de los puntos críticos abordados por Loyola en conversación con Energía Estratégica es el impacto económico de los vertimientos renovables diurnos, que en algunos casos alcanzan el 50% del total disponible, con costos marginales cercanos a cero en gran parte del bloque solar.

A ello sumó un fenómeno particular del sistema chileno: “Casi un tercio de la energía diurna es proveniente de los PMGD solares, equivalentes aproximadamente a 3000 MW, que están exentos del vertimiento del sistema y cuya energía el país la paga a un altísimo precio (entre 60 a 70 USD/MWh)”.

Según sus cálculos, esto implica un sobrecosto anual de USD 400 millones, que afecta directamente a todos los usuarios, tanto residenciales como industriales. Y junto con el reciente blackout del 25 de febrero, el director ejecutivo de APEMEC subrayó que “quedó de manifiesto que el sistema presenta una mayor fragilidad ante perturbaciones” y que “aún resta analizar el rol que jugaron los PMGD en la propagación de la falla”. 

“Sin embargo, un hecho notable de destacar es que las fuentes hidroeléctricas de embalse y de pasada fueron los principales recursos utilizados para la recuperación de la falla, demostrando su gran importancia para fortalecer el sistema, en particular por inercia y su capacidad de partidas en negro, atributos hoy prácticamente inexistentes en el resto de la generación renovable del país”, declaró.  

“El país no puede renunciar a su capacidad hidroeléctrica, en especial dadas las características geográficas únicas que tenemos. Esto debe hacernos reflexionar sobre la necesidad de incrementar los niveles de energía renovable que sea capaz de producir energía 24×7, remunerando los atributos que entrega este tipo de generación”, insistió. 

Pero para materializar nuevos proyectos de índole, se requeriría racionalizar la permisología ambiental y sectorial de la Dirección General de Aguas, advirtiendo que actualmente afecta “gravemente”, incluso a centrales de menor impacto. 

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WEG, proveedor global con más de 1.500 líneas de productos eléctricos y electrónicos, se posiciona como un socio estratégico para los interesados en participar de la licitación lanzada por la Secretaría de Energía de Argentina para adjudicar 500 MW de sistemas de baterías destinados a aliviar la demanda eléctrica del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

«Es un gran inicio para BESS en Argentina», manifestó Ricardo Estefano Rosa, gerente global de ventas de sistemas de almacenamiento de energía de WEG.

El testimonio fue brindado durante el Future Energy Summit Argentina (FES Argentina), donde el ejecutivo destacó el carácter estratégico de la convocatoria para el país. «Argentina da un paso muy importante al publicar esta licitación con un grado de madurez que se ve en pocos países», sostuvo.

La licitación pública, bajo el nombre AlmaGBA, prevé la instalación de BESS en las redes de Edenor y Edesur. Con una capacidad de almacenamiento de cuatro horas de descarga continua, el proceso licitatorio permitirá proyectos de entre 10 MW y 150 MW, con fecha objetivo de habilitación para enero de 2027 y tope de operación en diciembre de 2028. La presentación de ofertas estará abierta hasta el 19 de mayo, con adjudicación prevista para el 27 de junio.

«Lo que va a determinar el éxito de la operación no es solamente el costo del capital, sino la inteligencia del sistema y la garantía de performance», explicó Rosa, al subrayar la importancia de elegir tecnología capaz de optimizar el rendimiento financiero del proyecto.

Desde hace una década, WEG diseña y fabrica en Brasil sistemas de almacenamiento que integran celdas de litio-ferrofosfato, conversores de potencia, software de gestión y transformadores. «Hay poca gente que conoce BESS como algo multidisciplinar», indicó el ejecutivo, destacando que WEG produce internamente todos los componentes, lo que permite asegurar una integración robusta y prever el rendimiento a lo largo de la vida útil del proyecto.

«Las baterías tienen una curva de degradación, no van a performar igual durante todo el proyecto», advirtió, señalando que el exceso de optimismo en las proyecciones ha sido una de las causas principales de fracasos internacionales en proyectos de este tipo. En ese marco, resaltó: «Necesitas que tengas la garantía de performance del fabricante y eso WEG lo ofrece junto con sus productos».

La empresa brasileña cuenta con presencia en Argentina desde hace más de 30 años, con un equipo local consolidado que ya ha desarrollado proyectos de generación, transmisión, distribución e industria. «Estamos a disposición de todos los proponentes porque tenemos una experiencia muy grande, especialmente con la parte de control y fabricación, todo acá en el Mercosur», aseguró Rosa.

El ejecutivo resalta que WEG exporta desde Sudamérica a todo el mundo, y que su centro de ingeniería global se encuentra a pocas horas en avión desde Buenos Aires. Además, destacó la capacidad instalada en Brasil: «Estamos ampliando nuestra fábrica para producir 2 GWh al año de BESS, lo que permitiría atender en un único año toda la necesidad de una licitación como esta en Argentina».

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La Presidenta de México, Claudia Sheinbaum Pardo, dio el banderazo de salida al programa Sol del Norte, en Mexicali, Baja California, a través del cual la Comisión Federal de Electricidad (CFE) instalará 5 mil 500 paneles fotovoltaicos en los techos de las viviendas de este municipio con una inversión de 200 millones de pesos (mdp), con lo cual se aprovechará la luz solar para producir energía y con ello reducir la tarifa de la luz que se paga, particularmente en temporadas de temperaturas extremas.

“Se van a instalar este año en 5 mil casas —y el próximo año lo vamos a aumentar— paneles solares en los techos de sus casas. Con eso, en vez de tener la electricidad que viene de la red y que se paga, una parte de su consumo va a venir de lo que se capte del sol directamente y eso va a permitir que se use energía del sol y, además, que baje la tarifa que ustedes pagan durante el verano. Ese es el objetivo de este programa que se llama Sol del Norte”, explicó.

Destacó que el programa Sol del Norte se suma al subsidio que dejó el expresidente Andrés Manuel López Obrador para reducir los costos de la electricidad en Baja California, y además abona al principio de “por el bien de todos, primero los pobres”, ya que la instalación de los paneles solares comenzará en los hogares que más lo necesitan.

“Poco a poco vamos a ir avanzando a las demás viviendas para que haya bienestar, cuidemos el medio ambiente y también se pague menos por la tarifa de la luz”, destacó.

Con este programa además de ayudar a reducir las tarifas de luz, también se cuida al medio ambiente ya que se estima que anualmente se evitará la emisión de 4 mil 864 toneladas de CO2, que es equivalente a sacar de circulación más de mil automóviles.

La Jefa del Ejecutivo Federal señaló que, respecto a la decisión del Gobierno de Estados Unidos de imponer aranceles a todos los países, su administración esperará al 2 de abril para conocer exactamente la magnitud de las medidas; sin embargo, puntualizó que el Gobierno de México siempre defenderá la soberanía y el interés nacional.

“Siempre vamos a estar informando de los impactos que esto pueda tener y buscando la mejor negociación con Estados Unidos para poder tener una situación preferencial. ¿Por qué preferencial? Pues porque somos socios comerciales y porque estamos pegados a Estados Unidos. Pero tiene que quedar muy claro, a todas y a todos, porque lo tenemos muy claro nosotros, que siempre vamos a defender la soberanía de nuestro país. En México decidimos las y los mexicanos. Somos un país libre, independiente y soberano. Vamos a estar siempre informando y haciendo lo mejor para México”, agregó.

Ante las y los bajacalifornianos, informó que en la entidad se impulsan obras estratégicas como el Hospital General Regional No. 23 del Instituto Mexicano del Seguro Social (IMSS) en Ensenada, cuya primera fase estará concluida para antes del mes de junio; también se hará un bypass en la carretera de Tijuana a Ensenada; una desaladora de agua en Rosarito; se concluirá el Viaducto de Tijuana que mide más de 10 kilómetros con los que se ayudará a la movilidad de la zona y se tecnificarán los Distritos de Riego para incrementar la productividad de los campos en Mexicali y Tijuana, pero además para que el agua sobrante se destine al consumo humano.

La secretaría de Energía, Luz Elena González Escobar, destacó que con la instalación de paneles solares se busca utilizar la energía del sol para reducir las desigualdades, por lo que se dará preferencia a los hogares más vulnerables ya que las y los beneficiarios tendrán un ahorro de alrededor de 70 por ciento en sus recibos mensuales de luz.

Informó que para poder participar en el programa Sol del Norte, a partir de hoy los interesados podrán registrarse en la página: https://soldelnorte.energia.gob.mx para que posteriormente se realice una visita a los hogares para llevar a cabo una evaluación de las condiciones sociales y de la vivienda para la instalación de los paneles solares.

Anunció que posteriormente el programa Sol del Norte será llevado a Hermosillo, Sonora, así como a otras ciudades donde el calor en verano sea un problema, con el objetivo de que en el sexenio se instalen paneles solares en más de 150 mil hogares de todo el país.

“Este programa va a ir creciendo, se va a ir aumentando en otras ciudades que, como ustedes, padecen temperaturas altas y que en tiempo de verano eso representa un costo mayor para sus viviendas. Como lo ha dicho la Presidenta siempre: el gobierno nunca puede separarse nunca de su pueblo. Por eso estamos nuevamente aquí, cumpliendo con este compromiso y poniendo en marcha este programa, que será para beneficio de todas y todos ustedes”, agregó.

La gobernadora de Baja California, Marina del Pilar Ávila Olmeda, destacó que con el programa Sol del Norte se ponen en el centro las necesidades más básicas de las personas, en especial de quienes viven en las zonas más vulnerables del estado.

La beneficiaria del programa Sol del Norte, Lucía Hernández Pavian, celebró que con este programa se beneficiará en el pago de su recibo de luz y además destacó que con la Presidenta Claudia Sheinbaum se ayuda a las mujeres más vulnerables.

Acompañaron a la Presidente de México en el arranque del programa Sol del Norte, la directora general de la Comisión Federal de Electricidad, Emilia Esther Calleja Alor; el secretario de Salud, David Kershenobich Stalnikowitz; el subsecretario de Planeación y Transición Estratégica de la Secretaría de Energía, Jorge Marcial Islas Samperio; el secretario técnico de la Presidencia de la República y coordinador general de Programas para el Bienestar, Carlos Torres Rosas; la coordinadora general de Asuntos Intergubernamentales y Participación Social de la Presidencia de la República, Leticia Ramírez Amaya y la presidenta municipal de Mexicali, Norma Alicia Bustamante Martínez.

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El Gobierno del Cambio continúa su labor en las zonas más necesitadas del país, implementando proyectos energéticos que promueven el bienestar comunitario, a través de la estrategia Colombia Solar. En esta ocasión, el departamento de Magdalena celebra la inauguración de tres Comunidades Energéticas de Salud para una reducción mayor al 50% en la factura de energía en hospitales y centros de salud, en beneficio de 10.686 personas, entre pacientes, médicos y trabajadores del sector.

Las instituciones impactadas son el Hospital San Cristóbal, de Ciénaga, y los Centros de Salud La Candelaria y La Paz, en Santa Marta. El Hospital San Cristóbal, por ejemplo, venía pagando en energía entre $68 y $70 millones al mes. Gracias al uso de la energía solar, se pagó $27 millones en la factura del servicio.

Con una inversión que supera los $2.400 millones, se han instalado Sistemas Solares Fotovoltaicos y se han implementado medidas de Gestión Eficiente de la Energía, transformando así la atención sanitaria en esta zona de la región Caribe.

“Celebramos la inauguración de tres Comunidades Energéticas de Salud en el Magdalena, una acción que refleja el firme compromiso del Gobierno Nacional con la Transición Energética Justa. A través de estas soluciones fotovoltaicas, aseguramos el acceso a energía limpia y sostenible, garantizando así la seguridad y soberanía energética de nuestro país. Esta iniciativa beneficia a las comunidades en general y contribuye a un ahorro aproximado de $217 millones anuales, recursos que estas instituciones podrán reinvertir en la sostenibilidad del sistema, mejorar la atención de sus pacientes o adquirir nuevas tecnologías”, afirmó el Ministro de Minas y Energía, Edwin Palma.

Con este proyecto, se implementaron medidas de Gestión Eficiente de la Energía, en las que se incluyeron sensibilizaciones y capacitaciones de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable, eficiencia energética y uso racional de la energía. Con una capacidad instalada cercana a 155,78 kilovatio pico (kWp) y una generación anual aproximada de 245.796 kilovatio hora (kWh). ConEnergía no solo democratiza el acceso a la energía, sino que también fortalece la calidad del servicio sanitario y sienta las bases para un futuro energético más sostenible en Colombia.

“Gracias a estas Comunidades Energéticas, no solo se tendrá un impacto positivo en la economía, sino que también contribuirá a mitigar el impacto ambiental al disminuir aproximadamente 34,7 toneladas de CO2 al año. Alrededor de 10.686 pacientes, médicos y trabajadores de la salud se beneficiarán del acceso a energía limpia, mejorando significativamente la calidad del servicio sanitario”, expresó Ángela Álvarez, directora ejecutiva del FENOGE.

En un momento decisivo para las instituciones prestadoras de salud en Colombia, el Gobierno Nacional reitera su firme compromiso con la Transición Energética Justa. A través del FENOGE y su innovador proyecto ConEnergía, se están impulsando soluciones vanguardistas que optimizan recursos en las áreas y sectores más necesitados. Este programa no solo busca garantizar el acceso a servicios de salud sostenibles, sino también promover un modelo energético que beneficie a toda la población, asegurando un futuro más saludable para todos los colombianos.

“Agradecemos al Ministerio de Minas y al FENOGE, ya que la instalación de los 172 paneles solares a través de este proyecto nos permitirá lograr una reducción por más del 50% en la factura de energía eléctrica. Esto beneficia a toda nuestra comunidad y al medio ambiente. Además, hemos recibido asistencia técnica y capacitaciones en el mantenimiento de estos paneles solares, y ahora nuestro hospital cuenta con un guardián de la energía,” expresó Zenaida Ortiz, gerente del Hospital San Cristóbal de Ciénaga.

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Arcos Dorados, la franquicia más grande del mundo de McDonald’s y quien opera la marca en 20 países de América Latina y el Caribe, logró un nuevo hito en su plan estratégico de sustentabilidad al alcanzar el 50% de su consumo energético con fuentes renovables.

La novedad más reciente de dicho logro se debe al mayor contrato PPA renovable de la compañía en Argentina junto a la empresa Capex (entró en vigor en febrero), para el suministro de 15.000 MWh de energía solar desde el parque La Salvación, ubicado en la provincia de San Luis, durante un período de siete años.

Este parque fue asignado con prioridad de despacho en el Mercado a Término (MATER), cuenta con 20 MW de potencia y tiene una producción anual estimada de 54000 MWh. Mientras que el contrato entre Arcos Dorados y Capex representa que 78 sucursales de McDonald’s en Argentina se abastezcan puramente con energía verde. 

Este hito se suma a una trayectoria que comenzó en 2021, cuando la empresa firmó un primer acuerdo con Pampa Energía por 400 MWh y que continuó en 2024 con una alianza con PCR que permitió abastecer con energías limpias al 30% del consumo energético total de sus restaurantes en Argentina, a través de contratos vinculados a los parques eólicos Vivoratá y Mataco.

“Arcos Dorados también posee el compromiso ambiental a nivel regional. Es decir tenemos acuerdos en Argentina, Colombia, Chile, México, Puerto Rico y Brasil que nos llevan al logro del 50% de la energía sea renovable en Latinoamérica y el Caribe”, aseguró Daniel Arenas, Gerente Corporativo de Compromiso Social y Desarrollo Sustentable de Arcos Dorados para América Latina. 

“Nuestro objetivo es ambicioso y es que en 2030 llegar a abastecernos del 100% de energía renovable. Estos acuerdos nos han abierto mercado. También les permite a las generadoras entender nuestro modelo de negocio y abrir puertas para llegar más allá del 50%, incluso en países donde actualmente no contamos con acuerdos y cómo los podemos empezar a construir”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.

La transición energética regional de McDonald’s se sostiene tanto en acuerdos de compra como en proyectos de autogeneración solar, instalados en techos o estacionamientos de los locales, que pueden cubrir hasta un 30% del consumo energético de cada local, dependiendo de la superficie disponible. 

“Creo que las alternativas no son excluyentes, sino que son complementarias”, subrayó Arenas al referirse a la convivencia entre generación distribuida y contratos de suministro externo con agentes privados del sector energético. 

Además, uno de los avances clave en la estrategia es la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), a tal punto que en Argentina, Arcos Dorados logró disminuir en un 36% las emisiones de CO2 asociadas a gases refrigerantes.

En paralelo, la empresa se propuso reducir un 15% sus emisiones totales de alcance 1 y 2 para el año 2025 y un 36% hacia 2030. “Estamos muy cerca de cumplir los objetivos”, afirmó el Gerente Corporativo de Sustentabilidad, quien remarca que el camino recorrido hasta ahora responde no solo a una agenda corporativa, sino también a una visión de largo plazo en materia ambiental. 

“Queremos ser un actor de cambio que movilice e impulse esa transformación. Entonces para eso involucramos a la cadena de valor, a los proveedores, dado que siempre tratamos de hacer trabajos colaborativos, entendiendo que esa es la manera correcta”, aseveró. 

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PCR avanza en su expansión renovable en Argentina, con el objetivo de alcanzar 1000 MW de capacidad instalada en el corto – mediano plazo, a partir de una cartera de proyectos eólicos y solares en construcción y desarrollo.

“Tendremos 1 GW de potencia renovable operativa una vez esté construido el pipeline total en los próximos 3-4 años”, aseguró Martín Brandi, CEO de PCR, durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina. 

Actualmente, PCR cuenta con 530 MW eólicos en operación, a los que sumarán casi 230 MW, repartidos en distintos puntos del país mediante innovaciones tecnológicas, desde la hibridación de proyectos o la ampliación del sistema de transporte eléctrico que permita el ingreso de nueva generación.

En el primero de los casos se trata de 18 MW solares en construcción en San Luis, que se complementará con los 112,5 MW eólicos existentes del complejo San Luis Norte, compartiendo la misma estación transformadora y, por tanto, se convertirá en el primer parque híbrido del país.

Además, la estrategia de PCR contempla la construcción de dos parques eólicos para esos 210 MW: 30 MW en Bahía Blanca, cuya construcción comenzará en 2025 y que su puesta en operación está prevista para 2026; y 180 MW adicionales, que se ubicarán en Bahía Blanca o en Olavarría, con inicio de obras en 2026 y entrada en operación proyectada para inicios de 2027.

“Luego quedan 260 MW por construir en la zona de Bahía Blanca, ya que encaramos una obra de ampliación del sistema de transporte a cargo de PCR, que brindó la posibilidad de tener la capacidad de despacho”, manifestó Brandi. 

Este despliegue será posible gracias a la prioridad de 440 MW adjudicada en el Mercado a Término (MATER), viabilizada por la repotenciación de capacitores serie en la ET Olavarría y la ampliación de la ET 500 kV Bahía Blanca; siendo la primera empresa en lograr una adjudicación con obra de transmisión asociada bajo la Res. SE 360/2023 del MATER.

De todos modos, el crecimiento del portafolio renovable enfrenta un entorno complejo para la comercialización, ya que bajo la mirada del CEO de PCR, resulta cada vez más desafiante vender energía renovable en el país, debido a que el agotamiento del segmento de grandes usuarios y la aún vigente dificultad para negociar con las distribuidoras y abastecer dicha demanda restringen las posibilidades de contratación.

“Cuando uno no tiene a quién venderle la energía, la vende al spot, que es un precio irrisorio fijado por la Secretaría de Energía y que no repaga nada. Esta situación impone un fuerte riesgo para nuevos proyectos que no logren colocar el 100% de su energía mediante contratos”, subrayó Brandi. 

Por lo que el ejecutivo sugirió un cambio en el diseño hacia un “precio spot real” que sea un costo marginal y que el sector esté abierto a lo que ocurra con ello, lo que mitigaría el riesgo de hacer un nuevo proyecto.

“Por otro lado, en todo el mundo venderle energía a una distribuidora es venderle a un cliente top. Seguramente los nuevos lineamientos de la Secretaría de Energía de la Nación es que las distribuidoras puedan ser sujeto de crédito, aunque en una primera instancia requieran algún esquema de garantía adicional por fuera de lo que la distribuidora por sí sola sería”, apuntó. 

“Ojalá en pocos meses o el próximo año se piense y pueda vender energía a la distribuidora con algún esquema de garantía o de refuerzo, y en algún mediano o largo plazo hacerlo de manera libre”, agregó.

Uno de los puntos centrales para la expansión de PCR es el acceso a financiamiento adecuado. “En los países ordenados, el project finance es una herramienta muy potente para los proyectos renovables”, explicó Brandi. 

Sin embargo, reconoció que “en Argentina hubo una ventanita chica” para este tipo de financiamiento, que hoy está cerrado salvo excepciones. No obstante, observa una reactivación incipiente por parte de entidades del exterior que analizan volver a financiar en Argentina.

“Hoy estamos viendo financiamiento genuino para las empresas, con tasas de interés cercanas al 8%, con plazos adecuados para las energías renovables. Todavía no llegamos a un mejor plazo de 15 años, pero si seguimos la senda correcta, el país llegará”, concluyó.

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“Este año promete ser un año de apogeo y de implementación de proyectos de generación solar en Costa Rica”, señala Marco Varela Latouche, gerente de desarrollo de negocio en HiPower,

La tecnología fotovoltaica, que durante años ocupó un lugar marginal dentro de la matriz energética nacional, se perfila ahora como protagonista ante los desafíos de estacionalidad asociados a fuentes como la hidroeléctrica. Varela destaca que “las fuentes de generación no tradicionales se están convirtiendo en tradicionales, como es el caso de solar”.

La aceleración en el despliegue de parques solares a mediana y gran escala es ya visible en el país. Un ejemplo de ello es la reciente interconexión de una planta en Guanacaste, promovida por HiPower y Advanced Energy.

“Este proyecto lo logramos impulsar desde el diseño, construcción y toda la ejecución en buenos tiempos de entrega”, afirma Varela, quien destaca la ventaja competitiva que representa el corto plazo de la puesta en marcha: “con los plazos cortos de la energía solar hay menos oportunidades de imprevistos”.

En entrevista exclusiva con Energía Estratégica, el ejecutivo pone en perspectiva las oportunidades de negocios con energía solar que se podrían potenciar en este año 2025:

“El desarrollo a nivel nacional, por medio de alianzas público-privadas o bajo la ley 7200 o inclusive generación distribuida por parte de los consumidores o prosumidores, puede ayudar a que la matriz energética nacional se complemente con la energía solar”, sostiene.

No obstante, el impulso a la generación distribuida sigue siendo un punto crítico. Costa Rica cuenta actualmente con alrededor de 200 MW instalados de capacidad distribuida solar, pero su evolución encuentra frenos institucionales y tarifarios. “Considero que la generación distribuida debería ser promovida, tanto por el Ministerio de Energía, como por la autoridad reguladora y las empresas distribuidoras”, subraya Varela.

Desde 2023, el país ya no cuenta con un esquema efectivo de Net Metering. En su lugar, los usuarios que pueden tener excedentes energéticos dependen de la discrecionalidad de su distribuidora. “El Net Metering fue eliminado… el tema es que es opcional de la empresa eléctrica poder comprar esos excedentes al usuario”, explica.

El ejecutivo advierte que, en este contexto, la autoridad reguladora ARESEP debería intervenir de forma más activa: “debería ser la que exija como ente regulador, pero con mayor fuerza [ya que] los proyectos de compra de excedentes prácticamente son inexistentes”.

Las zonas costeras y sectores industriales aparecen como los nichos con mayor viabilidad para la energía solar distribuida con almacenamiento. “Los proyectos típicos industriales rondan de los mil kilowatts hacia arriba”, indica, destacando que las condiciones actuales del mercado vuelven más atractivas las inversiones escalas superiores.

En paralelo, la creciente presión sobre la red eléctrica, especialmente en zonas turísticas y parques industriales fuera del Gran Área Metropolitana, refuerza la urgencia de acción. “Se proyecta un crecimiento en los próximos años… sí hay un interés por parte de todos los actores de contar con energías limpias”, concluye.

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IMPSA, empresa líder mundial en equipamientos para generación de energía, nombró a Pablo Magistocchi, como Country Manager de la empresa. La designación estuvo a cargo del nuevo Comité Ejecutivo y se basó en la amplia experiencia del ejecutivo en materia energética tanto en el sector público y privado.

Magistocchi es Ingeniero Industrial egresado de la Universidad Nacional de Cuyo y cuenta con estudios de posgrados en Australia y Estados Unidos, donde acaba de finalizar la maestría en Chief Sustainability Officer del MIT. A nivel profesional, el ejecutivo fue Presidente y Vicepresidente de EMESA, Director de Transener y Director de Energía del Ministerio de Economía de la Provincia de Mendoza entre otros cargos.

Entre las primeras tareas que tendrá a su cargo el nuevo Country Manager de IMPSA, será la continuación y potenciación de los proyectos actuales que acaba de reactivar la empresa tras su capitalización tal como lo son la Central Hidroeléctrica Yacyretá, la modernización de los TAM, el parque solar Ullum Alfa en San Juan, YPF, NASA, CONEA y la grúa MOTCO para la US Army.

En cuanto al masterplan, el enfoque estará en impulsar nuevos proyectos en Argentina, la región y Estados Unidos a través del desarrollo de nuevas tecnologías en el Centro de Desarrollo Tecnológico ubicado en Mendoza, la optimización de procesos y una re funcionalización de la estructura comercial y de desarrollo de nuevos negocios, la cual estará dividida por mercados.

En relación a su designación, Pablo Magistocchi comentó “IMPSA cuenta con un capital humano altamente calificado respaldado en sus ingenieros, técnicos y especialistas que desarrollan, diseñan y fabrican productos y servicios con tecnología del más alto nivel que hacen que nuestra empresa sea única en la región”

Otro desafío que impulsará la nueva IMPSA desde su liderazgo es el desarrollo de alianzas estratégicas con jugadores del Oil and Gas tal como es el caso de ARC Energy como con otros que se irán anunciando en materia nuclear y hydro.

Con el ingreso de los nuevos accionistas y capitales americanos a la empresa, IMPSA retoma su protagonismo a nivel global y contará con oficinas comerciales en cinco continentes, mostrando así su liderazgo en ingeniería y desarrollo tecnológico en el mundo a través de una sólida trayectoria en diseño, fabricación y puesta en marcha de equipos de alta complejidad, a lo cual se suma soluciones innovadoras a través de una fuerte inversión en Inteligencia Artificial para mejorar la performance de sus equipos.

Acerca de IMPSA

Con más de 115 de trayectoria y liderazgo en el sector energético a nivel mundial, IMPSA cuenta con una potencia instalada de 50.000 MW, 144 grúas portuarias en funcionamiento y más de 50 años activos en el sector nuclear y de Oil and Gas.

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Seraphim avanza con paso firme en su expansión latinoamericana con soluciones para el sector fotovoltaico y de almacenamiento de energía en baterías, luego de que en 2024 comenzara a integrar a su oferta tecnológica desarrollos propios de electrónica de potencia y sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems), sumando así inversores y soluciones integrales a su histórico portafolio de módulos fotovoltaicos.

«Estamos trabajando con varios proyectos grandes BESS en Latinoamérica y estamos muy interesados en la licitación de 500 MW en baterías que lanzó la Secretaría de Energía de Argentina», destacó José Luis Blesa, director para Latinoamérica de la compañía, durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina.

La decisión de diversificar responde a una visión estratégica que busca liderar en el mercado global de almacenamiento y ofrecer soluciones llave en mano. Para ello, Seraphim selló acuerdos clave con dos gigantes tecnológicos de China: CRRC Corporation, fabricante número uno de dicho país y tercero a nivel global en sistemas BESS, y Xiamen New Energy Company, uno de los actores logísticos más relevantes del sector.

“CRRC, el socio tecnológico para los sistemas BESS, posee una capacidad instalada de 25 GWh, lo que asegura el abastecimiento para proyectos a gran escala en mercados emergentes”, indicó el especialista.

Y cabe recordar que a nivel internacional, Seraphim ya ha superado los 40 GW de módulos fotovoltaicos suministrados en más de 120 países. Por lo que el paso hacia los sistemas de almacenamiento se apoya en la fortaleza de sus aliados.

En línea con su nuevo posicionamiento, Seraphim fortalecerá su presencia en Argentina con nuevos socios locales y participación activa en el ecosistema energético. 

«Queremos darle intensidad a la presencia de Seraphim para mostrar el interés por el país y la importancia que tiene la compañía con productos de la mayor calidad y soluciones del máximo valor agregado», resaltó el ejecutivo.

Según confirmó Blesa frente a más de 500 líderes de la industria renovable de la región, la empresa ha recibido la confirmación del top-management de un grupo energético argentino para desarrollar soluciones llave en mano de la mano de sus productos.

“Mientras que en Brasil, recientemente firmamos un acuerdo en Toledo por 300 MW, de los cuales ya hemos completado casi 100 MW  En dicho país los números son abrumadores: 3 GW instalados en 85000 proyectos, repartidos alrededor de 6.000.000 de paneles solares entregados a lo largo de 3600 ciudades”, detalló. 

Retos para el mercado argentino

José Luis Blesa subrayó que el potencial de Argentina es enorme, pero también reconoció diversos desafíos, especialmente enfocado al evitar la regulación forzada de los mercados, mantener estabilidad jurídica y previsibilidad a largo plazo para las inversiones. 

“También se requiere levantar las restricciones del mercado cambiario y el acceso a divisas para que las transacciones internacionales puedan fluir de forma natural y normal, considerando que prácticamente el 99% del equipamiento tecnológico que requiere el sector es importado”, apuntó.  

Aun así, mantiene el optimismo y consideró que “Argentina va en rumbo de mejoras importantes y tiene una oportunidad extraordinaria en este momento». 

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GoodEnergy, empresa con 14 años de trayectoria en el mercado solar térmico y fotovoltaico de Argentina, llevó a cabo el lanzamiento oficial de la marca Solplanet en el país. 

El evento, realizado el pasado jueves 20 de marzo en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, reunió a más de 80 asistentes, con perfiles vinculados a potenciales distribuidores y empresas interesadas en adoptar soluciones de transición energética. 

“Se cumplieron las expectativas sobre las personas que asistieron a una jornada que fue muy interesante, pudiendo validar de que el mercado fotovoltaico argentino está con voracidad de nuevas propuestas e iniciativas diferentes, que se propongan nuevas tecnologías en el sector”, manifestó el cofundador de GoodEnergy, Julián Bartoli, quien resaltó el perfil profesional del público presente y su alineación con los objetivos estratégicos de la compañía.

En el encuentro participaron representantes de Solplanet España y Brasil, junto a ejecutivos de GoodEnergy, lo que subrayó el respaldo internacional con el que cuenta esta alianza. 

Incluso, durante la jornada, Solplanet presentó su pipeline de producción, adelantó nuevos productos y compartió su filosofía de diseño, orientada a la eficiencia, simplicidad de uso y confiabilidad; de manera que uno de los aspectos que más sorprendió a los asistentes fue el diferencial tecnológico y estético de las soluciones exhibidas. 

“La gran repercusión que tuvimos en el evento fue también lo que esperábamos con los productos”, aseguró Bartoli. Y entre los principales atributos destacó “el asombro entre la estética, la terminación de los equipos, facilidad de uso y del setup del producto”, elementos que, según señaló, “conjuntados en el mismo producto y marca, no hay en Argentina”.

Entre las innovaciones tecnológicas más destacadas se encuentran los inversores on-grid de 330 kW y las baterías de alto voltaje, desarrolladas para optimizar el rendimiento y la estabilidad de los sistemas solares. También se resaltó la customización de los inversores, configurable al 100% y gestionable de manera remota desde una aplicación.

Además, durante la presentación se anunció que GoodEnergy brindará acceso a licencias de diseño de software fotovoltaico, las cuales permitirán a los clientes acceder a herramientas de diseño de anteproyecto, proyección de ahorro y otras funcionalidades, dependiendo del monto de la obra. Esta estrategia busca fortalecer la oferta de valor y acompañar técnicamente a los profesionales del sector.

El evento también marcó el inicio de una nueva etapa estratégica para GoodEnergy, que ya se plantea objetivos ambiciosos: convertirse en uno de los principales players del sector solar en los próximos años. 

“El próximo mes visitaremos la fábrica de Solplanet, pero desde ya comienza un proceso de afianzar los resultados, metas de venta en el mercado. Es decir que comenzamos la carrera de ser top-5 en los próximos 36 meses”, subrayó el cofundador de GoodEnergy. 

“La marca y alianza entre GoodEnergy y Solplanet está lanzada oficialmente en Argentina, contando con todo el apoyo de Solplanet Brasil, siendo el segundo mercado más grande para la marca después de China”, detalló, aludiendo que el respaldo regional posiciona a la compañía con una ventaja competitiva sólida, en un contexto de crecimiento sostenido de la demanda de energías renovables.

Con la presentación oficial de Solplanet, la empresa apuesta a construir una referencia binomio en Argentina en materia de inversores fotovoltaicos de alta calidad, proyectándose como socios estratégicos para el futuro energético del país. 

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La actual administración federal impulsa una transformación profunda en el mercado mexicano, con impactos aún inciertos para la dinámica del sector energético. En ese escenario, Risen Energy coloca su atención en la definición regulatoria de los sistemas de almacenamiento como eje clave para avanzar en nuevos negocios.

“Todavía no tenemos claro la contraprestación de servicios de los sistemas de baterías, eso es como la parte clave en términos financieros”, manifiestó Victoria Sandoval, Senior Sales Manager de Risen, en el marco del evento Future Energy Summit Mexico (FES Mexico).

Durante su participación en el panel de debate denominado «El impacto del crecimiento renovable mexicano en la competitividad del país. Visión de líderes de la cadena de valor», la gerente de ventas remarca que, sin una estructura de pagos definida, los proyectos con almacenamiento siguen en un terreno de incertidumbre.

“Tú puedes ponerle un sistema de baterías a tu parque como requerimiento de ley, pero ese requerimiento quizá te puede venir en cierto beneficio económico”, apuntó Sandoval. Sin embargo, agregó que para que ese beneficio se materialice, “tiene que haber claridad regulatoria de cómo se va a pagar toda esa línea de servicios que de momento no tenemos”.

La mirada de Risen se enfoca hacia adelante, dejando atrás el contexto adverso del sexenio anterior. La ejecutiva plantea que la industria debe aprender del freno sufrido por los grandes proyectos, a partir de un factor que fue utilizado como justificación central: la intermitencia.

“Aprender que esa fue la justificación y que ya tenemos una cierta forma de mitigar eso, que es con los sistemas de almacenamiento”, afirma Sandoval.

Desde su perspectiva, el momento actual exige un cambio de mentalidad. A su juicio, “es momento de que ya aprendamos de lo que pasó, dejemos ese momento traumático como industria generalizada, lo dejemos atrás, cambiemos la página y empecemos a trabajar con lo que se tiene actualmente”.

Oportunidades en abasto aislado y enfoque mixto

Con un esquema de subastas fuera del horizonte inmediato, los actores del mercado ven nuevas oportunidades de negocio. Uno de los principales ejes identificados por Risen Energy es el desarrollo de proyectos de abasto aislado.

“Ya tenemos un rubro de proyectos intermedios nuevos que son los abastos aislados, que es una muy buena ventana de oportunidad para los que quieren hacer negocio”, destacó Sandoval. Esta figura, cada vez más mencionada en la industria mexicana, se posiciona como alternativa frente al modelo con proyectos interconectados que han encontrado barreras.

La postura de la Senior Sales Manager se basa en un diagnóstico político: “En el ambiente público todavía está muy fresco que la CFE es una empresa para generar energía, no para comprar”. Por tanto, no ve viable retomar ese modelo, al menos en el corto plazo.

“Obviamente proyectos de abasto en sitio, eso totalmente lo veo posible para la inversión privada, pero un modelo subasta no creo que sea viable ahorita”. Siguiendo su análisis, aclaró que “sí aceleraría, pero también siento que ya maduramos y el mercado quizás necesita algo más sofisticado”.

A su vez, desde la compañía observaron que el país transita hacia una estructura energética con una composición más diversa. “Lo que vamos a ver de manera práctica es una matriz energética mixta, es a lo que se está aspirando, no una matriz con un enfoque 100% renovable sino más mixto”, analiza la ejecutiva.

Este escenario se enmarca en un contexto estructural que, según Sandoval, limita las aspiraciones más ambiciosas. “Nunca vamos a ser, en un país tan dependiente del gas de Estados Unidos, con una economía tan fijada en esa dependencia, la estrella de la fiesta”, sentenció.

Regulación, demanda y nuevos jugadores

Para la ejecutiva de Risen Energy, no se trata de esperar certezas absolutas, sino mínimos niveles de claridad que permitan avanzar. De allí la importancia que le otorga a la definición de reglas para el almacenamiento y la prestación de servicios auxiliares.

“Estamos expectantes a ver si va a haber algún cambio y si vamos a tener más claridad en cómo se van a poder pagar esos servicios a la red”, señala.

Por otro lado, la presión de la demanda energética en México empieza a atraer nuevos actores privados, que encuentran dificultades para operar por falta de capacidad instalada.

“Estamos claros que la demanda energética en México existe, que hay muchos casos de data centers en la zona del Bajío que no se pueden interconectar, que no pueden echar a andar la operación porque no tienen energía suficiente”, advirtió Victoria Sandoval.

Esta necesidad insatisfecha se convierte en un motor para la inversión. “Del lado de la inversión privada existe la necesidad y lo único que ya estamos esperando es un poquito más de claridad, ni siquiera nítidamente, sino un poquito más de claridad del lado de la regulación para poder empezar a operar”, planteó.

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Engie anunció un gran paso en su plan de transformación con la entrada en operación comercial de su parque de energía renovable con mayor capacidad de generación en Chile.

Se trata del Parque Eólico Kallpa (ex Parque Eólico Lomas de Taltal) que el pasado 7 de marzo obtuvo la autorización por parte del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) y ahora ya es oficialmente parte del portafolio de la compañía.

Ubicado en la comuna de Taltal, región de Antofagasta; este sitio cuenta con 57 aerogeneradores de 6 MW de potencia cada uno, que representan una capacidad instalada total de 344 MW y que permiten generar aproximadamente 923 GWh por año. Esto supone una disminución de 363.793 toneladas de CO2 anuales, lo cual equivale a retirar de circulación 125 mil vehículos de combustión convencional.

“Estamos tremendamente orgullosos de este nuevo hito como compañía. La entrada en operación comercial del Parque Eólico Kallpa es un avance significativo en nuestro compromiso con la transición energética y la sostenibilidad. Estamos contribuyendo a diversificar la matriz energética de Chile, así como también trabajando por un futuro más limpio y renovable, generando un impacto positivo en la sociedad y el medio ambiente”, expresó Rosaline Corinthien, CEO de ENGIE Chile.

El Parque Eólico Kallpa contó con una inversión de US$ 459 millones y es el segundo parque de ENGIE Chile que entra en operación comercial durante este 2025, el primero fue BESS Tamaya en febrero pasado.

“Una vez que entre en operación el actual portafolio en construcción y desarrollo de nuestra compañía, contaremos con 2.5 GW de generación en energía renovable y almacenamiento para 2027”, agregó Corinthien.

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DAS Solar, líder en tecnología fotovoltaica tipo N, hizo una aparición destacada con su serie N-type DAS Black, sus módulos con contacto trasero serie Diamond (DBC) y módulos ligeros. La compañía presentó sus innovaciones solares de vanguardia, iluminando el mercado europeo con excelencia tecnológica.

BEPOSITIVE es la exposición de energía verde más influyente y visionaria de Francia, dedicada al desarrollo y uso de energías renovables. Como uno de los pilares de la seguridad energética del país, la industria solar ha mantenido un crecimiento constante. Según estadísticas locales autorizadas, se espera que la capacidad solar total de Francia alcance los 20 GW en 2026 y unos impresionantes 100 GW en 2050, posicionando a la energía solar como la fuente renovable líder en el país.

En el evento, DAS Solar presentó su serie DAS Black, el módulo bifacial rectangular de doble vidrio de 630W, el módulo DBC de 470W y el módulo ligero de 475W, destacando su liderazgo tecnológico y estrategia global diferenciada. Los módulos completamente negros tipo N cautivaron a los asistentes con su estética elegante y su rendimiento sobresaliente. Equipados con tecnología de recubrimiento avanzada y vidrio sin recubrimiento con color, estos módulos incorporan células negras, marcos negros y láminas traseras negras para maximizar la absorción de luz, mejorando tanto la apariencia visual como la generación de energía. Su diseño innovador también facilita el transporte, la manipulación y la instalación. Ideales para proyectos distribuidos premium, estos módulos cumplen con los exigentes requisitos de rendimiento de los propietarios de sistemas, asegurando un suministro eléctrico estable y una conversión de energía eficiente, integrándose armónicamente en entornos arquitectónicos.

Los avances tecnológicos son la fuerza impulsora detrás de la evolución continua de la industria. Como líder en tecnología tipo N, DAS Solar se mantiene a la vanguardia de la innovación, perfeccionando su experiencia en TOPCon tipo N y empujando los límites del sector. Las células TOPCon 5.0 de la empresa ya han superado una eficiencia del 26,9 % con un voltaje de circuito abierto de 746 mV, estableciendo múltiples récords mundiales. Mientras lidera la evolución de la tecnología TOPCon, DAS Solar continúa explorando innovaciones para maximizar la eficiencia de generación de energía. Basados en tecnología tipo N, los módulos DBC incorporan células tipo N con contacto trasero, representando un gran avance técnico. Actualmente, las células DBC 4.0 han alcanzado una eficiencia superior al 27 %. Su superficie frontal sin busbars elimina pérdidas por sombreado, aumentando significativamente la eficiencia de conversión. Además, los módulos DBC presentan un coeficiente de temperatura más bajo, ofreciendo mejoras sustanciales en rendimiento y eficiencia, mientras se integran perfectamente con la estética de los edificios, lo que los hace ideales para aplicaciones distribuidas.

En un mercado solar cada vez más competitivo, los productos diferenciados se han convertido en la clave para desbloquear grandes oportunidades. El módulo ligero de 475W, diseñado para proyectos en tejados con limitaciones de peso, utiliza tecnología de encapsulación sin vidrio, con un peso de solo 4,7 kg/m², más del 50 % más liviano que los módulos tradicionales de la misma potencia. Incluso en entornos extremos con altas temperaturas y humedad, el módulo mantiene una estabilidad, fiabilidad, durabilidad y resistencia al fuego excepcionales. Desde la perspectiva de instalación y mantenimiento, el módulo ligero está diseñado para la comodidad del usuario. Su proceso de instalación práctico, junto con un diseño estructural desmontable, facilita el mantenimiento sin complicaciones, asegurando el máximo valor a lo largo del ciclo de vida del producto.

En los últimos años, DAS Solar ha logrado avances significativos en su expansión global, obteniendo un lugar en la lista Tier 1 de proveedores de módulos fotovoltaicos de BloombergNEF. También se posicionó entre los 8 primeros en envíos globales de módulos y recibió múltiples reconocimientos en la industria, incluido una calificación ‘A’ en bancabilidad de PV ModuleTech. Su sólida reputación internacional sigue creciendo. En particular, en Francia —un mercado conocido por sus estrictos requisitos de entrada— los módulos de DAS Solar destacan por sus significativas ventajas en reducción de carbono a lo largo del ciclo de vida, desde la producción de materias primas, procesos de fabricación, ensamblaje de módulos y transporte. Las excepcionales puntuaciones en huella de carbono de la empresa le valieron la certificación ECS, además de superar con éxito la auditoría de cadena de suministro transparente de STS, con un rendimiento destacado en gestión de trazabilidad. Estos logros refuerzan el compromiso de cero emisiones de carbono de DAS Solar mientras se expande en el mercado europeo.

Como parte de su estrategia de expansión global, DAS Solar está estableciendo su primer centro de fabricación en el extranjero en Francia. Aprovechando las ventajas de localización de esta instalación, la compañía busca desarrollar una presencia empresarial integral y multinivel en Europa. Al fortalecer su red de ventas regional y ofrecer soluciones personalizadas centradas en el cliente, DAS Solar está comprometida a colaborar con socios locales de primer nivel, brindando servicios eficientes y cercanos al mercado europeo a través de la innovación y la colaboración global.

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El próximo 2 y 3 de abril, Santo Domingo será el escenario de un nuevo capítulo del Future Energy Summit con la llegada de FES Caribe 2025, el evento que reunirá a las principales empresas nacionales e internacionales del sector energético para debatir, proyectar y concretar oportunidades de negocio en Centroamérica y el Caribe. La cita será en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo, donde se espera la participación de más de 500 líderes del sector, incluyendo autoridades gubernamentales, inversores y representantes de utilities, desarrolladoras y fabricantes.

La edición de este año contará con una sólida presencia de compañías que ya están liderando el despliegue de energías renovables y almacenamiento en la región, tanto con proyectos en ejecución como en fases avanzadas de planificación. Entre las empresas partners confirmadas se encuentran Sungrow, proveedor clave de inversores y soluciones de almacenamiento; JA Solar, Trina Solar, Seraphim, Risen, Yingli, ZNShine y GCL, reconocidos fabricantes de tecnología fotovoltaica con participación en parques solares en Dominicana y mercados vecinos.

📍 Fecha y lugar: 2 y 3 de abril – Hotel Intercontinental Real Santo Domingo
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Destaca también la presencia de Catl y Great Power, empresas líderes en sistemas de baterías de gran escala, que acompañan el crecimiento del almacenamiento en el Caribe. Por su parte, Soventix, FE Energy, Ennova, Ventus, Elecnor y EGE Haina representan el músculo regional en el desarrollo e implementación de proyectos renovables e híbridos, muchos de los cuales se encuentran actualmente en fase de expansión.

Otros actores clave serán DNV, referente en consultoría técnica y certificación de proyectos; Black & Veatch, empresa global de ingeniería con experiencia en infraestructura crítica; y Aggreko, que está impulsando soluciones modulares de energía para entornos industriales y zonas no interconectadas.

También participarán compañías con fuerte presencia en servicios técnicos y estructurales como Schletter, SL Rack, Asturmadi Reneergy, Solis y Milwaukee Tool, así como estudios legales y firmas de consultoría financiera como Jiménez Peña, DIPREM, CFS, TLS, BLC Power Generation y entidades de inversión como FMO. La Comisión Nacional de Energía (CNE) también estará presente como aliada institucional.

En total, son más de 30 empresas partners que estarán presentes en FES Caribe, aportando visión de mercado y casos concretos de implementación. La convocatoria cuenta con el respaldo de OLADE, ASOFER y MER, como Strategic Partners, reafirmando su perfil como foro regional de articulación público-privada.

Una plataforma regional para el desarrollo energético

FES Caribe 2025 se consolida como un espacio único en Hispanoamérica, donde confluyen representantes de República Dominicana, Guatemala, Panamá, Honduras y otros mercados estratégicos, en busca de sinergias para el desarrollo de proyectos, armonización normativa y atracción de capital.

Durante dos jornadas, se discutirá el rumbo de la matriz energética regional, con un foco especial en generación renovable, almacenamiento, integración de sistemas eléctricos y marcos regulatorios para el crecimiento sostenible.

📍 Fecha y lugar: 2 y 3 de abril – Hotel Intercontinental Real Santo Domingo
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FES Caribe 2025 contará con la participación de líderes del ecosistema energético de Puerto Rico en un panel regional de alto nivel que se centrará en una de las temáticas más críticas para los mercados insulares: la integración de sistemas de almacenamiento como herramienta clave para la estabilidad eléctrica. El panel se desarrollará el 2 de abril a las 16:55, como parte de la programación oficial del evento en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo.

Bajo el título “Importancia de la integración de sistemas de almacenamiento para la estabilidad del sistema eléctrico de Puerto Rico”, el panel reunirá a representantes de empresas clave que lideran proyectos y operaciones en la isla, aportando una mirada técnica y estratégica sobre el avance del almacenamiento energético en el Caribe.

📍 Fecha y lugar: 2 y 3 de abril – Hotel Intercontinental Real Santo Domingo
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Participarán Tirso Selman, Director de Caribbean Transmission Development; Daniel Hernández, Vicepresidente de Operaciones de GENERA PR; Camille Cruz, Directora de Desarrollo de Negocios en FlexGen; y Ángel Zayas, Presidente de AZ Engineering LLC. La moderación estará a cargo de Arnaldo Bisono Serrano, Business Development Senior Manager de AES Puerto Rico.

El panel abordará los desafíos técnicos y operativos asociados a la gestión de sistemas de almacenamiento a gran escala, la interacción con generación distribuida y plantas renovables, y el rol de estas tecnologías para garantizar la confiabilidad en condiciones climáticas adversas. También se debatirán casos concretos de implementación y estrategias para atraer financiamiento en proyectos con alto componente de innovación tecnológica.

Esta participación reafirma el protagonismo de Puerto Rico como uno de los mercados más avanzados en el despliegue de almacenamiento energético en América Latina y el Caribe, con hitos como el desarrollo de la Virtual Power Plant más grande de la región, y contratos recientes de baterías por más de 400 MW de capacidad instalada.

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El desarrollo de proyectos utility scale con almacenamiento está tomando un papel protagónico en la transformación energética de Centroamérica y el Caribe. Deetken Impact Sustainable Energy (DISE) está priorizando este sector en el futuro, alineando su modelo de inversión con las nuevas regulaciones que priorizan la integración de baterías en las matrices eléctricas.

«Nuestra premisa es que todo nuevo proyecto renovable utility scale, sobre todo solar, va a incluir baterías, sencillamente porque la regulación va hacia eso», afirma Fernando Alvarado, CEO de DISE.

El avance de la generación solar fotovoltaica con almacenamiento ya es una realidad en mercados clave como República Dominicana, Guatemala y Panamá. «Aún cuando en una subasta no necesariamente existan reglas tan claras como las de Dominicana, donde cualquier proyecto utility scale de 20 MW en adelante tiene que tener baterías, se le va a dar prioridad a los que las incorporen», considera Alvarado.

En Guatemala, la incorporación del almacenamiento al marco regulatorio ha abierto la puerta para que nuevos proyectos híbridos compitan en subastas de largo plazo, mientras que en Panamá, aunque la última licitación de 500 MW renovables fue cancelada, la presencia de baterías dentro del esquema regulatorio abre las puertas a nuevas oportunidades de negocios.

Dado este contexto, Deetken Impact está analizando cómo integrar esta alternativa de almacenamiento energético en su estrategia de inversión. «Nos estamos preparando para estar listos a que cualquier desarrollo y cualquier nuevo proyecto utility scale en que invirtamos probablemente tenga almacenamiento», señala el CEO de DISE.

Factores clave para evaluar la bancabilidad y rentabilidad

Para garantizar la bancabilidad de estos proyectos, Deetken Impact está evaluando el uso de tecnologías de fabricantes Tier 1, que proporcionan un respaldo sólido ante entidades financieras.

«Estaríamos considerando, como en su momento lo hicimos con la generación solar sin almacenamiento, trabajar con fabricantes altamente reconocidos Tier 1 que están a la vanguardia en los desarrollos tecnológicos», comenta Alvarado.

Además, el enfoque financiero de la empresa no se limita a evaluar la capacidad de almacenamiento como un soporte de potencia firme, sino que busca identificar fuentes de ingresos adicionales dentro de estos proyectos.

«El negocio de almacenamiento no es solamente capaz de ofrecerte potencia firme y que te paguen por ella, sino que hay una serie de servicios auxiliares que tienen que ver con regulación de voltaje y otros mecanismos que facilitan la penetración de energía solar intermitente en las redes eléctricas», explica el CEO.

Este enfoque permitirá a Deetken Impact realizar un análisis financiero y de rentabilidad mucho más preciso, optimizando su participación en futuras licitaciones y esquemas de financiamiento.

«Queremos todavía entender mucho mejor esas diferentes fuentes de ingresos de los proyectos de almacenamiento para poder hacer un análisis financiero y de rentabilidad mucho más fino, que a su vez obviamente nos permita ser más efectivos en la participación en potenciales licitaciones», agrega Alvarado.

Mitigación de riesgos y alianzas estratégicas

Si bien el almacenamiento de energía es una tecnología consolidada en mercados desarrollados como Estados Unidos y Europa, en Centroamérica y el Caribe sigue considerándose un segmento emergente. Para mitigar los riesgos de inversión, Deetken Impact apuesta por la diversificación del capital y la integración de socios estratégicos.

«Tal vez la forma de mitigar parte del riesgo de ser pioneros en esta región en particular de América Latina y el Caribe es compartiendo el riesgo con algunos otros partners», explica Alvarado.

Y destaca: «No solo partners financieros, sino que también traigan know-how, valor agregado en la implementación, en la operación y en el conocimiento técnico». Esta estrategia permitirá a la empresa realizar inversiones atractivas en nuevos proyectos, compartiendo experiencia con actores que ya han trabajado en la integración de almacenamiento en energías renovables.

La compañía ya ha implementado este modelo en proyectos utility scale sin almacenamiento, y planea replicarlo en los nuevos desarrollos que incluyan baterías.

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JA Solar avanza con paso firme en su estrategia de expansión en Argentina. Con un market share global del 14% y operaciones integradas en toda la cadena de valor fotovoltaica —desde lingotes hasta módulos solares—, la compañía ya suministró 400 MW en el país en poco más de un año. 

Este crecimiento se sustenta en una propuesta integral de soporte técnico, asistencia en diseño, capacitaciones y una estrategia comercial cada vez más adaptada a las necesidades locales.

“Estamos en una parte de la curva de crecimiento que recién está arrancando, por lo tanto porcentualmente Argentina es uno de los países de LATAM que más podría crecer en capacidad fotovoltaica”, manifestó el sales manager de JA Solar, Marcos Donzino, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina. 

“Queremos seguir creciendo en Argentina, ganando market share. Se empezará a ver proyectos cada vez más grandes, incluso algunos que no se llevaron a cabo se están liberando y entrando nuevos, lo que hará que el mercado sea muy competitivo y más sofisticado”, agregó. 

Con una mirada puesta en el mediano plazo, desde la empresa anticipan un mercado cada vez más maduro, donde los proyectos de mayor escala se abran camino en distintos segmentos de la demanda, ya sea mediante nuevos parques o desarrollos que estaban en pausa. 

“Incluso, Argentina está en un buen punto para aprovechar la experiencia de los países vecinos, no cometer los mismos errores sino más bien aprender de ellos. Y desde JA Solar estaremos apoyando el mercado local”, subrayó Donzino. 

En línea con ese diagnóstico, la compañía proyecta un 2025 con múltiples oportunidades. De hecho, a inicios de este año anunció una alianza estratégica con EcoSol, con el objetivo de fortalecer su presencia en el mercado local y ofrecer soluciones que combinen tecnología avanzada con disponibilidad inmediata de productos. Iniciativa que contempla capacitaciones específicas para instaladores, soporte técnico continuo y un suministro eficiente de módulos de última generación.

Para consolidar esta propuesta, JA Solar liderará su oferta en el país con módulos bifaciales de tecnología TOPCon N-Type, disponibles en potencias de 585 W, 610 W y 640 W, con el objetivo de garantizar mayor eficiencia energética y rendimiento operativo. 

“Desde JA Solar apuntamos a disminuir siempre el riesgo del cliente, ofreciendo TOPCon como el módulo insignia que tiene más track récord a nivel global y que será la tendencia durante los próximos cuatro años”, subrayó el sales manager.

La estrategia tecnológica de la empresa se alinea con una visión pragmática del mercado regional. Si bien tecnologías como HJT o back-contact comienzan a ganar tracción en Europa, donde los consumidores están dispuestos a pagar por soluciones de vanguardia, en América Latina el precio sigue siendo un factor determinante. En este contexto, JA Solar apuesta por TOPCon como la mejor relación costo-beneficio.

“Buscamos que los módulos cumplan las certificaciones más exigentes, rigurosas, no quedarse con lo básico, que se respete la normativa y hacer todas las inspecciones que se necesitan, como por ejemplo de fábrica, producción y carga”, explica Donzino. Este enfoque apunta a garantizar la trazabilidad y calidad del producto final, reduciendo riesgos y elevando la competitividad de los proyectos.

El soporte técnico también ocupa un lugar central en la estrategia de JA Solar. La compañía brinda asistencia desde el inicio del proyecto, incluyendo apoyo en diseño de layout, entrenamientos en sitio para distribuidores e instaladores, y seguimiento técnico continuo.

En este contexto, la empresa no solo busca ganar participación de mercado, sino también contribuir al desarrollo de un ecosistema técnico y comercial más robusto, con eje en combinación de tecnología probada, disponibilidad de productos, soporte especializado y visión regional. 

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GoodWe llevó adelante el evento exclusivo «GoodWeek SAM. Revelando el potencial solar», jornada en la que brindó un espacio de conocimiento sobre los marcos regulatorios en distintos países de Sudamérica, tendencias emergentes, oportunidades de inversión y beneficios de sus productos y soluciones que permiten potenciar el crecimiento de las renovables en la región.

Además GoodWe sorteó un drone DJI Tello Boost Combo a través de sus redes sociales entre quienes se inscribieron y completaron la encuesta de satisfacción del GoodWeek SAM 2025, siendo Anahí Lanson la gran ganadora del drone de última generación.

Durante el encuentro virtual que ya está disponible para revivir en cualquier momento, expusieron Cristian Moran, sales Manager South America GoodWe, Jorge Elias Montoya, director de ingenieria – nuevos negocios de Erco Energía, y Andrés Azula, ingeniero de soluciones para Sudamérica. 

Dichas especialistas fueron los encargados de repasar las oportunidades clave para el desarrollo del sector fotovoltaico en Sudamérica y dar conocer de primera mano las estrategias que marcarán el futuro de la industria. 

“GoodWe cuenta con un portafolio completo que incluye inversores fotovoltaicos monofásicos y trifásicos, sistemas de almacenamiento de energía y soluciones de monitoreo inteligente; por lo que la compañía tiene la capacidad de atender desde pequeñas instalaciones residenciales hasta grandes proyectos comerciales e industriales, de atender mercados versátiles de equipos de inyección, aislados o de respaldo”, indicó Cristian Moran. 

“GoodWeek reunió a diferentes regiones del mundo para explorar las últimas innovaciones y tendencias en el sector fotovoltaico. Cada país participante mantuvo una sesión especial, promoviendo un ambiente de aprendizaje y colaboración global”, agregó. 

Tal es así que durante el evento «GoodWeek SAM. Revelando el potencial solar» abordaron temas esenciales sobre la evolución de las regulaciones fotovoltaicas en los países de Sudamérica, soluciones y aplicaciones para el almacenamiento C&I, seguridad y protección contra incendios en sistemas fotovoltaicos, tecnología AFCI y sus beneficios.

Por el lado de Jorge Elias Montoya, analizó los desafíos energéticos a nivel comercial – industrial, principalmente vinculados a apagones, disponibilidad de servicio, remuneración de excedentes en distintos países y curva de costos, considerando que la penetración de generación solar trae consigo una disminución en la demanda neta de los sistemas de generación tradicional.

En consecuencia, para afrontar dichos desafíos, el director de ingenieria – nuevos negocios de Erco Energía exploró las últimas soluciones de almacenamiento BESS en 220Vac, y destacó las ventajas que acarrean en términos de optimización del consumo y autonomía energética. 

¿De qué manera? Ya sea brindando servicio de backup, proveer capacidades adicionales de potencia o energía al estilo «peak shaving», almacenar excedentes en horario solar y su uso en otro momento a fin de maximizar el porcentaje de energía sustituido y autoconsumido (energy shifting), o bien usarse de forma independiente o acoplados a sistemas FV para hacer arbitraje de energía. 

“La invitación es ver las baterías como una fuente de soluciones a problemas y desafíos energéticos en todas las escala”, apuntó Montoya, aclarando que se hace necesaria la participación de otros actores (financiadores, reguladores, operadores de red, etc) para ayudar en la pronta y eficiente implementación de sistemas BESS a escala comercial – industrial. 

Mientras que Andrés Azula ahondó sobre aspectos críticos en cualquier instalación solar: la seguridad, detección temprana de fallas eléctricas y mejores prácticas y normativas vigentes para prevenir riesgos en proyectos en distintas aplicaciones.

En dicho espacio profundizó en la tecnología Arc-Fault Circuit Interrupter (AFCI) que aporta GoodWe, dispositivo capaz de detectar y extinguir un arco eléctrico de CC a través de la desconexión del inversor de la red de CA, interrumpiendo la conversión de CC para CA y, consecuentemente, interrumpiendo el flujo de corriente eléctrica entre los circuitos CC. 

“Un diferencial importante del AFCI de GoodWe es que los inversores que cuentan con esta función poseen un hardware que es adicionado a las entradas de corriente continua. Este hardware cuenta con sensores mucho más precisos que los medidores de corriente CC habituales de los inversores, lo que mejora la identificación de arcos eléctricos y ayuda a eliminar las falsas alarmas”, detalló.

Además, «GoodWeek SAM. Revelando el potencial solar» contó con un espacio de preguntas y respuestas junto a los tres profesionales que expusieron en la jornada sobre los grandes pilares que definirán el presente y el futuro del mercado solar en la región.

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Nordex ha consolidado su presencia en Latinoamérica con proyectos eólicos de gran escala. La compañía ha experimentado un crecimiento exponencial, duplicando su tamaño en fabricación, personal y actividad en los últimos seis o siete años.

Según Randal Picard, Sr. Sales Engineer LATAM de Nordex, el fabricante alemán de aerogeneradores con más de 40 años en la industria maneja un vasto portafolio de productos que se adaptan a diversas condiciones de viento en Latinoamérica. 

“El volumen de proyectos varía mucho. Vemos proyectos desde 50 MW hasta proyectos de más de 50 turbinas. Es decir que hay un amplio abanico de proyectos a desarrollar”, sostuvo durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina. 

“Estamos construyendo cinco proyectos en LATAM. El más chico es de 60 MW en Argentina junto con YPF con nueve turbinas de 7 MW cada una, siendo el aerogenerador más grande que se instalará en Latinoamérica. Mientras que el más grande en construcción en la región se ubica en Chile, con más de 50 turbinas que suman 350 MW de capacidad”, agregó.

Por otro lado, el especialista remarcó que la tendencia en Argentina se dirige hacia proyectos eólicos de mayor escala, pasando del rango 50 – 100 MW a 100 – 200 MW, a fin de aplicar los beneficios del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).

¿Por qué? El régimen está destinado a proyectos de gran escala, dado que el monto mínimo de inversión en activos computables es USD 200.000.000 y ofrece certezas regulatorias para diversos subsectores de la economía. 

“Quienes aplican a estos beneficios del RIGI son los dueños de los proyectos, pero desde el punto de vista de los tecnólogos vemos que es una muy buena iniciativa para grandes inversiones. Crea un marco regulatorio estable que da más certezas a los desarrolladores de hacer proyectos de ese tamaño y que haría a un mercado mucho más competitivo”, subrayó Randal Picard. 

“Se requiere seguir abriendo el mercado, que haya más players haciendo negocios a Argentina y para eso deben ocurrir ciertas cambios regulatorios, lo que ayudará mucho a que Argentina compita como lo hace el resto de los países de latinoamérica”, complementó. 

Tendencias en la contratación de proyectos eólicos

El modelo de contratación en el sector ha madurado en toda Latinoamérica, producto del crecimiento de las ERNC, las posibilidades de mercado que se han abierto en la región y la búsqueda constante de optimización de costos y proyectos.

El Sr. Sales Engineer LATAM de Nordex analizó este panorama durante FES Argentina y reconoció que se opta cada vez más por dividir la contratación del suministro de turbinas; en tanto que para la operación y mantenimiento, “lo más conveniente es firmar contratos de 10 a 20 años”, con flexibilidad dependiendo de las necesidades correspondientes.

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DIPREM Global, empresa especializada en la provisión de personal y mano de obra altamente calificada, refuerza su presencia en el sector renovable argentino. Así lo destacó Jaynis Coronell, gerente comercial para Argentina y Uruguay, quien durante Future Energy Summit Argentina (FES Argentina) reafirmó el rol estratégico que juega el país en la expansión regional de la empresa.

“DIPREM, a pesar de haberse expandido a otros países, mantiene a Argentina como su base central”, subrayó Coronell, detallando que la firma opera hace más de 20 años en el país y desde allí ha extendido sus actividades a mercados como México, Perú, Colombia, Chile y Uruguay.

Según la comercial, la apuesta sigue firme: “Nuestra misión es expandir nuestras operaciones a lo largo de toda Argentina en los diferentes mercados, siendo el mercado energético uno de los principales a los que estamos apostando”.

La compañía se estructura en cinco unidades de negocio, abarcando desde la elaboración de estudios de impacto ambiental y evaluación de proveedores, hasta la inspección, gestión de obras y mantenimiento de proyectos. Su enfoque es claro: “Brindamos soluciones a medida para cada uno de nuestros clientes en todas las etapas de sus negocios”, explicó Coronell.

El respaldo de DIPREM en la industria no solo radica en su experiencia, sino en su capacidad de adaptación a las necesidades específicas de cada proyecto. “Nos debemos a nuestros clientes y nuestra meta es contribuir con soluciones diseñadas a la medida en las distintas etapas de ingeniería, construcción y mantenimiento”, enfatiza la gerente comercial.

Uno de los pilares en los que la empresa ha trabajado recientemente es la incorporación de Inteligencia Artificial (IA) para optimizar procesos y mejorar la sostenibilidad en los proyectos. “Estamos incorporando IA dentro de nuestra estructura para la toma de decisiones y buscamos trasladar esta innovación a nuestros clientes”, aseguró Coronell.

Argentina: una oportunidad para consolidar proyectos

A pesar de los desafíos económicos y políticos que ha enfrentado Argentina en los últimos años, DIPREM mantiene su compromiso con el mercado local. Coronell reconoce que el sector energético ha mostrado ciclos de incertidumbre, pero destaca que se aproxima una etapa clave para la concreción de nuevos desarrollos: “De mitad del año para el año que viene será el momento en que se van a consolidar muchos proyectos que estaban en gaveta”.

La apuesta de la empresa se fundamenta en una visión de largo plazo, basada en la combinación de inversión pública y privada. “Seguimos apostando y confiamos en que tanto la inversión pública como la privada permitirán llevar a cabo y ejecutar todos los proyectos en marcha”, indica la referente de DIPREM.

Y es que el potencial de Argentina en energías renovables es «enorme y extraordinario”, de acuerdo con Coronell. No obstante, para fortalecer el desarrollo del sector, es necesario una mayor promoción para atraer a los privados. “Uno de los principales aspectos que deberían impulsarse es la apertura a la libre competencia, lo que permitiría atraer inversión extranjera y el tipo de contratación y acuerdos entre empresas privadas creo que también es fundamental para poder generar todo lo que es la ejecución de los proyectos”, subrayó Jaynis Coronell, gerente comercial para Argentina y Uruguay de DIPREM, durante FES Argentina.

La entrada DIPREM renueva su compromiso con la provisión de personal calificado para proyectos renovables en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

El 2 y 3 de abril, la ciudad de Santo Domingo será sede de FES Caribe 2025, el evento más relevante para el sector energético de Centroamérica y el Caribe, donde se encontrarán altos funcionarios, ejecutivos de empresas líderes e instituciones estratégicas para definir el rumbo del desarrollo energético regional. Durante dos jornadas intensivas en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo, se debatirá el presente y futuro del mercado eléctrico en un contexto de expansión de las energías renovables, integración regional y despliegue de nuevas tecnologías como el almacenamiento.

Con la participación de más de 30 empresas aliadas, entre ellas Sungrow, JA Solar, Seraphim, Catl, Trina Solar, EGE Haina, Solis, FE Energy, Schletter, Soventix, Risen, Yingli, ZNShine, GCL, Ennova, Elecnor, Ventus, Great Power, Milwaukee Tool, Nordex Acciona, FMO, SL Rack, Aggreko, AABI Group, Black & Veatch, Jiménez Peña, DIPREM, CFS, TLS, BLC Power Generation, DNV, Asturmadi Reneergy y la Comisión Nacional de Energía (CNE), el evento promete ser el punto de encuentro donde se consolidan alianzas estratégicas y se definen nuevas oportunidades de negocio para la región. La organización cuenta además con el respaldo institucional de OLADE y ASOFER, quienes actúan como Strategic Partners.

📍 Fecha y lugar: 2 y 3 de abril – Hotel Intercontinental Real Santo Domingo
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Presencia de altos funcionarios: un respaldo institucional de primer nivel

FES Caribe 2025 se destaca por convocar a una representación sin precedentes del sector público regional. Han confirmado su participación autoridades clave como Joel Santos Echavarría, Ministro de Energía y Minas de República Dominicana; Edward Veras, Director Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE); Martín Robles, Administrador General de la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED); y Aura Caraballo, miembro del consejo administrativo de la Superintendencia de Electricidad.

A ellos se suman Alfonso Rodríguez, Viceministro de Energía; Betty Soto, Viceministra de Innovación y Transición Energética; y Gaddis Enrique Corporán Segura, Viceministro de Energía Nuclear, todos de República Dominicana. También participarán referentes internacionales como Victor Hugo Ventura, Ministro de Energía y Minas de Guatemala; Liliana Morales, Directora de Promoción y Relacionamiento de la Secretaría de Energía de Panamá; Tomás Rodríguez, Viceministro de Energía de Honduras; Claudia Marcela Peláez, Directora de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica de Guatemala; Andrés Astacio, Superintendente de Electricidad; y Manuel San Pablo, Gerente General del Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional.

Su participación confirma que FES Caribe no solo es un espacio técnico y empresarial, sino también un foro político de alto nivel, donde se discuten marcos regulatorios, planificación energética y coordinación regional.

Un encuentro regional clave para la integración energética y la inversión

Con representantes de Guatemala, Panamá, Honduras, República Dominicana y otros mercados estratégicos, FES Caribe 2025 se consolida como un encuentro único a nivel regional, donde se analizarán los desafíos comunes y se impulsará la cooperación entre gobiernos, empresas e instituciones multilaterales. En un contexto de crecimiento acelerado de la generación renovable y del almacenamiento energético, el evento representa una oportunidad clave para avanzar en iniciativas concretas que fortalezcan la transición energética en el Caribe y Centroamérica.

📍 Fecha y lugar: 2 y 3 de abril – Hotel Intercontinental Real Santo Domingo
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La entrada Alianzas, regulación e inversión: FES Caribe 2025 reúne al alto nivel público-privado del sector energético en Santo Domingo se publicó primero en Energía Estratégica.

Huawei Digital Power fue una de las grandes compañías que participaron de Future Energy Summit (FES) Argentina, encuentro que a lo largo de dos jornadas reunió a más de 500 referentes del mercado renovable de Latinoamérica.

Favio Rearte, responsable de desarrollo de negocios PV y BESS de Huawei Digital Power, reveló que la compañía prevé participar activamente en la licitación de 500 MW en baterías, lanzada por la Secretaría de Energía de la Nación.

“Estamos trabajando con varios generadores para la licitación “AlmaGBA” que lanzó el gobierno. La convocatoria es un puntapié y avance importante en la implementación de sistemas de almacenamiento”, aseguró durante el panel de debate “Mercado solar: el futuro de los proyectos en Argentina en la visión de líderes”. 

No obstante, el especialista advirtió que existen aspectos que deben ser revisados para permitir una mejor integración de tecnologías y modelos de negocio más flexibles, a fin de lograr mayor competitividad. 

“El pliego deja poco margen de acción para desarrollar un proyecto que implique tener alianzas con tecnólogos y no solamente con proveedores de baterías como tal. Porque un sistema de almacenamiento bien implementado le puede dar una versatilidad diferente al sistema”, apuntó.

Además, la compañía considera que existen desafíos financieros que podrían afectar la viabilidad de los contratos a largo plazo. “Hay que rever algunos pormenores, como que las distribuidoras sanen sus cuentas, dado que no es tan sencillo hacer contratos a tan largo plazo con distribuidoras”, mencionó Rearte.

Y cabe recordar que el llamado “Almacenamiento AlmaGBA” busca adjudicar sistemas de almacenamiento con capacidad de descarga de cuatro horas consecutivas y potencia de entre 10 MW y 150 MW, siendo el 31 de diciembre de 2028 la fecha límite para la habilitación comercial de los proyectos, aunque el objetivo es que comiencen a operar en enero de 2027. 

El pliego de licitación estará abierto a consulta pública hasta el 4 de mayo, en tanto que las ofertas se podrán presentar hasta el 19 de mayo del corriente año, día en que también se llevará a cabo la apertura de sobres A de las ofertas; y la apertura de sobres B está prevista para el 18 de junio. 

Mientras que nueve días más tarde, el 27/6 se realizará la adjudicación, lo que dará lugar a la firma de contratos a partir del 30 de dicho mes.

Por otro lado, Huawei Digital Power trabaja en diversos proyectos de almacenamiento, entre ellos una iniciativa clave en el nodo Bauchazeta, diseñada para aportar potencia, así como servicios de regulación de tensión y frecuencia a la red. “Esperamos pronto poder finalizar el tratamiento de ese proyecto y que sea realidad”, adelantó Rearte.

Además, la compañía también sigue apostando por soluciones string integradas y escalables para el mercado de almacenamiento y generación fotovoltaica en los segmentos utility-scale, comercial-industrial y residencial.

Desde Huawei sostienen que la combinación de energía renovable con almacenamiento es la clave para mejorar la eficiencia del sistema eléctrico, y destacan que la hibridación de parques solares y eólicos con baterías es una estrategia clave a considerar por el sector.

“Si bien falta regulación que estimule inversiones en la expansión las líneas de transmisión, principalmente en alta tensión, una posibilidad es comenzar con hibridación de parques solares y eólicos con baterías, que permitan optimizar la utilización de las líneas”, subrayó el responsable de desarrollo de negocios PV y BESS de Huawei Digital Power. 

La entrada Huawei confirmó conversaciones por la licitación de baterías de Argentina pero advirtió limitaciones en el pliego se publicó primero en Energía Estratégica.

SolarDQD, empresa EPC especializada en la construcción de parques solares, participó del mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina, que reunió a más de 500 líderes del sector energético de la región. 

La empresa ha logrado consolidarse como una de las firmas más relevantes de la industria renovable y su presidente y fundador, Federico Garín Odriozola, reveló cómo avanza SolarDQD y cómo integra toda la cadena de valor desde la prefactibilidad, desarrollo, ingeniería, EPC y puesta en marcha de los proyectos.

“SolarDQD tiene más de 1000 MW construidos y estamos ejecutando 612 MW de potencia en las provincias de Córdoba, Mendoza, La Rioja, Salta, Formosa y Chaco, con más de 400 trabajadores que lo hacen posible”, aseguró.

Uno de los parques más destacados en donde SolarDQD se encarga de la construcción es el PS El Quemado, parque solar desarrollado por YPF Luz, que recientemente se convirtió en el primer proyecto renovable en ingresar al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y ser aprobado por el gobierno nacional. 

El mismo se ubicará en el departamento de Las Heras, provincia de  Mendoza y la inversión se realizará en dos etapas hasta alcanzar 305 MW de capacidad instalada gracias a 500.000 paneles fotovoltaicos bifaciales, en tanto que su generación también se comercializará con las industrias argentinas a través del MATER. 

Por otro lado, Federico Garín Odriozola reconoció que cada vez vislumbran más proyectos utility scale mayores a 100 MW de potencia y un apetito creciente por la energía fotovoltaica. 

“Vemos parques de 200-300 MW con costos en mínimos históricos y una tecnología cada vez más accesible. Por ello desde Solar DQD hemos enfocado en dinamizar este tipo de construcción, dado que podemos hacer un proyecto de 150 MW en un plazo de 8 meses desde la llegada de suministro”, destacó. 

Sin embargo, el directivo advierte que es clave fortalecer la formación de profesionales en el sector, ya que la industria aún es joven y necesita mayor especialización, a la par de aplicar mayor cantidad de tecnología a fin de optimizar procesos y brindar respuestas rápidas y eficaces.

El rol de SolarDQD en la licitación de almacenamiento

El almacenamiento de energía es una de las grandes tendencias del sector y Argentina ha dado un paso clave con el lanzamiento de la licitación pública AlmaGBA, que adjudicará hasta 500 MW de potencia en sistemas BESS con una capacidad de storage de cuatro horas consecutivas por ciclo de descarga completa.

Si bien SolarDQD no participará directamente en la licitación, sí espera desempeñar un papel clave en la construcción e integración de las baterías: «La licitación está pensada para grandes jugadores, pero nosotros nos enfocamos en cómo bajar a tierra la tecnología y ser un actor de construcción e integración», resaltó el ejecutivo.

Además, la empresa está desarrollando un proyecto piloto en Chaco, donde instalará baterías en un parque solar propio, con el foco puesto en dar el puntapié inicial en la materia e integrar la tecnología a la generación renovable.

La entrada SolarDQD impulsa su crecimiento EPC con más de 600 MW renovables en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco del Future Energy Summit México (FES Mexico), Juan Pablo Alagia, gerente de Desarrollo de Proyectos y Tecnología de 360Energy, confirmó que su estrategia de entrada al mercado mexicano estará centrada en proyectos de abasto aislado con generación renovable y sistemas de almacenamiento.

“Estamos enfocándonos en sistemas renovables de abasto aislado sin inyección en la red con almacenamiento que eleven el porcentaje de consumo”, manifiesta el ejecutivo.

Desde su llegada al país hace casi dos años, la firma con base en Argentina decidió apostar al mercado mexicano empujada por la demanda de una de las empresas de su grupo instalada en el territorio norteamericano. “Como parte del grupo Stellantis vinimos a México por una demanda puntual, necesitábamos energía y energía renovable para nuestra autonomía”, detalló Alagia.

Consultado en FES Mexico sobre los mecanismos para reactivar el crecimiento de la generación renovable, Alagia sostiene que las subastas pueden ser útiles para el ingreso de nuevos proyectos.

“Las subastas han sido una herramienta para promocionar mercados o para romper inercias perdidas, como puede ser el caso actual de México”, sostuvo, aunque aclaró que no deben ser la única vía: “Creo que el mercado tiene que tender también a empezar a escuchar a la demanda”.

En esa línea, señala que 360Energy está preparada para participar en las modalidades que se impulsen durante este sexenio. “Estamos todos dispuestos, ya sea en algún esquema de subasta o en contratos entre privados”, comentó, destacando que el Plan Estratégico del gobierno al 2030 plantea 22 GW de nueva capacidad de CFE y al menos 6 GW del sector privado.

De allí, Alagia señaló que, pese a los desafíos, el mercado mexicano ofrece un escenario prometedor: “Vemos un vaso medio lleno, no sé si porque venimos de Argentina donde todo nos cuesta, pero creemos que si bien falta para completar ese vaso, hay una administración nueva y se ratificaron las metas del Acuerdo de París”.

El momento es ahora 

Uno de los llamados de atención del ejecutivo es sobre el momento actual de precios para tecnologías clave como módulos fotovoltaicos y baterías. Según Alagia, el mercado mexicano no debe dejar pasar esta ventana.

“Estamos en un momento clave en lo que es industria solar, de precios de módulos y de almacenamiento. No se nos puede pasar este momento”, alertó. Y agregó: “Si no aprovechamos estos dos o tres años con los precios que estamos viendo hoy, quizás se nos pasa el tren”.

Al respecto, subrayó la necesidad de dar el siguiente paso en la transición energética, incluyendo tecnologías de almacenamiento como baterías e incluso el hidrógeno verde. “La solar convencional ya hace tiempo que es la energía más barata del mundo. Tenemos que avanzar y disponer de los medios entre el sector público y el privado para avanzar”, enfatizó.

Ahora bien, para aprovechar este momento clave para la competitividad de industria haría falta, desde la perspectiva del referente empresario, mayor claridad normativa y estabilidad a largo plazo. “Estos son proyectos de capital intensivo. Hay que tener reglas claras durante 10, 15, 20 años para que venga realmente financiamiento fuerte extranjero o local”, sostiene.

En su análisis, el rol de las autoridades regulatorias y del sistema eléctrico nacional (CNE y CENACE) será fundamental para permitir la ejecución de proyectos. “Algunas gerencias de CENACE nos dicen: tenemos una pila de proyectos y no damos abasto”, revela, por lo que llamó a establecer criterios de priorización claros para empezar a destrabar proyectos que ya están listo y que den paso a los siguientes sin acumular pendientes.

“Esa canilla tiene que empezar a abrirse e ir drenando porque la industria está pidiendo a gritos que empiecen a construirse los proyectos”, concluyó.

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El almacenamiento con baterías emerge como uno de los pilares de la transición energética en Latinoamérica, y su impulso será el tema central del nuevo webinar organizado por Energía Estratégica, parte de Strategic Energy Corp.

El evento virtual, titulado “Storage: Oportunidades en Latinoamérica”, se llevará a cabo el próximo martes 23 de abril, y reunirá a representantes de empresas líderes para analizar las claves del desarrollo del sector, los modelos de negocio más rentables y los desafíos que aún persisten en la región.

La actividad comenzará a las 8 h (México), 9 h (Colombia y Panamá), y 11 h (Argentina, Chile y Uruguay). La participación es gratuita y los interesados ya pueden registrarse a través del siguiente enlace: Inscríbete ahora.

Oportunidades para acelerar el almacenamiento con baterías

El primer panel, programado para las 9 h (hora Colombia), se titula “El futuro del almacenamiento en Latinoamérica: claves para la expansión”, y reunirá a referentes del sector que compartirán su visión sobre cómo acelerar proyectos de almacenamiento energético con baterías en los distintos mercados de la región.

Se pondrá el foco en el rol estratégico que puede asumir esta tecnología para garantizar la estabilidad de la red y aumentar la participación de renovables. Además, se debatirá sobre qué países concentran actualmente las mayores oportunidades y cuáles están comenzando a emerger como nuevos polos de inversión en el corto plazo.

Fabricantes, desarrolladores y generadores expondrán cómo adaptan sus estrategias para capitalizar el crecimiento del almacenamiento, identificando modelos de negocio viables en función de las condiciones regulatorias, tarifarias y tecnológicas de cada país.

Modelos de negocio, financiamiento e incentivos en el centro del debate

A las 9:45 h (Colombia) tendrá lugar el segundo panel: “Modelos de negocio y financiamiento para proyectos de almacenamiento”, enfocado en los desafíos económicos y regulatorios que enfrenta el sector para avanzar en nuevas iniciativas.

Los panelistas analizarán los beneficios que ofrece el almacenamiento tanto para el sistema eléctrico como para el mercado, y discutirán cuáles son los esquemas comerciales más rentables para diferentes tipos de proyectos.

Un eje destacado será el análisis de las estrategias de monetización y financiamiento necesarias para escalar proyectos de gran tamaño, especialmente en contextos donde los incentivos actuales son limitados.

En este sentido, se tomará como ejemplo el caso de Chile, donde el crecimiento del almacenamiento depende en gran parte de la implementación de nuevos mecanismos de incentivo que aseguren su sostenibilidad a largo plazo.

«Storage: Oportunidades en Latinoamérica” se posiciona como un espacio clave para obtener una visión integral del mercado del almacenamiento, conocer las experiencias de los principales actores del sector y anticipar tendencias clave para los próximos años.

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El sector del almacenamiento energético está experimentando un crecimiento acelerado y Risen Energy, fabricante Tier One líder en tecnología HJT de módulos fotovoltaicos, no es ajeno a esta transformación. La compañía ha consolidado su presencia en el mercado global también con soluciones de almacenamiento y una capacidad de producción en expansión tras la adquisición de SYL, ahora Risen Storage.

“No somos un fabricante más de paneles que se incorpora a este negocio, tenemos un track record muy importante”, aseguró Juan Gattoni, director global de Cuentas Estratégicas de Risen, durante su participación en el Future Energy Summit Argentina (FES Argentina).

En 2018, Risen inauguró su primera fábrica de baterías en China, alcanzando hoy una capacidad de producción de 15 GWh anuales. Con un track record de más de 3,5 GWh ya conectados a la red, la compañía se proyecta como un actor clave en la expansión del almacenamiento energético a nivel global.

“Todo lo que es 2024 y los pedidos para 2025 duplican nuestro track record que ya teníamos en ocho años”, reveló el ejecutivo, destacando el impacto exponencial de la demanda en este sector.

El crecimiento de Risen Energy en almacenamiento se extiende a diversas regiones del mundo. “Hoy somos top 1 en el Reino Unido y top 5 en Estados Unidos”, señaló Gattoni, agregando que la empresa ya trabaja con ERCOT en Texas y con la red de California, lo que le ha permitido acumular experiencia en climas extremos.

En Latinoamérica, la compañía ha consolidado su presencia en mercados clave como Chile y México, mientras que en Argentina la reciente licitación de almacenamiento AlmaGBA ha despertado un fuerte interés. Esta convocatoria, lanzada en febrero de 2025 por la Secretaría de Energía, busca adjudicar 500 MW en sistemas BESS en la red de Edenor y Edesur, con el objetivo de estabilizar el sistema eléctrico del AMBA y evitar cortes en los próximos veranos.

Gattoni advierte que el mercado de almacenamiento en Argentina es aún incipiente, pero que las expectativas de crecimiento son altas. “Hoy estamos brindando capacitación a todos nuestros clientes para transitar este camino juntos”, comenta, enfatizando que el desconocimiento técnico y la falta de experiencia en la construcción de sistemas BESS son algunos de los retos a superar.

Más oportunidades de negocios en fotovoltaica

Desde hace años, Risen tomó la decisión estratégica de invertir en tecnología HJT, una jugada que ahora le permite cosechar los beneficios de economías de escala y el desarrollo de productos de alta eficiencia. “Nuestro enfoque es muy claro: buscamos brindar soluciones y paneles de alta tecnología que realmente impacten y generen un diferencial en un mercado muy comoditizado”, destaca Gattoni.

En cuanto a la tecnología HJT, la compañía considera que su propuesta es la más avanzada del mercado. “Hoy estamos ofreciendo paneles de 730 W con coeficientes de temperatura superiores a la tecnología TOPCon, lo que genera un beneficio notable en grandes proyectos”, explica Gattoni.

Además, los módulos de Risen cuentan con un coeficiente de bifacialidad del 90% (frente al 80% de TOPCon), degradación lineal de 0,3% a partir del segundo año (comparado con el 0,4% en tecnologías convencionales) y opciones de marcos en aleación de acero, que mejoran la resistencia mecánica, minimizan la rotura de cristales y reducen la aparición de hotspots, lo que se traduce en mayor productividad.

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El almacenamiento de energía se está convirtiendo en una pieza clave para la transición energética en México, permitiendo mayor flexibilidad en la red eléctrica y garantizando la estabilidad del suministro. En este contexto, Quartux apuesta por soluciones basadas en baterías para acelerar este proceso y beneficiar tanto a grandes consumidores como a usuarios residenciales.

Alejandro Fajer, CEO de Quartux, resaltó durante Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), que el almacenamiento es «el gran catalizador» de la transición energética, para que se pueda llegar a abastecer de más energía limpia y barata.

Según Fajer, la estabilidad de la red es el cuello de botella que impide una mayor penetración de tecnologías renovables como eólica y solar. «Si no tenemos una red eléctrica lo suficientemente robusta para protegerse de estas variaciones de oferta y demanda, la transición no puede acelerarse», advirtió.

La solución a corto plazo, señala el CEO de Quartux, es el despliegue de sistemas de almacenamiento de energía. «Ya se tienen la base regulatoria y los modelos financieros que hacen viables estos proyectos, tanto del lado del consumidor como del generador», explicó.

En este sentido, la empresa ofrece sistemas de almacenamiento en todas las modalidades: desde standalone hasta integrados con parques solares y eólicos en el mercado mayorista, además de soluciones híbridas delante o detrás del medidor para clientes industriales.

Quartux ha implementado con éxito sistemas de almacenamiento en diversos sectores en México. Un ejemplo destacado es con un usuario industrial en Querétaro que instaló su primer sistema de almacenamiento en 2017. En aquel momento, el esquema energético del cliente era completamente distinto al actual. Sin embargo, gracias a la flexibilidad del software propietario de Quartux, fue posible adecuar la solución a los cambios en su consumo, las regulaciones y la calidad de la energía recibida.

Flexibilidad operativa no es lo único que ofrecería esta compañía. En el marco del panel de debate de FES Mexico denominado «El impulso privado al sector renovable: tecnología, inversión y grandes consumidores», Fajer subrayó que Quartux ha diseñado esquemas flexibles de financiamiento, que permiten a las empresas acceder a almacenamiento sin comprometerse con deudas a largo plazo.

En lugar de modelos de pago rígidos, la compañía ha optado por alianzas con grandes consumidores, asegurando que el pago esté condicionado a los beneficios generados. «Tú no me tienes que pagar, si no te estoy generando un beneficio», enfatizó.

Para el CEO de Quartux, la clave está en apostar por modelos innovadores de almacenamiento que aceleren la transición energética permitiendo la integración eficiente de las energías renovables, gestionar su intermitencia y fortalecer la red.

«Deberíamos todos estar buscando este tipo de soluciones a corto plazo de alto impacto que puedan acelerar la transición hacia un hacia un mix renovable», concluyó Alejandro Fajer.

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GCL se posiciona como uno de los principales actores del mercado solar global, apuntalado por su integración vertical y su apuesta por tecnologías de bajo impacto ambiental. Desde la dirección de la compañía afirman que el futuro de la industria pasa por soluciones con menor huella de carbono y mayor rendimiento, lo que guía su estrategia de negocios a nivel global.

“GCL es el octavo fabricante del mundo de paneles solares, pero quizá lo más importante es que somos una de las tres únicas empresas que estamos verticalmente integradas”, destacó Enrique García, director para Latinoamérica e Iberia de GCL. Esto implica que la empresa produce su propio silicio, lo vende a competidores y reserva parte para su propia fabricación de módulos.

La integración vertical se ha convertido en el principal blindaje frente a la volatilidad del mercado. Según explica el ejecutivo, “estar verticalmente integrado es fundamental, principalmente porque te permite adelantarte a los acontecimientos que están ocurriendo”. La capacidad de prever el comportamiento del mercado de silicio llevó a la compañía a ajustar su producción de módulos con esta tecnología: “30 GW era más que suficiente debido a que el mercado no va a absorber tanto”.

Además de su liderazgo como fabricante, GCL es la quinta utility más grande de China, con operaciones en oil & gas, exportaciones de recursos naturales y fábricas tanto dentro como fuera del país asiático. “Estamos haciendo centrales de polisilicio y de construcción de módulos fuera de China para mercados como el americano, el europeo y el indio”, indicó García.

Tecnología FBR como compromiso por la sostenibilidad 

Una de las apuestas clave de la empresa es la tecnología FBR (lecho fluidizado), que compite con el tradicional método Siemens. A pesar de su menor tiempo en el mercado, FBR ya muestra claras ventajas operativas y ambientales.

“La ventaja del FBR sobre Siemens es que generamos un 65% menos de huella de carbono, consumimos menos electricidad, requerimos menos mano de obra”, subrayó el director regional.

La trazabilidad y sostenibilidad están en el centro del negocio. “Estamos trabajando para conseguir que la fabricación de paneles solares afecte lo menos posible a la contaminación”, agregó el directivo.

Este enfoque ha permitido que GCL incorpore códigos QR en cada panel que detallan su impacto ambiental, orientados a facilitar el intercambio de bonos verdes.

Transformación tecnológica y estrategia de futuro

GCL proyecta un cambio clave en el corto y mediano plazo con la entrada en juego de los módulos tándem. “Vemos un cambio de tecnología en el próximo año y medio o dos años en una fusión perovskita tándem silicio para llegar a un 30% o 32% de eficiencia”, indicó García, revelando además que la empresa ya cuenta con paneles certificados con esta tecnología y se encuentra en fase de ensayos para su producción masiva.

El objetivo es claro: “Aumentar la eficiencia por área”. En paralelo, la compañía apunta a garantizar la trazabilidad de su cadena de producción y mantener la estabilidad de oferta en un contexto de sobrecapacidad global. “Estamos viendo que están desapareciendo pequeños jugadores, pero también en los grandes hay problemas. Nuestro factor de utilización de planta es del 85%, diez puntos más que el siguiente”, advirtió el ejecutivo.

Para GCL, la estabilidad operativa es una fortaleza clave: “Nuestro objetivo es mantenernos en nuestros 30 GW. No es una capacidad pequeña, es suficiente para abastecer a mucha gente, pero sobre todo dar una seguridad a nuestros clientes”. En esa línea, García enfatiza el compromiso a largo plazo de la compañía: “Queremos estar con vosotros dentro de 30 años. Para nosotros, un cliente no es un cliente, es un socio a largo plazo”.

Estrategia regional y el potencial argentino

Consultado en Future Energy Summit Argentina (FES Argentina) por el papel de Argentina en su estrategia regional, García identificó un gran potencial de crecimiento. “Es un país que tiene demanda energética, tiene capacidad. Es verdad que las redes de transmisión tienen que ser mejoradas”, señala. En ese sentido, la compañía está invirtiendo en talento local para ofrecer atención cercana y planea diversificar su oferta de productos en la medida que el mercado madure.

La clave para liberar ese potencial, indica, está en la estabilidad normativa: “Todo país lo que necesita para crecer es tener unas normas muy claras, una legislación muy clara y una seguridad. Cuando consigamos tener todo perfectamente alineado, el crecimiento de Argentina será brutal”.

Respecto a la competitividad energética, el director sostuvo que bajar los costos es determinante: “En los costes industriales hay tres factores muy importantes: la mano de obra, la materia prima y la energía. Si conseguimos una energía más barata, vamos a conseguir un país mucho más competitivo”.

Durante su participación en FES Argentina, García además compartió una serie de prioridades qué atender dirigidas al Gobierno nacional para dinamizar el sector solar. En primer lugar, destacó la necesidad de invertir en infraestructura: “Creo que la transmisión es clave, pero no solo en Argentina. Todos los países tienen el mismo problema: la proyección de las líneas de transmisión no se adecúa a la velocidad de instalación de parques solares o eólicos”.

Finalmente, propuso liberar aún más el mercado eléctrico para facilitar inversiones: “Dejar que haya contratos privado con privado de forma más ágil. Cuanto más se flexibiliza, más baja la energía, menos coste tiene para el usuario porque hay muchísima más oferta”, concluyó.

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Mario Cairella presentará la renuncia a la vicepresidencia de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) de Argentina, entidad encargada del despacho de energía y de intermediar en las transacciones entre empresas. 

La renuncia se informará este viernes 20 de marzo durante la reunión de Directorio de CAMMESA y tendrá fecha a mayo, por lo que recién se hará efectiva en dicho mes, según pudo averiguar Energía Estratégica. 

La salida de Cairella se da por diferencias internas la reforma eléctrica que instrumentará la Secretaría de Energía de la Nación, tras la publicación de los lineamientos de la Resolución SE 21/2025 que busca “normalizar” el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), da inicio a la liberación de la comercialización y competencia del abastecimiento energético a través de contratos en el Mercado a Término (MAT).

Incluso, la llegada del economista a la vicepresidencia de CAMMESA en mayo de 2024 fue resistida desde el comienzo, cuando le ganó la pulseada a Sergio Falzone en la designación por el puesto, quien había sido propuesto por el aquel entonces secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo. 

Y desde ese momento, mantuvo desacuerdos con las directrices fijadas por el ministro de Economía, Luis Caputo, siguiendo con el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, y María del Carmen Tettamanti (reemplazó a Rodríguez Chirillo en la Sec. de Energía) sobre las medidas implementadas para afrontar la crisis del sistema de cara al verano 2025 y, posteriormente, la reforma del MEM. 

Por lo que fuentes del sector energético argentino insistieron en que este cambio pretende mejorar la coordinación entre el Poder Ejecutivo y las principales cabezas de CAMMESA, a fin de coincidir en materia técnica, regulatoria y económica de cara al proceso de apertura del mercado eléctrico. 

Sin embargo, a pesar de que el funcionario presentará la renuncia con fecha a mayo 2025, desde su entorno indicaron que ya tendría propuestas cercanas a Javier Milei, debido a que cuenta con el aval político del asesor presidencial, Santiago Caputo. 

“Será para atraer inversiones en energía y minería, trabajando de manera muy cercana al máximo mandatario de Argentino”, subrayaron aclarando que todavía se está analizando la iniciativa y que primero se centrará en lo que resta de su tiempo en la vicepresidencia de CAMMESA. 

El paso de Cairella en el organismo. 

El economista ocupó el alto cargo en la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA en dos oportunidades. La primera durante los últimos años de la presidencia de Mauricio Macri, entre julio del 2018 tras la renuncia de Julio Bragulat y hasta el cierre de 2019, cuando se produjo la falla eléctrica de la historia del país, que dejó sin electricidad a casi 50 millones de personas en toda Argentina durante el día del padre.

Entre ese período, estuvo presente en el proceso del Programa RenovAr – Ronda 3 (Mini-Ren), donde se presentaron 56 proyectos renovables por 352,1 MW de capacidad y que finalmente se adjudicaron 38 parques por 238 MW de potencia. 

Mientras que la segunda etapa es la más reciente, al frente entre mayo de 2024 y la actualidad; la cual comenzó en medio de la cancelación la multimillonaria deuda de CAMMESA con las generadoras (alrededor de 1250 millones de dólares) mediante un bono en dólares Step-UP 2038 (más conocido como AE38) que vence dentro de 14 años, posee una tasa fija del 4,25% anual y cotiza al 50% de paridad.

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Esta semana entraron en vigor ocho leyes secundarias que guiarán el futuro energético de México, entre ellas la Ley del Sector Eléctrico (LESE) cuyo capítulo sobre comercialización establece nuevas modalidades para la contratación de energía por parte de los Suministradores de Servicios Básicos.

En particular, el artículo 68 de la LESE contempla que dichos suministradores podrán celebrar Contratos de Cobertura Eléctrica de dos formas: directamente con generadoras en cualquiera de sus figuras legales, o mediante mecanismos de adquisición de energía y productos asociados dentro del Mercado Eléctrico Mayorista, que lleva a cabo el Centro Nacional de Control de Energía de México (CENACE).

Estas modalidades se plantean como instrumentos que podrían atraer inversión en el sector eléctrico, pero sin replicar exactamente las Subastas de Largo Plazo (SLP) establecidas por la reforma energética de 2013 y cuyo propósito era fomentar la competitividad y estabilidad de precios en la adquisición de Potencia, Energía Eléctrica Acumulable y Certificados de Energías Limpias por los Suministradores de Servicios Básicos y otras Entidades Responsables de Carga.

A diferencia de aquella, esta legislación elimina la referencia a mecanismos “competitivos” al establecer que los términos de adquisición y asignación de contratos se determinarán por las Reglas del Mercado o por la regulación que emita la Secretaría de Energía (SENER) o la Comisión Nacional de Energía (CNE), nueva entidad que absorberá muchas de las funciones de la extinta Comisión Reguladora de Energía (CRE). Además, de acuerdo a la nueva legislación la SENER tendrá la facultad de autorizar o no al CENACE a realizar los mecanismos de contratación, asignar los costos derivados de estos y definir los protocolos para situaciones de emergencia.

A juicio de Carlos Flores, analista del sector energético consultado por Energía Estratégica, el paquete de reformas aprobado presenta luces y sombras. “La iniciativa tiene una cosa buena y tiene una cosa mala”, expresó. “La cosa buena es que se asemeja mucho a la reforma energética de Peña Nieto, una reforma que implementó mecanismos que realmente provocaron inversiones en el país. Hubo subastas, hubo contratos bilaterales, es decir, contratos entre privados generadores y privados consumidores o usuarios, en fin, se diseñaron y se establecieron e implementaron los mecanismos para que eso pasara”.

El especialista recordó que entre 2015 y 2018, periodo en que la reforma previa estuvo plenamente operativa, México experimentó una fuerte atracción de capital para proyectos eléctricos, principalmente renovables. “Esa reforma fue muy exitosa en términos de la cantidad de megawatts y en términos de la cantidad de inversión que vino al país”, señaló.

No obstante, cuestionó que la nueva legislación intente emular los logros de la reforma anterior sin replicar sus componentes más exitosos. “Lo malo es que intenta imitar esos mecanismos de la reforma del 2013, sin embargo no lo hace de la manera correcta. Pareciera una imitación trunca, una reforma que se queda a la mitad del camino en intentar ser lo que fue la del 2013”, apuntó.

La “eliminación de las subastas de largo plazo” es, a su juicio, una pérdida significativa. “Hay que recordar aquí que fue muy exitoso en términos de lograr costos bajos de energía, en la última subasta que se logró a finales del 2017, se logró un precio promedio de energía de USD $ 20.57 MWh y un precio récord en ese momento de USD $ 17.77 MWh récord mundial en ese momento”.

Siguiendo el análisis del profesional consultado, la reforma actual “da la sensación de que la actual administración realmente está buscando provocar el mismo efecto que provocó aquella del 2013, sin embargo no pareciera que vaya a lograrlo”. La razón, enfatizó, es que se trata de “una reforma trunca”, pero también por la falta de coherencia entre la intención técnica y el discurso político. “El mensaje político, la propaganda que se hace sobre esta reforma es la equivocada”, explicó.

El analista subrayó que el gobierno promueve la idea de un “rescate” de CFE y Pemex y de la recuperación de la “soberanía energética”, pero que en la práctica no sucede. “Ahora se importa todavía más gas natural del que ya se importaba antes y si realmente le dan a la CFE la preponderancia que dicen que le quieren dar, pues ese volumen de gas natural va a ser todavía mayor, entonces todavía menos soberanía energética”, advirtió.

De allí, insistió en que existe “una divergencia entre lo que intentaron hacer los técnicos que diseñaron esta reforma y el mensaje político, la propaganda que se lanza todos los días en las conferencias de la mañana”, lo que genera incertidumbre sobre la implementación de la nueva normativa y su capacidad real para atraer inversión, estabilizar precios y asegurar la confiabilidad del sistema eléctrico nacional.

En los próximos meses el desarrollo de la regulación secundaria será clave para definir si las nuevas modalidades bajo las que los Suministradores de Servicios Básicos podrán celebrar Contratos de Cobertura Eléctrica funcionarán como motor de inversión, o si la reforma quedará en el terreno de las buenas intenciones.

LEER NUEVA LEGISLACIÓN

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La provincia de Buenos Aires confirmó su participación en la licitación pública por 500 MW de almacenamiento en baterías que lanzó la Secretaría de Energía de la Nación, destinada a resolver la situación crítica de puntos del área metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y evitar cortes eléctricos en los veranos siguientes.

“Nos interesa participar a través de la empresa provincial de generación Buenos Aires Energía (BAESA – anteriormente conocida como Centrales de la Costa Atlántica”, sostuvo Gastón Ghioni, subsecretario de Energía bonaerense, durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina. 

“Estamos buscando que BAESA tenga un rol importante, viendo los puntos más críticos que hay en la licitación para conversar con municipios, instituciones, puertos y demás para ver posibles terrenos”, agregó. 

La convocatoria en cuestión, bajo la denominación «AlmaGBA», busca adjudicar 500 MW en sistemas BESS con una capacidad de almacenamiento de cuatro horas por ciclo de descarga completa. Los proyectos a presentar deberán contar con potencias entre 10 MW y 150 MW, con una fecha máxima de habilitación comercial fijada para el 31 de diciembre de 2028. 

Mientras que el proceso estará abierto hasta el 19 de mayo del corriente año, día en que también se llevará a cabo la apertura de sobres A de las ofertas, en tanto que la apertura de sobres B está prevista para el 18 de junio. Y nueve días después, el 27/6 se realizará la adjudicación, lo que dará lugar a la firma de contratos a partir del 30 de dicho mes.

Y si bien la provincia de Buenos Aires aún no tiene experiencia en la instalación de sistemas BESS, ya ha iniciado sus primeros dos proyectos solares híbridos (generación + almacenamiento) “Polvaredas” y “Del Carril”. 

Dichos parques están conectados en distribución y suman 800 kWp de capacidad en generación y más de 2 MWh de storage, en el marco del Programa Provincial de Incentivos a la Generación Distribuida (PROINGED) y a fin de solucionar problemas de punta de línea  y tensión en pequeñas comunidades.

“Participaremos de AlmaGBA mos participando porque es una oportunidad para BAESA, aunque aún no sacamos lo que no se pudo hacer con la licitación TernCof”, aclaró Ghioni frente a más de 500 líderes del sector renovable de la región. 

Generación comunitaria: un modelo en desarrollo en territorio bonaerense

Más allá de la licitación de baterías y generación centralizada, PBA avanza en nuevos modelos en el ámbito distribuido, de modo que en 2024, la provincia reglamentó su adhesión a la Ley de Generación Distribuida y trabaja en otras herramientas para potenciarla. 

Una de ellas es la reglamentación específica para la GD comunitaria, que permita que distintos usuarios se asocien en un proyecto renovable y así ser uno de las jurisdicciones pioneras en la materia. 

“Se plantea la necesidad de financiamiento y se trabaja en conjunto con la banca pública, el Banco Provincia, para dar financiamiento. Es cuestión de meses para terminar los procesos administrativos Pero antes de mitad de año seguramente ya esté implementado”, indicó el subsecretario de Energía. 

Además, el gobierno bonaerense espera que pronto se debata y apruebe un proyecto de ley sobre generación distribuida comunitaria para cooperativas eléctricas, que posibilitaría la instalación de parques solares de entre 500 kW y 2 MW para generar su propia energía. 

“Incluso ya tenemos proyectos presentados por las cooperativas a la espera y hasta conversaciones para hacer sociedades con la empresa provincial. El proyecto de ley tiene consenso, ya que proviene por parte de la oposición y desde el Poder Ejecutivo intervenimos con opinión, con lo cual debería salir en un contexto normal. Pero dependerá del año electoral y la complejidad legislativa que ello acarree”, subrayó Ghioni en FES Argentina.

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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicó el Proyecto de Resolución CREG 701 085, dando inicio al proceso para convocar a una nueva subasta de expansión del cargo por confiabilidad, con el objetivo de promover la entrada de nuevos proyectos al sistema durante el periodo 2029-2030 y en adelante. A través de este mecanismo se asignan obligaciones de energía firme a plantas existentes y a nuevos proyectos de generación, de forma que, ante condiciones críticas como las que pueden ocurrir en el Fenómeno de El Niño, los colombianos dispongan de un suministro de energía confiable.

“Periódicamente, la Comisión revisa las proyecciones de crecimiento de demanda de energía que realiza la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y las obligaciones de energía firme asignadas. Con esta información se evalúa la necesidad de convocar una subasta de expansión que asegure el suministro de energía y permita el desarrollo de nuevos proyectos que amplíen el parque de generación en el país”, puntualizó Antonio Jiménez Rivera, Director Ejecutivo de la CREG.

El proyecto de resolución plantea la participación de plantas y unidades de generación de cualquier tecnología, organizadas en las siguientes categorías:
• Existentes, para asignación por un año.
• Existentes con obras, para asignación hasta por cinco años.
• Especiales, para asignación hasta por diez años.
• Nuevas, para asignación hasta por veinte años.

En concordancia con la política de transición energética del Gobierno Nacional, también podrán participar plantas existentes que busquen cambiar el combustible que emplean, con el objetivo de reducir sus emisiones de CO₂; este tipo de proyectos podrán recibir asignaciones hasta por 10 años. En esta oportunidad, para participar en la subasta no será necesario disponer de capacidad de transporte asignada por la UPME. La propuesta es que los proyectos interesados cuenten con estudio de viabilidad económica, formulación básica del proyecto, estudio financiero y estudio ambiental (Fase 2 en la UPME), en línea con los proyectos de Resolución CREG 701 083 y CREG 701 084.

Adicionalmente, se contempla un incentivo para la entrada temprana de los proyectos al Sistema de Interconexión Nacional, mediante el cual se remunerará el cargo a aquellas plantas que inicien su operación comercial antes de lo previsto. “Estas subastas han sido un ejercicio exitoso para garantizar la confiabilidad del sistema. Con nuestra cuarta subasta, se sumaron 4.489 MW para nuestro sistema. Invitamos a los actores interesados a enviar sus comentarios y, posteriormente, a participar y aportar a la confiabilidad del SIN”, añadió Jiménez Rivera. Por último, aclaró que para el periodo 2028-2029 se estudiará la realización de asignación administrada de Obligaciones de Energía Firme, luego de conocer los resultados de la subasta de reconfiguración de compra que se está llevando a cabo.

La entrada CREG inicia el proceso para convocar una subasta de expansión del cargo por confiabilidad para el periodo 2029-2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

Con más de 31 años de experiencia en servicios eléctricos industriales, Oscorp Electromecánica y Telecomunicaciones ha decidido fortalecer su presencia en el sector de energías renovables. Para ello, lanzó Oscorp Energías Renovables, una nueva unidad de negocios que permitirá a la empresa atender de manera especializada los requerimientos de nuevos proyectos energéticos sostenibles.

«Vimos la necesidad de generar esta nueva empresa para brindar una atención más personalizada a los clientes y responder a la creciente demanda de servicios especializados en renovables», introdujo Sergio Salas, gerente de desarrollo de negocios de Oscorp Energías Renovables.

Tal es así que, sumando todos los estudios que ha realizado Salas con distintos clientes, Oscorp Energías Renovables avanza con negociaciones para el desarrollo de alrededor de 300 MW. 

Este éxito inicial responde en parte a que la compañía mantiene una participación activa en Costa Rica con especial atención a las licitaciones eólicas y solares que ha lanzado y tiene próximas a lanzar el Grupo ICE. 

«Costa Rica ha tenido desde finales de 2022 un repunte en licitaciones solares y eólicas por parte del ICE, y ya hemos ofertado servicios a varios proyectos seleccionados», confirmó Salas, quien indicó que por la buena receptividad de aquellos oferentes, la compañía ya trabaja con clientes que buscan presentar diseños para nuevas convocatorias en el país y otros mercados de la región.

De allí que la cobertura de esta empresa no se limita a Costa Rica. Con su nueva división enfocada en energías renovables, Oscorp está consolidando su crecimiento en un sector con gran proyección en la región.

«Estamos viendo con buenos ojos las oportunidades en Guatemala, Honduras y Panamá, donde ya tenemos identificados clientes y proyectos con los que buscamos establecer un acercamiento técnico-comercial», señala Salas.

La estrategia de expansión ha llevado a la compañía también a explorar oportunidades en el Caribe, donde ya negocia un proyecto solar en República Dominicana, el norte de Sudamérica, en concreto Ecuador, e incluso tiene en miras avanzar en Norteamérica. 

«Estamos analizando la posibilidad de desarrollar un proyecto solar en Estados Unidos», anticipó.

No obstante, la compañía se mantiene cautelosa en su expansión internacional. «Queremos brindar un servicio correcto y asegurarnos de concretar cada paso de manera segura», enfatizó el directivo.

Oscorp Energías Renovables tiene como visión involucrarse en las distintas etapas de un proyecto renovable, desde su fase inicial hasta toda su vida útil brindando el respaldo necesario para sus clientes. 

«Podemos ingresar desde la búsqueda de propiedad, análisis de potencial, estudios de prefactibilidad y factibilidad, hasta el diseño final y la construcción», detalla Salas, aclarando que tras brindar servicios de suministro de componentes, EPC o llave en mano, pueden encargarse de tareas de operación y mantenimiento.

Alianzas estratégicas  

Como parte de su evolución, Oscorp ha cerrado acuerdos con proveedores de almacenamiento de energía. «Estamos por firmar sociedades con dos empresas líderes en sistemas de almacenamiento», adelantó Salas.

Según explicó el gerente de desarrollo de negocios, la idea sería trasladar estas representaciones a Oscorp Energías Renovables, ya que los productos están dirigidos a proyectos renovables o afines. 

«Estos sistemas serán clave para proyectos eólicos y solares, y también para el sector industrial, que requiere soluciones de almacenamiento para optimizar su consumo energético», consideró.

Además, reveló que la empresa busca fortalecer su oferta con sistemas de seguridad especializados en proyectos eólicos, permitiéndole ampliar su portafolio de soluciones. Por lo que su horizonte de negocios se expande aún más.

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En menos de dos semanas, los principales actores del sector energético de Centroamérica y el Caribe se darán cita en Santo Domingo para participar en FES Caribe 2025, el encuentro que reunirá a líderes empresariales, inversores y altos funcionarios del sector público. Durante dos jornadas en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo, se debatirán las estrategias y oportunidades que marcarán el futuro de la energía en la región.

Este año, FES Caribe contará con la presencia de figuras clave del ámbito gubernamental, entre ellos:

🔹 Joel Santos Echavarría, Ministro de Energía y Minas de República Dominicana
🔹 Alfonso Rodríguez, Viceministro de Energía de República Dominicana
🔹 Betty Soto, Viceministra de Innovación y Transición Energética de República Dominicana

Su participación es un reflejo del papel fundamental que juegan las políticas públicas y la regulación en el avance de la energía renovable y el almacenamiento en la región.

📍 Fecha y lugar: 2 y 3 de abril – Hotel Intercontinental Real Santo Domingo
🎟️ Últimas entradas disponibles: Adquirir aquí
📺 Transmisión en vivo: YouTube de FES

FES Storage Caribbean: el almacenamiento energético en el centro del debate

Dentro del marco de FES Caribe 2025, se llevará a cabo la primera edición de FES Storage Caribbean, una jornada exclusiva enfocada en el almacenamiento de energía, con la participación de los principales desarrolladores, fabricantes y reguladores del sector.

República Dominicana está dando pasos concretos en este ámbito, con regulaciones clave como la Resolución CNE-AD-0005-2024, que exige a los proyectos renovables de 20 MWac a 200 MWac incorporar almacenamiento de al menos el 50% de su capacidad instalada, con una duración mínima de cuatro horas.

A su vez, el auge del almacenamiento energético no se detiene en el Caribe. Puerto Rico lidera el mercado con la Virtual Power Plant (VPP) más grande de Latinoamérica y acuerdos estratégicos como el de Genera y Tesla para desplegar 430 MW de almacenamiento en baterías. Mientras tanto, países como Guatemala, Honduras y Panamá avanzan con nuevas normativas y licitaciones en este segmento.

Un evento diseñado para la toma de decisiones y el cierre de negocios

FES Caribe no solo será un espacio de debate, sino también un punto de encuentro estratégico donde los principales actores del sector podrán establecer alianzas comerciales y explorar nuevas oportunidades de inversión en mercados clave como República Dominicana, Panamá, Guatemala y Honduras.

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El acceso a un suministro eléctrico estable y a precios justos es clave para la población panameña. Para fortalecer la planificación del sector y reducir la volatilidad en los costos del servicio, la Secretaría Nacional de Energía emitió la Resolución N.° MIPRE-2025-0009558, en la que recomienda la contratación de energía renovable a largo plazo que asegure mejores precios en el mercado eléctrico.

La medida instruye a la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) a presentar los pliegos de licitación pública antes del 31 de octubre de 2025, con contratos de hasta 180 meses. Además, establece un precio máximo de $97.50 por MWh para evitar sobrecostos y garantizar estabilidad en las tarifas. Se priorizará la participación de nuevas centrales hidroeléctricas y eólicas, lo que contribuirá a diversificar la matriz energética y reforzar la seguridad del suministro.

El Secretario Nacional de Energía, Juan Manuel Urriola, destacó que este proceso se enmarca en una estrategia de planificación a largo plazo para evitar decisiones reactivas y asegurar estabilidad en las tarifas. «No podemos depender únicamente de la inercia del mercado. Es necesario un marco de gobernanza eficiente que garantice un suministro confiable y competitivo», afirmó.

Como parte de esta estrategia, la Secretaría Nacional de Energía presentará en los próximos meses un Plan de Contrataciones a cinco años, con el objetivo de estructurar el crecimiento del sector bajo criterios sostenibles y predecibles.

Al respecto, subrayó que la contratación anticipada de energía responde a un análisis de las necesidades específicas del país. «La planificación que estamos retomando en esta administración permitirá entregar próximamente a los inversionistas un calendario de licitación para el próximo quinquenio, proporcionando certidumbre y reglas claras para el desarrollo del sector», puntualizó.

En octubre de 2024, la Secretaría Nacional de Energía instruyó a la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) a gestionar una licitación pública internacional para la contratación de potencia y energía a corto plazo, la cual se llevó a cabo en diciembre de ese mismo año. El proceso atrajo una amplia participación del sector, con 41 propuestas de 29 empresas generadoras que incluyeron proyectos hidroeléctricos, solares, eólicos y térmicos. Los resultados de esta licitación fueron catalogados como positivos para el mercado, ya que permitieron asegurar contratos a precios competitivos y con una mayor diversificación de la matriz energética.

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GoodWe llevó adelante el evento exclusivo «GoodWeek SAM. Revelando el potencial solar», jornada en la que brindó un espacio de conocimiento sobre los marcos regulatorios en distintos países de Sudamérica, tendencias emergentes, oportunidades de inversión y beneficios de sus productos y soluciones que permiten potenciar el crecimiento de las renovables en la región.

Cristian Moran, sales Manager South America GoodWe, Jorge Elias Montoya, director de ingenieria – nuevos negocios de Erco Energía, y Andrés Azula, ingeniero de soluciones para Sudamérica, fueron los encargados de repasar las oportunidades clave para el desarrollo del sector fotovoltaico en Sudamérica y dar conocer de primera mano las estrategias que marcarán el futuro de la industria. 

“GoodWe cuenta con un portafolio completo que incluye inversores fotovoltaicos monofásicos y trifásicos, sistemas de almacenamiento de energía y soluciones de monitoreo inteligente; por lo que la compañía tiene la capacidad de atender desde pequeñas instalaciones residenciales hasta grandes proyectos comerciales e industriales, de atender mercados versátiles de equipos de inyección, aislados o de respaldo”, indicó Cristian Moran. 

“GoodWeek reunió a diferentes regiones del mundo para explorar las últimas innovaciones y tendencias en el sector fotovoltaico. Cada país participante mantuvo una sesión especial, promoviendo un ambiente de aprendizaje y colaboración global”, agregó. 

Tal es así que durante el evento «GoodWeek SAM. Revelando el potencial solar» abordaron temas esenciales sobre la evolución de las regulaciones fotovoltaicas en los países de Sudamérica, soluciones y aplicaciones para el almacenamiento C&I, seguridad y protección contra incendios en sistemas fotovoltaicos, tecnología AFCI y sus beneficios.

Por el lado de Jorge Elias Montoya, analizó los desafíos energéticos a nivel comercial – industrial, principalmente vinculados a apagones, disponibilidad de servicio, remuneración de excedentes en distintos países y curva de costos, considerando que la penetración de generación solar trae consigo una disminución en la demanda neta de los sistemas de generación tradicional.

En consecuencia, para afrontar dichos desafíos, el director de ingenieria – nuevos negocios de Erco Energía exploró las últimas soluciones de almacenamiento BESS en 220Vac, y destacó las ventajas que acarrean en términos de optimización del consumo y autonomía energética. 

¿De qué manera? Ya sea brindando servicio de backup, proveer capacidades adicionales de potencia o energía al estilo «peak shaving», almacenar excedentes en horario solar y su uso en otro momento a fin de maximizar el porcentaje de energía sustituido y autoconsumido (energy shifting), o bien usarse de forma independiente o acoplados a sistemas FV para hacer arbitraje de energía. 

“La invitación es ver las baterías como una fuente de soluciones a problemas y desafíos energéticos en todas las escala”, apuntó Montoya, aclarando que se hace necesaria la participación de otros actores (financiadores, reguladores, operadores de red, etc) para ayudar en la pronta y eficiente implementación de sistemas BESS a escala comercial – industrial. 

Mientras que Andrés Azula ahondó sobre aspectos críticos en cualquier instalación solar: la seguridad, detección temprana de fallas eléctricas y mejores prácticas y normativas vigentes para prevenir riesgos en proyectos en distintas aplicaciones.

En dicho espacio profundizó en la tecnología Arc-Fault Circuit Interrupter (AFCI) que aporta GoodWe, dispositivo capaz de detectar y extinguir un arco eléctrico de CC a través de la desconexión del inversor de la red de CA, interrumpiendo la conversión de CC para CA y, consecuentemente, interrumpiendo el flujo de corriente eléctrica entre los circuitos CC. 

“Un diferencial importante del AFCI de GoodWe es que los inversores que cuentan con esta función poseen un hardware que es adicionado a las entradas de corriente continua. Este hardware cuenta con sensores mucho más precisos que los medidores de corriente CC habituales de los inversores, lo que mejora la identificación de arcos eléctricos y ayuda a eliminar las falsas alarmas”, detalló.

Además, «GoodWeek SAM. Revelando el potencial solar» contó con un espacio de preguntas y respuestas junto a los tres profesionales que expusieron en la jornada sobre los grandes pilares que definirán el presente y el futuro del mercado solar en la región.

Y a ello se debe añadir que GoodWe premiará a un participante inscrito en GoodWeek 2025 con un drone de última generación DJI Tello Boost Combo. 

¿Cómo participar? Siguiendo GoodWe Latinoamérica en Instagram, reviviendo el GoodWeek SAM y completando la encuesta de satisfacción (clic aquí). Mientras que la persona ganadora del sorteo se dará a conocer entre el lunes 24 y martes 25 de marzo a través de las historias de Instagram de GoodWe, y mediante la web de Energía Estratégica. 

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TotalEnergies refuerza su compromiso con la transición energética mediante el desarrollo de proyectos renovables, de modo que se hizo presente en el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina, que reunió a más de 500 líderes del sector energético de la región. 

«A nivel global, la empresa posee 26 GW de energía renovable en funcionamiento y tiene como meta alcanzar los 100 GW para 2030. Mientras que el objetivo para 2050 es que el 50% del mix energético provenga de renovables”, señaló Gonzalo Jurado, gerente técnico de TotalEnergies. 

“Para ello está invirtiendo muy fuertemente en la materia, con alrededor de USD 4000 – 5000 millones por año, exclusivamente en energías renovables, lo que representa cerca del 35% del presupuesto de la compañía”, agregó. 

Dentro del pipeline, TotalEnergies ya cuenta con cinco parques en operación en Argentina, ubicados en La Patagonia y la provincia de Buenos Aires, con una potencia instalada de 292,4 MW., repartidos entre los proyectos FV Caldenes del Oeste (30 MW) y Amanecer (14 MW), y los eólicos Mario Cebreiro (100 MW), Vientos Los Hércules (98 MW) y Malaspina (50,4 MW).

Además, prepara uno de los proyectos eólicos más innovadores en el país en la provincia de Tierra del Fuego, el cual se convertirá en el más austral del mundo fuera de la Antártida. 

«Este proyecto tiene el objetivo de descarbonizar el consumo de energía de dos plantas de producción y tratamiento de gas que operamos en la provincia. La idea es instalar los aerogeneradores y conectarlos con una línea subterránea a las plantas Río Cullen y Cañadón Alfa, para abastecer su consumo con renovables”, explicó Jurado. 

La iniciativa contempla la instalación de dos aerogeneradores Goldwind modelo GW136 de 4,2 MW de potencia cada uno, con rotores de 136 metros de diámetro. Los equipos serán transportados desde China y llegarán al puerto de Punta Arenas, Chile, en el segundo trimestre de 2025, desde donde se trasladarán por ferry y vía terrestre hasta su destino final en Argentina.

El parque eólico no solo contribuirá a la reducción de emisiones, sino que también se instalará un sistema de baterías, un sistema de compensación de reactivos y un sistema de gestión de energía, lo que permitirá optimizar el uso de la electricidad generada. 

Este proyecto híbrido se convertirá en el primer desarrollo onshore de este tipo dentro de la rama exploración – producción de TotalEnergies a nivel mundial, y ayudará a disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero en aproximadamente 60%.

De todos modos, gerente técnico de TotalEnergies reconoció que para un mayor avance eólico y potenciar el crecimiento del sector en Argentina, se deben resolver algunos  desafíos estructurales vinculados a la disponibilidad de redes, mejora macroeconómica y regulatoria. 

«Es fundamental mejorar la infraestructura de transmisión y abrir el espacio para la participación de privados con reglas claras», sostuvo durante el panel de debate “Perspectivas de los “big players” de la Energía Eólica en Argentina”

También destacó que, si bien el gobierno ha dado señales positivas, aún persisten barreras como el cepo cambiario, las restricciones a las importaciones de equipos y el acceso limitado a financiamiento. 

“Por último, resulta  tener un marco regulatorio claro para que puedan seguir viniendo las inversiones, que con este gobierno hay una expectativa nueva”, concluyó.

La entrada TotalEnergies apuesta por Argentina con proyectos renovables y el parque eólico más austral del mundo se publicó primero en Energía Estratégica.

Goldwind Argentina continúa con una expansión en el mercado eólico del país, a partir del suministro de aerogeneradores para parques de pequeña y gran escala, tras contar con cinco proyectos en fase operativa que totalizan 354 MW.

“Participamos en la construcción de tres parques que sumarán casi 400 MW de potencia una vez entren en operación. Por lo que estamos muy activos en el país, con una totalidad contractualizada de 716 MW que lograremos conectar para 2026”, indicó Fernando Errea, gerente de ventas de la compañía durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina. 

Entre las centrales en construcción se destaca la expansión La Flecha de Aluar, que pasará de 246 MW a 582 MW, convirtiéndose en el más grande del país (aunque no estará conectado al MEM sino que será para autoconsumo de la productora de aluminio). 

Además, en el último tiempo firmaron contrato para suministrar al parque Trelew, desarrollado por Genneia, y otro en Tierra del Fuego, impulsado por TotalEnergies con una capacidad de 8,4 MW. 

Los tres emprendimientos ya se encuentran avanzados, de modo que la compañía ya empezó a suministrar equipamientos, adelantando las fechas de entrega previstas inicialmente. Tal es así que la ampliación del parque La Flecha está prevista a terminarse a mediados del 2026, mientras que durante el 2025 se terminaría la construcción de las plantas eólicas de Genneia y TotalEnergies.

“Hemos logrado hacer factible proyectos de 2-3 turbinas, lo cual es muy importante porque nunca se había hecho y demuestra que la industria eólica, con ciertas condiciones y características particulares puede lograr hacer factible un parque de muy baja escala”, destacó Errea refiriéndose al proyecto junto a TotalEnergies.

Y cabe recordar que Goldwind Argentina apuesta por la tecnología PMD (Permanent Magnet Direct Drive) sin caja multiplicadora, destacando su plataforma 5S – GW165, con turbinas de 6 MW de potencia.

Por otro lado, el gerente de ventas del fabricante eólico analizó los desafíos que se enfrenta el sector renovable en el país, poniendo como foco central a la limitación de capacidad de transporte eléctrico disponible en redes de alta tensión y, por ende, la obligación de encontrar soluciones innovadoras.

En términos de ubicación, la tendencia para los próximos años indica que la mayoría de los nuevos parques estarán en la provincia de Buenos Aires y en la región de La Pampa, donde todavía queda capacidad remanente en la red de transmisión. 

Esto responde a la necesidad de optimizar el aprovechamiento de la infraestructura mientras se resuelven el modelo para expandir las redes, es decir cómo se remunerarán las inversiones y si la participación será 100% privada o cuál será el rol del Estado.

Para mejorar la competitividad de los proyectos, Goldwind está implementando estrategias más flexibles en los modelos de contratación, adaptándose a las necesidades de los clientes, a fin de lograr valores más bajos y encontrar maneras de optimizar costos. “Actualmente, no solo trabajamos en proyectos de suministro e instalación tradicionales, sino que también ofrecemos esquemas donde el cliente se ocupa por su cuenta del transporte, instalación y comisionado», señaló. 

“Por el lado de la operación y mantenimiento, Argentina continúa con el mismo esquema de contratos 

full operación y mantenimiento. La industria seguirá esa línea y eventualmente tomará la necesidad de reducir su scope a medida que la industria lo permita y que tenga más track-récord instalado y una cadena de valor más apropiada para ello”, agregó.

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S-5!, líder global en soluciones de fijación para techos metálicos, anuncia una emocionante alianza estratégica con Sustainable Technologies, LLC, con el objetivo de impulsar la innovación y expandir su portafolio de soluciones de fijación para techos en América Latina.

Esta colaboración se centrará en la investigación, desarrollo y comercialización de Facet Mount™, una solución de fijación universal patentada y diseñada para techos industriales de membrana TPO, incluyendo TPO, PVC y KEE. Su componente base, combinado con la Facet Cover™ (fabricada con material compatible con el techo), optimiza la instalación de paneles solares, sistemas de protección contra caídas, unidades HVAC y otros accesorios de techado, proporcionando un método de fijación eficiente y confiable para instalaciones en techos de una sola capa.

¡Al impulsar la comercialización de Facet Mount™, S-5! fortalece su posición como proveedor integral de soluciones de fijación para techos, respondiendo a la creciente demanda del mercado cuando los techos metálicos no son una opción. Esta alianza enriquecerá el catálogo de productos de S-5!, ofreciendo soluciones de primer nivel para diversas aplicaciones en techado.

Fabricado con aluminio de alta presión, Facet Mount™ cuenta con 12 puntos de fijación verticales y 4 inclinados, sumando un total de 16 puntos potenciales de fijación para cumplir con especificaciones de ingeniería exigentes. Su sistema de fijación utiliza pernos de 3/8”-16, lo que permite una máxima flexibilidad para la instalación de equipos. Además, Facet Mount™ ofrece una resistencia al corte de hasta 6,750 lbs. y una resistencia a la elevación de hasta 12,750 lbs., convirtiéndolo en una solución destacada dentro del mercado de fijaciones para techos de membrana TPO.

“Esta alianza representa un paso significativo en nuestro compromiso continuo de ofrecer productos de ingeniería de clase mundial para arquitectos, contratistas, instaladores, EPCs y otros profesionales del sector”, comentó Rob Haddock, CEO de S-5!. «Nuestra visión compartida por un mundo más sustentable es la base de esta colaboración. Al combinar nuestra experiencia en tecnología solar, construcción sustentable y sistemas de techado, estamos preparados para desarrollar productos innovadores que establezcan nuevos estándares en rendimiento, confiabilidad y sustentabilidad».

Haddock agregó: «Nuestros clientes a menudo nos preguntan si tenemos una solución de fijación para sus proyectos con techos comerciales de una sola capa. ¡Tras casi 35 años liderando el mercado de techos metálicos, S-5! ahora está en posición de ofrecer soluciones de fijación de primer nivel para sistemas de techado más allá del metal. Esta alianza contribuirá a definir el futuro de la construcción eficiente y sustentable, con productos de alto rendimiento que superan tanto los estándares de la industria como las expectativas de los clientes».

“Después de casi 20 años utilizando Facet Mount™ en proyectos de construcción interna y más de 10 años comercializándolo con éxito en el sector de energías renovables, el equipo de Sustainable Technologies buscó una alianza estratégica para expandir nuestra presencia en la industria del techado”, comentó Todd Lindstrom de Sustainable Technologies. «¡Habiendo trabajado junto al equipo de S-5! por varios años y admirando su inquebrantable compromiso con la excelencia, estamos entusiasmados de unir fuerzas y formar parte de esta prometedora colaboración».

¡Acerca de S-5!

¡Desde 1992, T-5! ha sido líder en soluciones de fijación para techos metálicos. Sus abrazaderas de fijación sin perforación permiten instalar accesorios en techos metálicos engargolados y de fijaciones expuestas, manteniendo la integridad del techo y sus garantías. Fabricadas en EE.UU., las soluciones de S-5! están diseñados para una amplia variedad de aplicaciones en techos y actualmente están instaladas en más de 2,5 millones de techos metálicos en todo el mundo, incluyendo 8 GW de energía solar, ofreciendo una resistencia y durabilidad sin precedentes.

Acerca de Sustainable Technologies, LLC

Fundada en 2013 por un equipo de ingenieros experimentados y expertos en construcción y energías renovables, Sustainable Technologies ha aprovechado décadas de experiencia para desarrollar soluciones innovadoras de fijación para techos, enfocadas en la impermeabilización, resistencia y eficiencia. Nuestros productos están diseñados con respeto por el techo, la estructura del edificio y la necesidad de los contratistas de realizar instalaciones eficientes y rentables.

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Entra en vigor en México el Decreto por el que se expiden ocho leyes secundarias en materia energética y se modifican disposiciones de otros textos legislativos, para alinearlos a la última reforma de los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.

El documento firmado por la presidenta Claudia Sheinbaum Pardo durante el acto por el 87 Aniversario de la Expropiación Petrolera, tomó carácter público tras su publicación en la edición vespertina del 18/03/25 del Diario Oficial de la Federación (DOF). 

En detalle, el mismo contiene la aprobación de la Ley de la Empresa Pública del Estado, Comisión Federal de Electricidad; la Ley de la Empresa Pública del Estado, Petróleos Mexicanos; la Ley del Sector Eléctrico; la Ley del Sector Hidrocarburos; la Ley de Planeación y Transición Energética; la Ley de Biocombustibles; la Ley de Geotermia y la Ley de la Comisión Nacional de Energía. 

Además se reforman diversas disposiciones de la Ley del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo; y se reforman, adicionan y derogan diversas disposiciones de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal. 

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Oportunidades para generadores renovables privados 

A partir de la Ley de Planeación y Transición Energética se establecerá la Estrategia Nacional de Transición Energética, que deberá incluir metas de energías renovables, energías limpias, eficiencia energética y reducción de emisiones contaminantes. El Ejecutivo Federal, a través de la Secretaría de Energía y la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales, deberá formular, conducir y evaluar la política nacional de transición energética, a partir de la cual se brindará claridad sobre el aprovechamiento sostenible de la energía. 

En el marco de una política que busca fortalecer la participación del Estado, en este caso a través de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), los privados tendrán oportunidades para participar en la generación de energía eléctrica, aunque bajo ciertas condiciones. ¿Cuáles? Las autoridades ya habían anticipado tres para consumo propio y tres para generación de eléctrica en el mercado mayorista: 

En el esquema de consumo propio se proponen instalaciones de generación distribuida exentas de permisos con un tope hasta 700 kW (se incrementa del límite anterior que era 500 kW), autoconsumo aislado definido entre 700 kW y 20 MW sujeto a trámite para obtener permiso, y autoconsumo interconectado arriba de los 700 kW con venta de excedentes exclusiva para CFE.

Por otro lado, para la actividad de generación en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) se mantendría la figura de generador eléctrico en el mercado eléctrico mayorista con contrato de interconexión y sin restricción en participaciones, ahora bien también se permitiría a los privados realizar inversión mixta Público-Privada (54% para CFE) y hasta cerrar contratos de suministro de largo plazo con la CFE. 

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Mecanismos de subastas vía CFE y CENACE 

En la minuta con la propuesta aprobada la semana pasada en la Cámara de Diputados y la versión oficial publicada ayer en el DOF, la «Producción de largo plazo» se mantiene como una de las posibilidades para el desarrollo de proyectos de generación de energía eléctrica, además del esquema de «inversión mixta». 

De acuerdo con el Artículo 39 de la Ley del Sector Eléctrico, esta Producción de largo plazo deberá estar sujeta a la planeación vinculante del sector eléctrico, deberá prever que el Estado no aporte capital para el desarrollo del proyecto y que la totalidad de la producción de energía y Productos Asociados sea exclusiva para la Empresa Pública del Estado.

Además, el documento menciona la posibilidad de adquisiciones, arrendamientos y contratación de servicios y obras por parte de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), convocatorias que deberán efectuarse, por regla general, por concurso abierto, previa convocatoria pública, y con un Consejo de Administración de CFE que podrá prever distintos mecanismos de contratación, como subastas ascendentes, subastas descendentes, o subastas al primer precio en sobre cerrado. 

Otro acercamiento ocurre en el Artículo 68 de la Ley del Sector Eléctrico, que plantea mecanismos de adquisición de energía y Productos Asociados previstos en el Mercado Eléctrico Mayorista, que lleva a cabo el CENACE, pero con su última modificación se elimina del texto legislativo la palabra “competitivos”, quedando en el decreto aprobado de la siguiente manera: 

“Los términos para llevar a cabo los mecanismos c̶o̶m̶p̶e̶t̶i̶t̶i̶v̶o̶s de adquisición y asignar los Contratos de Cobertura Eléctrica respectivos se disponen en las Reglas del Mercado o en la regulación que emite la Secretaría o la CNE para tal efecto, la cual debe considerar la eficacia, eficiencia y honestidad”.

Así mismo, estará en potestad de la Secretaría de Energía, autorizar al CENACE llevar a cabo esos mecanismos competitivos para adquirir potencia, energía y Servicios Conexos para asegurar la Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional, así como determinar la asignación de los costos que resulten de dichos mecanismos y expedir el protocolo para que el CENACE realice la contratación en casos de emergencia. 

De allí es que se podrían esperar convocatorias diferentes a aquellas promovidas por la reforma del año 2013/2014. Pero aún son instancias tempranas para poder abordarlo en profundidad. Más allá de la aprobación de esta “nueva reforma”, su entera implementación requerirá la adaptación de las reglas del mercado, normativas y disposiciones administrativas que podrían demorar unos meses o hasta unos años.

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GoodEnergy avanza con un plan de crecimiento ambicioso para convertirse en un proveedor top-5 del sector fotovoltaico en los próximos tres años. Para ello, ha establecido una alianza estratégica con Solplanet, firma global especializada en soluciones de inversores solares, que ya opera en Brasil y Chile y ahora desembarca en Argentina.

Tal como días atrás anticipó Energía Estratégica (ver nota), el lanzamiento oficial de Solplanet en Argentina se llevará a cabo el próximo jueves 20 de marzo en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, a partir de las 17 horas, en un evento exclusivo dirigido a integradores, distribuidores y empresas que buscan avanzar en la transición energética. 

La jornada contará con transmisión en vivo a través del canal oficial de YouTube de GoodEnergy (clic aquí) donde expondrán representantes de Solplanet de España y Brasil, así como también ejecutivos de GoodEnergy, quienes explicarán el plan a nivel nacional, apoyándose en este convenio estratégica y en la creciente demanda de soluciones de energía renovable.

“La estrategia para ser top-5 en unidades vendidas en los próximos tres años es ser una empresa especializada en dos o tres modelos de paneles fotovoltaicos (hoy en día ofrecen 550 W monoPERC y 630 W de TOPCon bifaciales) y uno de inversores híbridos con baterías de alto y bajo voltaje + on-grid, por eso la alianza fuerte con Solplanet”, explicó Julián Bartoli, cofundador de GoodEnergy.

“Todo el enfoque está puesto en dar un servicio llave en mano a los clientes, de manera directa business-to-business (B2B) y a toda la red comercial de GoodEnergy, como también enfocarse en dar servicio de soporte al desarrollo de proyectos”, agregó.

La compañía también busca replicar el éxito alcanzado en el sector solar térmico, segmento en el cual eran uno de los líderes de los últimos años, por lo que se buscará transicionar ese liderazgo hacia fotovoltaico, con la misma estrategia, pero con nuevos players y proveedores.

Además, durante el evento del jueves 20 de marzo se anunciará que GoodEnergy tendrá un sistema mediante el cual el cliente podrá acceder a las licencias de diseño de software fotovoltaico que posee la compañía, y dependiendo el monto de la obra tendrán acceso al paquete de información y diseño de anteproyecto, proyección de ahorro, entre otras ventajas. 

“También se mostrarán dos obras en las que participamos desde GoodEnergy, una de ellas está en ejecución por 1300 paneles fotovoltaicos, y otro proyecto que iniciará terminado el primero por 1800 paneles solares de 550 W de capacidad cada una (suman casi 1 MW de potencia)”, complementó Bartoli. 

Por lo que la jornada servirá para fortalecer la red de distribuidores y profesionales que colaboran con GoodEnergy, con el objetivo de hacerla sostenible y garantizar soporte continuo.

Los interesados aún pueden inscribirse al evento, exclusivo para profesionales del sector (cupos limitados), mediante el siguiente enlace Inscripciones. Y para quienes no puedan asistir presencialmente, se recuerda que el evento será transmitido en vivo vía la plataforma YouTube (clic aquí). 

“Nuestro objetivo es ofrecer soluciones eficientes y de alto impacto, que acompañen el crecimiento del sector en Argentina”, concluyó Bartoli, aludiendo a que con el respaldo de Solplanet y un enfoque claro en el desarrollo del mercado, la empresa apunta a convertirse en uno de los cinco mayores proveedores del sector en el corto plazo.

La entrada GoodEnergy lanzará su estrategia para ser proveedor top-5 fotovoltaico en Argentina con el respaldo de Solplanet se publicó primero en Energía Estratégica.

La Empresa de Pesquisa Energética (EPE) de Brasil publicó la actualización de los proyectos registrados para la Subasta de Nueva Energía A-5 (LEN por sus siglas en portugués), que se celebrará el 22 de agosto tras la prórroga dada por el gobierno. 

A partir de la extensión (y correspondiente reapertura del proceso), se inscribieron 16 nuevas centrales hidroeléctricas que suman 115 MW de capacidad; por lo que finalmente hay 241 hidráulicas anotadas que totalizan 2999 MW de potencia, repartidas de la siguiente manera:

• Pequeñas hidroeléctricas (PCH – de 5 MW a 30 MW): 184 inscripciones por 2592 MW (+11 parques y 105 MW a comparación de lo previsto inicialmente).
• Hidráulicas de potencia instalada reducida (CGH – <5 MW) con 50 plantas por 138 (+5 proyectos y 10 MW).
• Centrales hidroeléctricas (UHE – superiores a 50 MW o de 5 a 30 MW que no califiquen como PCH por el tamaño del embalse): 7 plantas por 269 MW (mismos números).

De este modo, se vuelve a batir el récord de volumen de proyectos de dicha tecnología para este tipo de convocatorias públicas, superando la licitación A-5 del 2022, en la que se registraron 90 proyectos hidroeléctricos (1516 MW) y en la que finalmente se adjudicaron 12 plantas por 175,46 MW de potencia, con una garantía física (GF) vendida de 101,570 MWmed, a un precio que osciló entre R$ 275,40 y R$ 279,54 por MWh.

¿Por qué no hay parques solares y eólicas registradas? La particularidad de la convocatoria es que sólo podrán participar hidroeléctricas de 1 a 50 MW de potencia, ya sea nuevos o aquellos destinados a la ampliación de ya existentes, por decisión del Ministerio de Minas y Energía. 

Este hecho despertó las alarmas del sector solar y eólico, de modo que ABSOLAR y ABEEólica tendrán diálogo con el gobierno para tratar de incluir ambas tecnologías, a fin de garantizar la igualdad entre las fuentes de generación, a fin de incentivar la demanda de nuevos proyectos, reforzar la competitividad e incentivar la reducción del precio final al consumidor. 

Además, el aumento de los data centers en Brasil también se posiciona como una alternativa para materializar nuevos contratos PPA y que a futuro se construyan más parques eólicos y solares, como también proyectos de hidrógeno verde, amoniaco y eólica marina.

Y cabe recordar que el inicio del suministro de energía eléctrica a clientes regulados comenzará el 1 de enero de 2030, por un período de 20 años. Mientras que la ordenanza normativa GM/MME N° 95 determinó que se deberá negociar al menos el 30% de la energía calificada de los proyectos de generación.

De concretarse la subasta, el gobierno retomará las licitaciones de esta índole tras casi tres años desde la última convocatoria exitosa, en la que se adjudicaron 22 proyectos renovables por 557,45 MW de capacidad a instalar hasta el 2027.

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Future Energy Summit, la gira de conferencias internacionales organizada por Energía Estratégica e Invest in Latam, presenta una nueva edición del Future Energy Summit Central America & the Caribbean (FES CA&C o FES Caribe).

Este encuentro, que se caracteriza por ser el más convocante de profesionales de las energías renovables, se desarrollará el 2 y el 3 de abril en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo.

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La elección del lugar es clave. República Dominicana da señales claras de aumentar su renovabilidad. De acuerdo con el Ministerio de Energía y Minas, la capacidad nominal instalada a enero del 2025 asciende a 2119 MW (entre hidro, solar, eólica y biomasa) y su crecimiento interanual está marcado por un incremento concreto de la capacidad solar y eólica que a la fecha registra 1033 MW de capacidad solar y 433 MW de eólica, solo en el SENI.

Estos valores irían en alza durante este año y los venideros. Según reporta la Comisión Nacional de Energía (CNE), de los proyectos candidatos a ingresar al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), el 66% de la capacidad proyectada corresponde a centrales renovables, alrededor de 4,500 MW.

Aquello no sería todo. En el segmento de generación distribuida, las instalaciones fotovoltaicas aportan 427,05 MWp de capacidad bajo el programa de medición neta, distribuidos por kWp instalado entre el segmento residencial (25,32%), comercial (17,47%) e industrial (57,21%).

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FES CA&C iría por más. Este año, los espacios de networking no sólo impulsarán sinergias y nuevos negocios a nivel local, se espera la asistencia de más de 500 profesionales de plazas estratégicas de Centroamérica y el Caribe que promoverán inversiones renovables para acelerar la transición energética en toda la región.

Mientras República Dominicana y Puerto Rico serán los mercados del Caribe que más representatividad tengan en FES CA&C; también llegarán desde países centroamericanos como Guatemala y Panamá altos referentes del ámbito público y privado energético.

Guatemala ya cuenta con los términos de referencia de la licitación que sería la más grande y sostenible de su historia, lo que está captando el interés de inversores locales y extranjeros. Por su parte, Panamá cuenta con un calendario de convocatorias de suministro de corto y largo plazo en agenda muy atractivas pero retadoras para ser ejecutadas a partir de este año.

Es por ello que esta edición de FES trae una agenda temática renovada con un enfoque en las oportunidades de inversión y armonización regulatoria para aprovechar todo el potencial de generación renovable y además de almacenamiento energético de toda la región.

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Almacenamiento como aliado para la transición energética

FES Storage, nueva unidad de negocios de Future Energy Summit (FES), brindará una sesión exclusiva de debate sobre almacenamiento de energía durante el encuentro del 2 y 3 de abril en República Dominicana.

Las reglas del juego en el mercado eléctrico dominicano ya están trazadas para estas tecnologías. La Superintendencia de Electricidad (SIE) y la Comisión Nacional de Energía (CNE) han venido trabajando en regulación y normativa asociada a estas alternativas de almacenamiento en atención a la creciente participación de energías renovables en la red.

Entre ellas, la CNE emitió la Resolución CNE-AD-0005-2024 que tiene como principal objetivo asegurar que los proyectos de energía renovable con capacidades instaladas entre 20 MWac y 200 MWac cuenten con sistemas de almacenamiento en baterías de al menos el 50% de su capacidad, con una duración mínima de cuatro horas.

República Dominicana no sería el único país del Caribe en avanzar en este campo. Todas las islas y archipiélagos de esta región están requiriendo estas soluciones tecnológicas no sólo para almacenamiento de energía sino también para brindar servicios como regulación de frecuencia y voltaje, arranque en negro, entre otros.

En este contexto, Puerto Rico es de los más atractivos para el despliegue de almacenamiento y lo demuestra con grandes hitos alcanzados recientemente: la Virtual Power Plant (VPP) más grande de Latinoamérica; cuatro tramos de licitaciones públicas RFP (Request For Proposal) de energías renovables y almacenamiento; así como promover contratos entre privados en BESS, como aquel entre Genera y Tesla por 430 MW de capacidad equivalente de baterías en facilidades distribuidas alrededor del archipiélago.

Aquello que ya es una realidad en el Caribe, se está empezando a vivenciar en Centroamérica. Países como Costa Rica, Guatemala, Honduras y Panamá, han lanzado durante el 2024 sus propuestas de regulación y normas técnicas de almacenamiento para avanzar en este campo. De hecho, Honduras este mes ha adjudicado su primer proyecto BESS e iría por más, abriendo nuevas puertas a inversores en este campo.

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El apagón masivo del 25 de febrero en Chile, que dejó sin suministro eléctrico a aproximadamente 20 millones de personas durante más de seis horas, evidenció algunas debilidades estructurales del sistema eléctrico y puso en el centro del debate la necesidad de impulsar cambios regulatorios urgentes. 

Los vertimientos renovables en ascenso, falta de reglamentaciones y normas técnicas para el almacenamiento y la situación de las redes de transmisión (incluyendo demora de decenas de obras), han sido advertidos durante años, pero no han sido abordados con la profundidad que requiere el sector.

Por lo que para Teresita Vial Villalobos, abogada y directora del Área de Energía del estudio jurídico Lembeye, estas falencias se han acumulado con el tiempo sin soluciones concretas: “Estamos en la misma situación, donde las líneas se licitan y el propietario es quien debe hacerse cargo de los permisos, lo que puede demorar años”.

A su juicio, el blackout y la falta de definición de ciertas leyes, dejó en evidencia que Chile necesita una agencia regulatoria independiente que tenga la capacidad de diseñar normativas claras y efectivas para el sector energético a largo plazo, sin depender de los ciclos políticos ni de las urgencias coyunturales.

El contexto político también juega un papel clave, ya que en 2025 Chile vivirá unas nuevas elecciones presidenciales y ello debiera ser el momento para evaluar lo hecho hasta el momento, que para la la especialista fue magro el avance en términos de proyectos de ley importantes, modificación de reglamentos y normas técnicas relevantes.

“Por ello, el 2025 finalmente será un año de hacer una nueva lista de lo que está pendiente para que los candidatos lo incluyan en sus programas de gobierno o tratar de realizarlos de forma independiente mediante una agencia regulatoria”, señaló en diálogo con Energía Estratégica.

La incertidumbre normativa afecta directamente la inversión en el sector eléctrico. Si las reglas del juego no están claras, los inversionistas y desarrolladores frenan o reducen proyectos, o mismo reevalúan sus planes de expansión hacia otros mercados, tal como han advertido diversos gremios en reiteradas oportunidades.  

Y según Teresita Vial Villalobos, el impacto de la incertidumbre regulatoria es aún mayor en períodos de cambio de gobierno, donde los inversionistas suelen esperar definiciones políticas antes de comprometer capitales a largo plazo, al ser “un año de muchos análisis y revisión de números más que de ejecución de proyectos”.

Por ese mismo motivo, la abogada y directora del Área de Energía del estudio jurídico Lembeye planteó la importancia de dividir la agenda regulatoria en acciones de corto, mediano y largo plazo. 

Entre las prioridades inmediatas, se encuentra la necesidad de una nueva ley de distribución, la transición a un mercado de ofertas, la definición de normativas claras para el almacenamiento y la resolución del problema de los precios marginales cero. 

“Mientras que por el lado de la transmisión, se requiere generar un plan especial, que no tenga que ver con la licitación de transmisión. Como por ejemplo algún proyecto de ley que facilite la tramitación ambiental de los proyectos o modificar el proceso de estudio de franjas para hacerlo efectivo. También se deben dar mejores señales de localización de los proyectos para que éstos se localicen más hacia el centro o diversificadamente, pero no solo en el norte”, sostuvo.

“Mirando a largo plazo, se requeriría una agencia regulatoria independiente que se dedique a la parte normativa y pueda resolver en mejores tiempos las propuestas de regulación necesarias, dado que en los últimos ocho años regulatoriamente no se ha avanzado en temas importantes, sino que principalmente en temas de contingencia”, concluyó. 

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Arctech, empresa china con más de 12 años de trayectoria en el mercado trackers fotovoltaicos, continúa fortaleciendo su presencia en Latinoamérica y por tal motivo fue una de las grandes empresas que participaron del encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina. 

“Durante 2023 crecimos cerca de 170% y contamos con un track récord aproximado de 80 GW a nivel mundial, de los cuales en Latinoamérica es del orden de 4 GW y en Argentina estamos bordeando 700 MW”, informó Alejandro Silva Zamora, director para Sudamérica y Brasil de Arctech. 

La expansión de la compañía en Latinoamérica se traduce en una participación en 400 proyectos solares en mercados clave como Brasil, Chile, México y Argentina. Brasil y Chile concentran la mayor cantidad de desarrollos, impulsados principalmente por el segmento de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD). 

Mientras que en Argentina, la empresa ha consolidado su presencia con casi 700 MW instalados, reforzando su apuesta por la energía solar en un mercado desafiante; teniendo una labor importante en el parque solar El Quemado de la firma YPF Luz.

¿Por qué? El Quemado  recientemente se convirtió en el primer proyecto en ingresar al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y ser aprobado por el Gobierno Nacional. 

Ubicado en el departamento de Las Heras, Mendoza, El Quemado se desarrollará en dos etapas hasta alcanzar 305 MW de capacidad instalada, contará con 500.000 paneles bifaciales y su energía será comercializada en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). 

“Están llegando cerca de 200 contenedores de nuestros productos, con el factor diferenciador del constante apoyo y soporte que brinda Artech a sus clientes en todas las etapas del proyecto”, señaló  Alejandro Silva Zamora. 

Por otro lado, el director para Sudamérica y Brasil de la compañía planteó las diferencias y desafíos técnicos existentes para la instalación de trackers solares debido a la intensidad del viento en diferentes países del LATAM.

Según indicaciones durante FES Argentina, en los principales polos solares de Chile, la norma de viento oscila entre 30 y 32 metros por segundo (m/s), mientras que en Perú y el noreste de Brasil es de 30 m/s. 

Sin embargo, Argentina, en cambio, parte de 42 m/s en Mendoza y puede alcanzar los 50 m/s en la provincia de Buenos Aires, lo que lo convierte en “un país muy desafiante porque es el más ventoso de Sudamérica y uno de los más ventosos del mundo”. 

“También se tiene un 60% más de área respecto de un panel respecto al año 2019 y ese panel de 600-700 Wp tiene una resistencia mecánica de 1/3 que tenía uno de 400 Wp en 2019”, complementó durante el panel de debate “Optimización tecnológica, ingeniería y construcción: tendencias de los proyectos de distintas escalas”. 

“Bajo esa filosofía, estamos con la filosofía de trackers rígidos, que tiene la mejor resistencia mecánica a 0°, con un punto fijo a nivel central y dependiendo de la longitud del tracker tiene hasta 4 puntos fijos a lo largo del mismo”, añadió.

Por lo que el crecimiento de Arctech en Latinoamérica y su capacidad de adaptación a entornos climáticos desafiantes buscan seguir posicionando a la empresa como referente en la industria solar.. Y con el foco puesto en la innovación tecnológica y expansión estratégica, la compañía apuesta por seguir aumentando su presencia en Argentina y la región. 

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La empresa colombiana Alurack, perteneciente al grupo Acesco, está expandiendo su presencia en Latinoamérica. Especializada en el diseño, fabricación y comercialización de estructuras fijas para proyectos fotovoltaicos, busca consolidarse en un mercado con fuerte crecimiento en generación distribuida y autoconsumo y ve en Argentina una oportunidad clave para ofrecer sus soluciones estructurales.

“Estamos con una expansión importante en Latinoamérica, iniciando una nueva planta con capacidad de producción de 70 a 100 MW por mes”, destacó Juan Carlos Ocampo, director comercial para LATAM de Alurack, durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina. 

“Argentina es un mercado interesante por el potencial y hay cabida a nuevos actores en la especialización del tipo de estructura para proyectos solares. Es tanta la apertura y el boom del mercado que brinda opciones económicas que resulta un driver importante y favorece los tiempos”, agregó. 

Uno de los factores que impulsa esta estrategia es la existencia de incentivos regulatorios, que faciliten el cierre financiero de los proyectos, generen mejores tasas y contribuyan a acelerar su desarrollo. 

En este contexto, Alurack apuesta por posicionarse como un socio clave en el crecimiento del sector fotovoltaico argentino, de modo que la expectativa es lograr mayor participación en el mercado, dependiendo de los emprendimientos en los que concreten la comercialización de sus soluciones.

“Para estructuras de aluminio, que son parques más pequeños pero de mayor volumen, uno espera 50 – 100 MW para dar a conocer la estructura. Mientras que para aquellos de mediana escala o baja envergadura sobre suelo, sería ideal participar en varios proyectos de 5-10 MW de potencia”, afirmó Ocampo. 

“Se escuchan números a la alza, con buena expectativa y empresas consolidadas en lo que quieren hacer y cómo lo desean. Por lo que esperamos empezar a ser uno de los partícipes y complementos a esta industria en Argentina”, añadió durante el panel de debate “Tendencias en el desarrollo, construcción, generación y operación de plantas”. 

¿Cómo prevé lograr ese crecimiento? La compañía busca aportar trackers fijos en aluminio y acero galvanizado. Las primeras mencionadas están diseñadas para proyectos sobre cubiertas y techos, debido a su ligereza, facilidad de manipulación y modularidad, la posibilidad de contar con un stock flexible y responder con agilidad a la demanda de sectores comerciales, industriales y residenciales. 

Por el lado de las estructuras en acero galvanizado están destinadas a proyectos sobre suelo, donde la resistencia y durabilidad son esenciales, lo que permite que el acero se mantenga sin corrosión durante los 25-30 años de vida útil de los proyectos

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El crecimiento acelerado de la capacidad fotovoltaica en México ha impulsado la demanda de soluciones de almacenamiento energético. Growatt New Energy, empresa china líder en soluciones de energía inteligente, está respondiendo a esta necesidad con soluciones híbridas que garantizan respaldo, eficiencia y gestión optimizada de la energía.

La compañía, que opera en más de 180 países y cuenta con 5,500 empleados, ha desarrollado una serie de productos enfocados en atender la demanda de sistemas híbridos principalmente para los segmentos residencial, comercial e industrial.

Durante su participación en el Future Energy Summit México (FES México), Luis Colín, Technical Sales Manager de Growatt, enfatizó la importancia de adoptar este tipo de tecnologías en el mercado mexicano.

Soluciones ante los retos del sector energético

El mercado de almacenamiento de energía en México se enfrenta a desafíos clave, entre ellos el alto costo de la electricidad, la falta de acceso a la red en zonas remotas y la necesidad de respaldo en eventos climáticos extremos. “No podemos dejar sin almacenamiento o sin un respaldo de energía a hospitales, sitios estratégicos y demás infraestructuras críticas, especialmente en situaciones de emergencia”, señaló Colín, recordando el impacto del reciente huracán en la costa de Guerrero.

Además, el avance de la electromovilidad ha traído consigo nuevas demandas de infraestructura energética. “Ya no estamos hablando solo del sector residencial, sino de la implementación de electrolineras y de la necesidad de responder a esta nueva realidad”, afirmó. De allí es que Growatt haya incorporado dentro de sus soluciones cargadores para vehículos eléctricos, alineándose con el crecimiento de este sector.

En lo vinculado a soluciones para acompañar el despliegue de PV + BESS, uno de los productos clave en esta transición es el SPH 10000TL-HU-US Split Phase Hybrid Inverter, un inversor híbrido diseñado para soportar hasta 15 kW en paneles, cargar baterías y despachar 10 kW nominales tanto a la red como a cargas críticas. “Estos equipos ofrecen la versatilidad de poder operar en distintos modos, asegurando respaldo energético y optimizando el uso de la electricidad”, explicó el referente de la marca.

Los inversores de Growatt cuentan con diferentes modos de trabajo, incluyendo el modo en red, autoconsumo, zero export (límite de exportación) y gestión del tiempo de uso, lo que permite optimizar los costos y la eficiencia energética.

Colín destacó que “la seguridad es un punto clave en estos sistemas, por lo que Growatt garantiza certificaciones y protecciones necesarias para el mercado, como el estándar IP65”, lo que permite su uso en diversas condiciones ambientales. Además, la empresa ofrece una amplia gama de baterías para complementar sus inversores, entre ellas la ALP 5.0L-E2-US, un sistema de bajo voltaje de 5,0 kWh que asegura confiabilidad en el suministro eléctrico.

“Nos enfocamos en soluciones todo en uno, que sean fáciles de montar y manejar”, enfatizó el especialista. La capacidad de estos equipos para colocar hasta seis inversores en paralelo, logrando 60 kW a 220 V, los convierte en una opción robusta tanto para aplicaciones residenciales como comerciales e industriales.

Otro aspecto fundamental de las soluciones híbridas es la gestión inteligente de la energía. A través de sus plataformas y aplicaciones, Growatt permite monitorear en tiempo real el desempeño de los sistemas. De acuerdo con Colín: “Los usuarios pueden gestionar su consumo, programar el uso de la energía y responder de manera rápida ante cualquier incidencia”.

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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) expidió a consulta de la ciudadanía dos proyectos de resolución de carácter transitorio, con la finalidad de garantizar el acceso al Sistema Interconectado Nacional (SIN) de los proyectos de generación de energía requeridos para el abastecimiento de la demanda en el país.

En primer lugar, la CREG propone que los proyectos de generación que resulten con asignaciones de energía firme en las subastas del cargo por confiabilidad puedan solicitar su conexión ante la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) en cualquier momento para que sean analizadas las alternativas técnicas para acceder a la red eléctrica nacional.

Al respecto, el director ejecutivo de la Comisión de Regulación, Antonio Jiménez Rivera, aseguró:

“Estos proyectos regulatorios buscan facilitar el acceso a la red a nuevos proyectos de generación para asegurar una oferta de energía eficiente en el mediano y largo plazo para la atención de los usuarios. Mientras tanto, desarrollaremos el proceso de actualización de las reglas de conexión al Sistema Interconectado Nacional, el cual inició con la publicación de la Circular CREG 137 de 2025 solicitando los aportes y experiencias de los interesados”.

En segundo lugar, las solicitudes de conexión de proyectos que cuenten con licencias y/o permisos ambientales vigentes podrán presentar trimestralmente la peticiones ante la UPME, una vez se finalice el proceso de conexión que se encuentra en curso. Lo anterior, con la finalidad de priorizar aquellos proyectos con mayor probabilidad de cumplimiento en la fecha de entrada en operación.

Para poder llevar a cabo lo anterior, las medidas transitorias incluyen la suspensión de la aplicación de los procesos ordinarios establecidos en la Resolución CREG 075 de 2021. www.creg.gov.co

Por último, el ingeniero Antonio Jiménez resaltó: “Esperamos la participación de todos los usuarios, desarrolladores de proyectos, prestadores del servicio y demás interesados en el proceso de consulta pública de estas dos resoluciones y en la actualización de la Resolución CREG 075 de 2021″.

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YPF Luz avanza con firmeza en la consolidación de su portafolio renovable en Argentina, mientras observa nuevas oportunidades de financiamiento para sus proyectos, tras lograr una capacidad instalada que supera los 3,3 GW (entre diversas tecnologías ERNC y convencionales) y un pipeline de 5 GW.

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, participó de una conversación destacada en el evento Future Energy Summit (FES) Argentina, donde destacó el contexto favorable a nivel nacional y las posibilidades para concretar proyectos de generación, transmisión y almacenamiento en baterías. 

“Hay oportunidades en el mercado local, de tomar dólar MEP (Mercado Electrónico de Pagos – también conocido como dólar bolsa) a tasas muy competitivas. Con lo cual están dadas las condiciones para inversiones”, afirmó. 

“Este escenario abre posibilidades, viendo proyectos de largo plazo como grandes parques o líneas de transporte eléctrico con centrales renovables, por lo que se puede explorar nuevos tipos de financiamiento”, agregó. 

Cabe recordar que, tal como adelantó Energía Estratégica, YPF Luz prevé superar 1 GW de potencia renovable instalada en Argentina en los próximos meses, una vez entren en operación su parque eólico CASA y el proyecto solar El Quemado.

El parque eólico CASA, ubicado en el predio de Cementos Avellaneda, contará con nueve aerogeneradores y una potencia instalada de hasta 63 MW. Parte de su producción se destinará al autoabastecimiento de la cementera, mientras que el excedente se comercializará en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). 

Mientras que El Quemado recientemente se convirtió en el primer proyecto renovable en ingresar al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y ser aprobado por el gobierno nacional. El mismo se ubicará en el departamento de Las Heras, provincia de  Mendoza y la inversión se realizará en dos etapas hasta alcanzar 305 MW de capacidad instalada gracias a 500.000 paneles fotovoltaicos bifaciales, en tanto que su generación también se comercializará con las industrias argentinas a través del MATER. 

“Con el parque solar El Quemado, al ser el primero aprobado por el RIGI, estamos abriendo puertas y experimentando para lograr que funcionen los beneficios asociados en importación, IVA, entre otros”, complementó Mandarano. 

“El RIGI incluso abre las puertas a centrales de mayor escala, pero no habrá proyectos muy grandes sin la expansión del sistema de transmisión, aunque el RIGI permitiría una combinación de inversión para desarrollar sistemas de transporte y la combinación con la generación, como por ejemplo el estudio de la línea que estamos llevando adelante con Central Puerto, a fin de abastecer de energía limpia a la zona de la Puna Argentina”, subrayó.

Por otro lado, Mandarano señaló la creciente ventaja de la tecnología solar frente a la eólica en el país, debido a la reducción de costos, mayor flexibilidad de instalación y disponibilidad de capacidad de transporte en el MEM. 

“Por la combinación de recursos, escalabilidad y forma de la red eléctrica en Argentina, la tecnología solar le gana posiciones a la eólica. Aunque a futuro, el gran desafío es encontrar la combinación de lugar y recurso que haga rentable un proyecto en un mercado altamente competitivo”, manifestó. 

“También hay margen para crecer en la demanda, pero cada vez se hace más difícil construir parques para luego obtener el offtaker, ya que son chicos y tienen cada vez más riesgo. Con lo cual, desde YPF Luz ahora primero buscamos el offtaker para luego construir el proyecto, hacia aquellos clientes dispuestos a salir de la distribuidora o nuevos que aparezcan, colaborando en el desarrollo de las nuevas demandas e industrias en el país”, continuó.

Además de sus inversiones en generación, la empresa analiza su posible participación en la licitación de almacenamiento de 500 MW lanzada por la Secretaría de Energía, denominada “AlmaGBA” y baterías a instalarse en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). 

“Estamos analizando proyectos, a YPF Luz le gusta jugar a todo. Está buena la licitación, pero hay que encontrar el lugar y el proyecto para que cierre la ecuación y participar en la convocatoria a un precio razonable”, concluyó Mandarano.

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El almacenamiento energético es un pilar fundamental para la transición energética en Latinoamérica. Sin soluciones eficientes, seguras y estables, la expansión de las energías renovables podría verse comprometida. Así lo destacó José Medina, ingeniero especialista en sistema de almacenamiento en Sungrow, durante su keynote en Future Energy Summit México (FES Mexico), titulada «PowerTitan 2.0: Potenciando el futuro energético en Latam».

“La transición energética en Latinoamérica no es una opción, es una necesidad; y el almacenamiento energético va a cumplir un rol clave en poder lograr este objetivo”, enfatizó Medina.

En este contexto, Sungrow ha desarrollado tecnologías de almacenamiento que responden a los desafíos de la región, con soluciones diseñadas para maximizar la eficiencia y la confiabilidad de los sistemas renovables.

PowerTitan 2.0: innovación en almacenamiento 

Como parte de su compromiso con el desarrollo del almacenamiento energético, Sungrow ha lanzado al mercado el PowerTitan 2.0, una solución que integra inversores y baterías en un mismo sistema para aumentar la eficiencia y optimizar la respuesta de la red. “Nuestra última solución ya lanzada al mercado hace un par de meses es nuestro PowerTitan 2.0. Son 5 MWh en un contenedor de 20 pies”, explicó Medina.

Este sistema destaca por su arquitectura integrada de AC y DC, lo que permite una mayor flexibilidad en su implementación, dependiendo de las necesidades específicas de cada proyecto. “Esto nos permite aumentar la eficiencia total de carga/descarga del sistema, como así también disminuir los tiempos de respuesta frente a distintas consignas de control”, detalló.

Además, PowerTitan 2.0 incorpora un SKID de 20 pies, que incluye un transformador de media tensión, una RMU y el Smart Control Cabinet (SCC). Este gabinete centraliza la gestión de señales de comunicación a través de un controlador local, optimizando la operación de los módulos de baterías y los inversores mediante el protocolo Modbus, el cual se comunica directamente con el sistema de gestión de energía (EMS).

Seguridad y eficiencia: claves del almacenamiento de Sungrow

Uno de los aspectos fundamentales en el desarrollo de soluciones de almacenamiento es la seguridad operativa. Sungrow ha implementado estándares internacionales de protección, incluyendo ISC, UL y NFPA, y ha sido pionero en la realización de pruebas a gran escala para validar la resistencia de sus sistemas ante eventos extremos.

“Hemos sido pioneros en desarrollar un Large Scale Burn Test supervisado por DNV y más de 100 clientes”, mencionó Medina. En este test, un contenedor de baterías fue sometido a thermal runaway durante más de 26 horas sin afectar a los sistemas adyacentes. “Se logró demostrar y validar que nuestras distancias de separación entre contenedores son apropiadas y seguras”, añadió.

En términos de eficiencia, PowerTitan 2.0 mantiene un sistema de refrigeración líquida, tecnología que permite una mejor gestión térmica y una reducción del consumo energético. “Nuestra solución es una solución de refrigeración líquida pero eficiente, ya que en función de distintas características e inputs puede operar en distintos modos de control, logrando reducir considerablemente el gasto energético frente a otras tecnologías”, explicó el especialista.

En el contexto de la transición energética, el almacenamiento no solo juega un rol en la gestión de energía, sino también en la estabilización de la red eléctrica. PowerTitan 2.0 incorpora tecnología grid forming, “esto permite aumentar y dar soporte de inercia, tener capacidad de blackstart, dar soporte a los principales controles de frecuencia y de voltaje que tanto requiere la red eléctrica en estos momentos”, explicó Medina.

Casos de éxito y expansión de Sungrow en Latinoamérica

Con más de 16 GWh instalados a nivel global con la tecnología PowerTitan 2.0, Sungrow ha logrado consolidarse como un líder en almacenamiento energético, tanto en proyectos de gran escala como en soluciones para mercados emergentes. “A nivel global ya contamos con más de 16 GWh con nuestra solución PowerTitan 2.0”, destacó Medina.

En Latinoamérica, la compañía tiene más de 7 GWh adjudicados en contratos y 3 GWh bajo acuerdos de servicio a largo plazo (LTSA), garantizando la disponibilidad y el rendimiento de los sistemas durante 15 a 20 años. En México, Colombia y Chile, Sungrow ha establecido oficinas estratégicas para atender las crecientes necesidades del sector energético.

Uno de los proyectos más destacados es uno de 139 MW / 638 MWh en Chile, operando con acople en DC y utilizando inversores centrales de la compañía. Otros proyectos incluyen 28 MW / 56 MWh, 100 MW / 200 MWh, 200 MW / 400 MWh y 260 MW / 260 MWh, demostrando la capacidad de escalabilidad de la tecnología.

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Argentina posee un recurso eólico privilegiado a nivel internacional y un potencial inmenso para liderar la transición energética en la región. Sin embargo, aún enfrenta desafíos en términos de optimización de proyectos y desarrollo del sector. Así lo consideró Alberto García Feijó, CEO y fundador de FE Energy, durante su intervención como moderador de un panel en el evento Future Energy Summit Argentina (FES Argentina), donde debatió junto a representantes de Goldwind, Telener360, Nordex y TotalEnergies sobre las perspectivas de los grandes actores del sector eólico en el país.

«Argentina tiene un potencial tremendo en la parte renovable eólica. El viento que existe en este país es privilegiado a nivel internacional, tanto en el espacio como en el recurso disponible», enfatizó García Feijó, quien lidera una empresa con presencia en España, Colombia, República Dominicana, México y Argentina, especializada en el desarrollo de proyectos eólicos, soluciones híbridas con fotovoltaica y almacenamiento en baterías.

Uno de los puntos centrales de su intervención fue la importancia de optimizar los proyectos eólicos desde la instancia de medición del recurso. Según el directivo, contar con datos precisos es determinante para maximizar la eficiencia de cada parque eólico y minimizar riesgos.

«No se puede escatimar en medir en eólica. Es un tema imprescindible y hay que medir bien», afirmó, resaltando que una medición de calidad desde la conceptualización del proyecto hasta la elección de la turbina adecuada es clave para garantizar la viabilidad técnica y financiera de los desarrollos.

En ese sentido, destacó la evolución de las tecnologías de medición, como el uso de Lidar, aunque reconoció que aún existen debates sobre su bancabilidad. «Todavía es cuestionable si son bancables o no, pero desde el punto de vista de complementar las mediciones, resultan herramientas valiosas», comentó.

Asimismo, resaltó la necesidad de adaptar las estrategias de medición a las características del territorio. «Para grandes proyectos o para orografías complejas, realizar una campaña de medición completa sin tener que instalar muchas torres es un reto. En estos casos, los Lidar permiten reducir esfuerzos, facilitar la movilidad y sortear obstáculos regulatorios», explicó.

El mercado eólico en transformación

Desde su experiencia de más de 20 años en el sector, García Feijó analizó la evolución del mercado eólico a nivel global y su impacto en Argentina. Recordó cómo hace 15 años el panorama era muy distinto, con una mayor diversidad de fabricantes y una alta demanda que obligaba a las empresas a reservar turbinas con antelación.

«Hubo una época dorada en España, entre 2005 y 2007, cuando los tecnólogos tenían tantos contratos que había que esperar para poder acceder a turbinas. Se hacían acuerdos marco de grandes megavatios», recordó. Hoy, sin embargo, la industria ha experimentado una concentración de fabricantes y una competencia feroz con otras tecnologías renovables.

Esta dinámica, según el directivo, ha llevado a los tecnólogos a perfeccionar sus modelos y a explorar hasta dónde pueden optimizar la generación sin comprometer la viabilidad técnica y estructural de los aerogeneradores. «El tecnólogo ha tenido que esforzarse para optimizar el rendimiento, realizar estudios de carga y adaptar los equipos a condiciones cada vez más exigentes», detalló.

Desafíos y oportunidades en Argentina

En el contexto argentino, García Feijó destacó la necesidad de aprovechar de manera inmediata los recursos renovables disponibles, ya que cada día sin desarrollo representa una oportunidad desperdiciada. «Cada minuto que pasa, cada segundo que pasa, se está desperdiciando una energía que atraviesa el país y no se está aprovechando. Es como tener un pozo petrolero abierto y dejar que el petróleo se pierda», ilustró.

El país cuenta actualmente con una capacidad instalada de 4.343 MW de energía eólica interconectada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), pero existen enormes oportunidades de expansión si se generan las condiciones adecuadas. Entre ellas, el CEO de FE Energy subrayó la necesidad de incentivos regulatorios claros y estabilidad financiera para atraer inversión extranjera.

En este sentido, mencionó la importancia del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), una medida que busca fomentar el desarrollo de proyectos estratégicos en Argentina. «Se ha hablado mucho del RIGI y se seguirá hablando. Lo que necesitamos es saber cómo se van a aplicar estas medidas y cómo van a impactar en el sector eólico», planteó.

Finalmente, García Feijó resaltó que Argentina tiene el potencial para convertirse en un líder mundial en energía eólica, superando incluso a países con mercados más consolidados, como España. Para reforzar su mensaje, compartió un dato clave: el pasado 25 de febrero de 2025, España generó más de 260 GWh de electricidad a partir del viento, convirtiéndose en el país europeo con mayor producción de energía eólica en esa jornada.

«Si en España hemos logrado esto con un factor de planta del 30%, en Argentina, que cuenta con recursos de calidad superior, es solo cuestión de tiempo para que el país lidere esta tecnología a nivel global», concluyó, animando al sector a seguir avanzando en el desarrollo de proyectos renovables y a capitalizar el enorme potencial del viento argentino.

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FMO, banco de desarrollo que opera con el respaldo del 51% del gobierno neerlandés y cuenta con participación de bancos comerciales holandeses, fue una de las grandes entidades que acompañaron el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina.  

Angie Salom, manager energy Latin America & Caribbean de FMO, analizó el cambio de enfoque en el financiamiento energético en el país, las oportunidades y desafíos que se presentan para la inversión privada, tanto en materia de generación, transmisión, distribución y almacenamiento de energía. 

“El año pasado esperábamos certeza de que se continuara apoyando a las renovables, pero en 2025 la conversación es totalmente diferente, más enfocada hacia la transmisión, la generación distribuida y baterías. Es un cambio muy interesante y que desde FMO estamos para apoyar”, sostuvo. 

Históricamente, FMO ha financiado proyectos de energía solar y eólica en Argentina, desde Salta hasta la Patagonia. Sin embargo, la dinámica del sector ha cambiado y ahora las inversiones comienzan a girar en torno a ,mayor infraestructura y otras tecnologías.

Por ello, la ejecutiva reconoció que los desafíos actuales requieren nuevos modelos financieros y anticipó que en el corto plazo podrían ampliar su cartera de inversiones.

“Ojalá el próximo año podamos responder que también financiamos baterías, redes de transmisión y generación distribuida. O quizás en 5 años tengamos hidrógeno verde”, agregó frente a un auditorio de más de 500 líderes del sector renovable de Latinoamérica.

Uno de los puntos centrales para las inversiones de la transición energética también radica la existencia de contratos de compraventa de energía a largo plazo (PPA, por sus siglas en inglés) confiables, pero también un desarrollador con  equity y know-how para llevarlo a cabo en cualquier condición, a fin de garantizar la viabilidad financiera de las iniciativas.

“El Programa RenovAr abrió el sector renovable y hoy en día los PPA del Mercado a Término han asegurado la continuidad y permitido la relación más directa entre los compradores y los generadores”, subrayó durante el panel de debate “Generación renovable: Oportunidades para el financiamiento y el desarrollo de proyectos en el nuevo contexto de inversiones”. 

El marco regulatorio es otro factor crítico para la inversión en la industria energética, considerando la importancia de claridad hacia la dirección de la política sectorial y que el gran reto radica en la implementación de las regulaciones. 

«Debemos entender cómo se remunerarán ciertos proyectos y cuáles serán las tasas de retorno», apuntó la manager energy de FMO, haciendo referencia a las nuevas normativas de la Secretaría de Energía de la Nación, entre ellas la Resolución SE 21/2025 que avanza en la desregulación del sistema eléctrico y la contratación por parte de las distribuidoras. 

“También estamos atentos a cómo se liberarán algunos cuellos de botella, principalmente en la capacidad de transmisión, y cómo se permitirá el acceso al sector privado para construir esos proyectos y tener un retorno razonable, confiable y predecible”, señaló. 

Por lo que, la posibilidad de que el sector privado participe en el desarrollo de redes de transmisión será una ventana de oportunidad para destrabar inversiones y financiamiento, lograr mayor penetración de renovables y cumplir con los objetivos de descarbonización. 

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APsystems, líder en soluciones tecnológicas para energía fotovoltaica, presentó sus más recientes innovaciones en el marco del APsystems Day, un evento organizado por Strategic Energy Corp.

Durante la jornada, Gustavo Marín, Branch Manager Latam de APsystems, detalló los avances de la compañía en el sector y su apuesta por la eficiencia y la seguridad en la conversión de energía.

DS3-LV: Innovaciones en eficiencia y facilidad de instalación

Uno de los productos más destacados de la presentación fue el microinversor DS3-LV, diseñado específicamente para el mercado latinoamericano. «Es un microinversor monofásico de 127V (89V-154V), compatible con dos módulos de 22V-60V y con una potencia máxima de salida de 900W», explicó Marín. Su diseño prioriza la eficiencia energética, alcanzando un 97% de rendimiento, y cuenta con protección AFCI interna y certificación UL1741.

La propuesta de APsystems simplifica el proceso de instalación y reduce costos significativamente. «Es un producto mucho más sencillo y rápido de instalar. Se trata de un sistema ‘plug and play’, sin necesidad de actualizaciones ni configuraciones adicionales», aseguró el ejecutivo.

En términos de adopción, el DS3-LV ya ha sido implementado en proyectos clave de la región. «En Colombia hemos instalado 3.000 microinversores DS3-LV en viviendas, con un esquema de dos microinversores y cuatro módulos por casa», detalló. En México, el producto también está siendo utilizado en proyectos residenciales de constructoras, consolidando la presencia de APsystems en el sector habitacional.

Expansión al almacenamiento de energía con APstorage

APsystems ha dado un paso adelante en soluciones de almacenamiento energético. Marín explicó que la empresa, que históricamente se ha enfocado en microinversores, ha incursionado en el segmento de almacenamiento con una solución de 5kW y un nuevo sistema de conversión de energía (PCS): el modelo ELS de 11.4K.

«Nos alineamos con la tendencia del almacenamiento energético y lanzamos el sistema de conversión de energía PCS modelo ELS de 11.4K en nuestra línea APstorage», comentó. Este producto permite una mayor autonomía, brindando flexibilidad tanto para sistemas conectados a la red como para aplicaciones aisladas.

La seguridad es un pilar clave en el diseño de APstorage. «Hemos priorizado la protección de los instaladores mediante el uso de voltajes bajos», afirmó Marín. El modelo ELS opera con baterías de 48V a 52V, cuenta con protección IP65/NEMA 6 y permite diferentes configuraciones de alta y baja tensión, adaptándose a las necesidades específicas de cada instalación.

EMA Manager: monitoreo avanzado en una sola plataforma

Otro de los anuncios clave fue el desarrollo de EMA Manager, una herramienta digital que permite la visualización integral del sistema fotovoltaico y de almacenamiento en tiempo real. «Nuestra plataforma es compatible con sistemas operativos de Apple y Google y ofrece una visión clara del consumo, la generación y el estado del almacenamiento», explicó Marín.

La plataforma brinda información detallada sobre la carga del sistema, la exportación a la red y el autoconsumo, optimizando la gestión energética. «Podemos indicar al sistema que no haga inyección a la red y que solo utilice la energía generada para el autoconsumo, lo que permite un mejor control del flujo energético», destacó.

Además, EMA Manager permite visualizar en un solo entorno toda la infraestructura instalada, evitando la fragmentación en múltiples cuentas y facilitando la administración de los sistemas fotovoltaicos. «Los usuarios pueden monitorear la producción y el consumo en gráficos detallados, con registros desde el inicio del sistema hasta el final del día», agregó.

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PUMA Argentina S.A. y 360Energy anuncian la firma de un Power Purchase  Agreement (PPA) que marca un importante hito en la estrategia de sostenibilidad de  la reconocida marca deportiva en el país. Se trata del primer acuerdo de  abastecimiento de energía renovable de PUMA Argentina, mediante el cual inicia  el cambio en su matriz energética y el consecuente impacto en el medio ambiente. 

El contrato tiene una duración de 5 años y permitirá abastecer con energía 100%  renovable la planta de PUMA situada en La Rioja, a solo 200 kilómetros del  Complejo Solar de 360Energy ubicado en el Departamento Chilecito de esa  provincia y de donde provendrá la energía. PUMA posee una trayectoria de más de  45 años en Argentina y su planta de producción propia desde el año 1981.  

La planta de PUMA en La Rioja es la única planta de producción propia de la marca  a nivel global. Allí se produce una amplia gama de calzados deportivos que abarcan  desde fútbol hasta running, fitness y tiempo libre, tanto para adultos como para 

niños. Gracias al acuerdo firmado con 360Energy, lograrán la producción de 3  millones de productos cada año a partir de energía 100% limpia.  

Este PPA contempla un suministro de 2,9 GWh anuales de energía limpia, lo que  representa un significativo avance en la reducción de la huella de carbono de la  compañía. «Este acuerdo representa un paso fundamental en nuestro compromiso  con la sostenibilidad y la lucha contra el cambio climático. Estamos demostrando  que la industria deportiva puede ser un agente de cambio ambiental», señaló Gustavo Marques, Managing Director Argentina. 

Por su parte, Federico Sbarbi Osuna, CEO para hemisferio Sur de 360Energy,  destacó: «Estamos orgullosos de acompañar a PUMA Argentina en su camino hacia  la descarbonización. Este tipo de acuerdos demuestra que las grandes empresas  son una pieza clave para liderar el cambio energético en Argentina, generando  impactos positivos tanto ambientales como económicos». 

Impacto Ambiental Positivo 

El acuerdo permitirá reducir aproximadamente 1300 toneladas de emisiones de  CO₂e anuales, equivalente a plantar más de 20.000 árboles. Además, fortalece el  desarrollo de la matriz energética renovable en Argentina, promoviendo la  generación distribuida y el uso eficiente de recursos naturales abundantes en la  región. 

El complejo solar de 360Energy en La Rioja, que abastecerá a PUMA, es uno de los  parques solares fotovoltaicos más grandes de Argentina, destinados a abastecer a  empresas privadas. Siendo una instalación de última generación, aprovecha las  excepcionales condiciones de radiación solar de la provincia, la cual es  considerada una de las mejores del país para este tipo de generación.

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A través del DNU 186/2025, el Gobierno Nacional de Argentina aprobó un plan de regularización de deudas que las distribuidoras y cooperativas eléctricas mantienen con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) y que no habían sido regularizadas al 30 de noviembre de 2024. De esta manera, se da un paso más para recomponer la cadena de pagos y normalizar el sector eléctrico.

El plan de regularización de deudas incluye hasta 12 meses de gracia y 72 cuotas a una tasa equivalente al 50% de la que cobra el Mercado Eléctrico Mayorista (que es la tasa del Banco Nación). Por otro lado, se implementará como incentivo de buenos pagadores un régimen de reconocimiento de créditos a quienes hayan cancelado la totalidad de las transacciones en el 2024 y no tengan deuda no regularizada a diciembre 2023.

Además, este esquema tiene como condición que las distribuidoras paguen la deuda corriente, sino serán multadas y perderán el beneficio. También se prevé exigirles a las distribuidoras y cooperativas eléctricas que presenten un plan de inversiones para realizar mejoras en la infraestructura de la red.

Este nuevo plan de pagos para las distribuidoras ya fue aprobado por el directorio de CAMMESA y cuenta con condiciones similares a otros planes aprobados en el pasado.

Es importante destacar que cuando asumimos el Gobierno, en diciembre de 2023, la tasa de cobrabilidad de CAMMESA era del 48%, lo que significaba que los importes no cobrados se cubrían con aportes del Tesoro nacional; un círculo vicioso que se traducía en más emisión, más inflación que sufrían todos los argentinos y una descapitalización del sistema eléctrico.

Gracias a las medidas tomadas en estos meses por el Gobierno, que incluyeron la recomposición de las tarifas, la focalización de los subsidios y el proceso de desregulación del mercado eléctrico mayorista, la tasa de cobrabilidad hoy es del 97%.

El objetivo principal de esta medida es que las distribuidoras y cooperativas paguen el 100% de la facturación corriente, lo que permitirá que puedan convertirse en sujetos de crédito y accedan a financiamiento para invertir en mejorar el sistema eléctrico, brindando un servicio de mayor calidad a todos los argentinos. Además, podrán celebrar contratos de suministro de energía con generadoras privadas.

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La Junta Directiva de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) seleccionó al consorcio Windey-Equinsa como ganador de la Licitación Pública Internacional LPI-001-ENEE-UEPER-2024.

“El balance de la licitación fue bastante exitoso”, indicó Erick Tejada Carbajal, secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente general de la ENEE.
De acuerdo con los pliegos, el oferente adjudicado estará a cargo del estudio, diseño, suministro, instalación, pruebas y puesta en servicio de un sistema de almacenamiento de energía con batería conectado a la red.

El proyecto BESS, que estará ubicado en la Subestación Amarateca, tendrá una capacidad de 75MW/300MWh (50 MW para el bloque 1 y 25 MW para el bloque 2), con un factor de potencia de 0.90.

Respecto a la vida útil, se contemplan 25 años para el sistema excluyendo baterías; mientras que para las baterías, que serán de tecnología de iones de litio, se deberá garantizar una utilidad de 10 años desde la puesta en servicio o 6000 ciclos, la que se cumpla primero.

Para este proyecto se presentaron seis ofertas, que rondaron entre 50 a 98 millones de dólares, “de empresas bastante sólidas”, según declaraciones del secretario de Energía y gerente general de la ENEE a Energía Estratégica.

Al acto llevado a cabo en noviembre del 2024, asistieron seis proponentes y calificaron cinco: Consorcio Windey Equinsa; Empresa Electric Solar S.A. de C.V.; Representaciones Mecánico Eléctricas, S.A. de C.V.; Consorcio Amarateca (Sinohidro Corporation Limited-SEL); y Consorcio AMERGY.

Ver precios y proponentes de la licitación de almacenamiento BESS de Honduras

La oferta del consorcio Windey-Equinsa, adjudicada por la ENEE en el inicio de este mes de marzo, se destacó por ser la más baja, con un monto total de USD $ 50,240,000.00 y con una garantía de mantenimiento de oferta por Ficohsa Seguros S.A. de $ 1,154,000.00 vigente hasta el 11/abril/2025.

“Se logró una oferta con un precio bastante competitivo y que cumplió con todos los criterios técnicos”, aseguró Erick Tejada en exclusiva para este medio.

¿Quién confirma el consorcio ganador? Equipos Industriales S.A. (Equinsa), empresa con 33 años de trayectoria en el rubro eléctrico en Honduras, desde su unidad de negocios Equinsa Energy cuenta con 2.8 MW instalados a nivel nacional. Por su parte, Windey, tecnólogo chino reconocido por la fabricación de turbinas eólicas con experiencia en proyectos de almacenamiento, desde su unidad Smart Energy Storage Company ha impulsado más de 100 MWh de soluciones de almacenamiento energético.

Lo que sigue

Una vez realizada la adjudicación por parte de la Junta Directiva de la ENEE, se pasará a la elaboración, firma de contrato y firma de orden de inicio de la construcción durante los próximos días.

“Esperamos en un mes por lo menos estar ya iniciando obra; y, en 8 meses ver todo el proyecto funcionando”, anticipó Erick Tejada Carbajal, secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente general de la ENEE.

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Las nuevas regulaciones del mercado energético argentino abren un panorama competitivo en el que las energías renovables ya no serán las únicas protagonistas en los contratos del Mercado a Término (MAT). 

Con la implementación de las Resoluciones SE N° 21 y 67, el sector enfrenta un escenario en el que las centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares también podrán participar en la comercialización mayorista de energía, lo que genera nuevos desafíos para la competitividad de los proyectos renovables.

Jaime Herrera, BESS Sales Manager de Canadian Solar, abordó estos retos y oportunidades durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina, las renovables y los sistemas de almacenamiento puedan competir en igualdad de condiciones. 

“Hay que ver con buenos ojos las nuevas resoluciones, pero se debe seguir trabajando en nuevas regulaciones de mercado e incentivos, porque de lo contrario, puede resultar que las renovables y el almacenamiento (o parques hibridos) no sean competitivas y Argentina se llene de centrales térmicas, lo que podría empezar a contradecir los planes de descarbonización”, apuntó. 

Las licitaciones públicas han sido históricamente un motor para la inversión en energías renovables, pero en muchas ocasiones los tiempos de adjudicación y desarrollo de los proyectos han demorado su ejecución. 

En este sentido, Herrera también destacó la necesidad de atraer inversión privada con acceso a financiamiento competitivo y tasas de interés favorables, lo que permitiría a los parques alcanzar retornos de inversión en un rango de dos a cinco años. 

“Es una pequeña bola de nieve que debe crecer, pero el punto de partida es dar buenas condiciones de financiamiento para la inversión privada. Luego podrá haber más grandes licitaciones del gobierno, una vez haya mayor penetración de renovables, y seguramente se afronten otros temas de estabilidad de frecuencia y tensión”, aseguró. 

Una de las licitaciones que sí presenta oportunidad de forma inmediata es mediante “AlmaGBA”, destinada a la instalación de 500 MW en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), con el objetivo de mitigar los riesgos de cortes eléctricos en los próximos veranos.

Los proyectos a presentar deberán tener entre 10 MW y 150 MW de potencia (o indicada en los nodos de conexión – NDC), mientras que el 31 de diciembre de 2028 será la fecha máxima para la habilitación comercial de las centrales adjudicadas, aunque el 1 de enero de 2027 es la fecha objetivo para el inicio del cómputo de los contratos.

El llamado estará abierto hasta el 19 de mayo del corriente año, día en que también se llevará a cabo la apertura de sobres A de las ofertas, en tanto que la apertura de sobres B está prevista para el 18 de junio. Y nueve días después, el 27/6 se realizará la adjudicación, lo que dará lugar a la firma de contratos a partir del 30 de dicho mes.

“Se observa mucho interés en concretar la convocatoria, que permitirán desplazar parcialmente la inversión en transmisión, sin dejar de lado la necesidad de fortalecer la infraestructura para evacuar generación y evitar curtailment”, señaló Herrera sobre la relevancia de esta iniciativa en el mercado eléctrico argentino.

Uno de los factores determinantes para la viabilidad de ese tipo de proyectos es la evolución de los costos de las baterías que, según el BESS Sales Manager de Canadian Solar, ha experimentado una reducción sustancial en los últimos dos o tres años, alcanzando niveles de USD 185/kWh.

Esta tendencia a la baja facilitaría la integración de baterías stand alone o parques híbridos (generación + BESS), en el nuevo escenario del Mercado a Término, permitiendo desplazar generación convencional y mejorando la estabilidad de la red. 

“Hay buenos indicadores de CAPEX para desarrollar estos proyectos, pero se necesita un marco regulatorio que garantice la rentabilidad y estabilidad de las inversiones a largo plazo”, subrayó en FES Argentina. 

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SECCO, firma con 85 años de trayectoria y más de 35 en el ámbito de la generación energética, refuerza su apuesta por proyectos renovables en Argentina, ya sea conectados a las redes de distribución o sistemas para reemplazar el uso de combustibles fósiles. 

“Vemos posibilidad de desarrollo en proyectos conectados en distribución con almacenamiento a gran escala, como también en generación aislada en mercados de oil & gas y minería. Es lo que más estamos buscando”, destacó Emanuel Rodríguez, jefe de Ingeniería de Energías Renovables de SECCO, durante el evento Future Energy Summit (FES) Argentina. 

En esta línea, la empresa trabaja en la construcción de diversos parques solares adjudicados en licitaciones públicas de años anteriores; a tal punto que todavía está desarrollando los proyectos Esquina (20 MW) y Bella Vista (7 MW), ambos de la convocatoria RenMDI, específicamente en el renglón N° 1, orientado a reemplazar generación forzada.

Al mismo tiempo, espera que pronto entre en operación comercial el parque FV Perico II (6 MW), una iniciativa que forma parte del denominado plan “Proyecto Solar Distribuido” que impulsó el gobierno de Jujuy y que sumarán 48 MW de capacidad renovable en distintos puntos de la provincia.

“En breve también entrará en operación comercial un proyecto de autogeneración en la propia casa central de SECCO, con ello seríamos una de las principales plantas en Santa Fe que cuenta con sistema de autogeneración energética”, complementó el especialista. 

Otro de los ejes estratégicos de SECCO es el desarrollo de generación híbrida para optimizar costos energéticos y reducir el impacto ambiental en operaciones de alta exigencia, de modo que uno de los proyectos más destacados es Cerro Lindero, una mina de oro ubicada en Salta, a 3800 metros sobre el nivel del mar. 

“En sus inicios, la operación dependía de 12 MW de generación diésel, pero SECCO está incorporando una planta fotovoltaica y un sistema de almacenamiento con el objetivo de reducir el consumo de combustible en un 50% y reemplazar generación forzada”, detalló Rodríguez frente a un auditorio de más de 500 líderes del sector en el marco de FES Argentina. 

Y cabe recordar que SECCO ya cuenta con 1500 MW de potencia instalada (de distintas fuentes de generación) a lo largo de 125 centrales, por lo que busca seguir teniendo participación en proyectos en distribución, almacenamiento a gran escala y soluciones energéticas en sectores estratégicos.

Por lo que la expansión de SECCO en energía renovable y proyectos en distribución con una visión a largo plazo mediante un fuerte know how en sistemas de control de motogeneradores y/o renovables, que nos permiten desarrollar soluciones híbridas, integrando varios modos de generación y desarrollar un EPC in-house.

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Miembros del Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico (CMSE) de Brasil discutieron estrategias para mitigar los impactos del corte en la generación de energía renovable en la región Nordeste durante la 303ª reunión del comité realizada este miércoles (03/12) en la sede del Ministerio de Minas y Energía (MME).

Los cortes en la generación renovable pueden ocurrir por razones eléctricas, de confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y sus áreas eléctricas o por consumo insuficiente para hacer frente a la generación instantánea.

El consejo decidió reconocer el carácter estratégico de tres compensadores síncronos (equipos que aumentan la confiabilidad del suministro de energía) en subestaciones del Estado de Rio Grande do Norte.

La medida fue indicada por el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) y la Empresa de Pesquisa Energética (EPE), vinculada al MME, y está incluida en el Plan de Concesiones de Transmisión de Energía Eléctrica (POTEE) 2024, en su 4ª Edición. Se espera que los equipos sean licitados en el segundo semestre de 2025 y, posteriormente, contarán con un seguimiento diferenciado de su implementación con el objetivo de agilizar la operación comercial.

En la reunión, se informó que, el próximo jueves (13/03), se realizará la primera reunión del Grupo de Trabajo del CMSE para coordinar acciones, realizar diagnóstico, evaluar y proponer medidas de planificación, regulatorias y operativas para mitigar los cortes en la generación renovable. El grupo fue creado en la última reunión del comité el 6 de marzo.

También se informó que el 31/03 se realizará una reunión técnica del CMSE para discutir la gobernanza del nivel de aversión al riesgo de los modelos computacionales, tal como se aborda en la Resolución CNPE nº 1/2024. El comité definirá y publicará próximamente criterios generales, procedimientos y plazos para el desarrollo de las actividades relacionadas con la materia, que serán de aplicación ordinaria, salvaguardando la previsibilidad establecida en la citada Resolución.

Información técnica: 

Condiciones Hidrometeorológicas: En febrero, a partir de la segunda semana, las precipitaciones disminuyeron en las cuencas de las regiones Sudeste/Centro-Oeste y Nordeste, siendo el acumulado mensual inferior al promedio histórico en dichas regiones. En el Sur, se registró el menor volumen acumulado desde el inicio de la temporada de lluvias. Los mayores totales de precipitación se restringieron a las cuencas hidrográficas de la región Norte, con valores superiores a la media histórica ocurriendo en los tramos medio y bajo del Xingu.

En relación a la Energía del Influente Natural (ENA), durante febrero se verificaron valores inferiores a la media histórica en los subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sur y Nordeste, para los cuales se verificaron 84%, 85% y 87% del Promedio de Largo Plazo (MLT), respectivamente. Sólo en el Norte las condiciones hidroeléctricas fueron más favorables, registrándose un 113% de MLT.

En marzo, considerando el escenario más positivo, las previsiones son: 73%, 166%, 29% y 95% de MLT, en ese orden, para el Sudeste/Centro-Oeste, Sur, Nordeste y Norte. Para el SIN, los resultados indican condiciones de afluencia del 78% del MLT, el 13º nivel más bajo en 95 años de historia.

Aún en marzo, según el escenario menos favorable, la indicación es de una ENA por debajo de la media histórica para todos los subsistemas. El pronóstico para el Sureste/Centro-Oeste, Sur, Noreste y Norte es de 61%, 46%, 27% y 98% del MLT, respectivamente. Para el SIN, el estudio indica condiciones para un ingreso previsto de 65% del MLT, el tercer valor más bajo para el mes en 95 años de historia.

Energía Almacenada: En febrero se verificaron almacenamientos equivalentes en torno al 69%, 54%, 80% y 93% en las regiones Sudeste/Centro-Oeste, Sur, Nordeste y Norte, respectivamente. En SIN, el almacenamiento fue aproximadamente del 71%.

Para el último día de marzo, la expectativa es de 71,3%, 43,9%, 80,8% y 96,4% de EARmáx, considerando el escenario menor para los subsistemas Sureste/Centro-Oeste, Sur, Noreste y Norte, respectivamente. En el escenario superior, se prevé un 75,1%, 81,3%, 81,8% y 96,0% de EARmax, considerando el mismo orden. En el SIN, los resultados deberían ser 72,4% de EARmax, para el menos favorable y 77,8% para el más favorable.

Ampliación de Generación y Transmisión: la ampliación verificada en febrero de 2025 fue de 165 MW de capacidad instalada de generación eléctrica centralizada y 320 MVA de capacidad de transformación. Así, en el año 2025, hasta febrero, la ampliación totalizó 1.526 MW de capacidad instalada de generación centralizada, 108 km de líneas de transmisión y 1.080 Megavoltamperios (MVA) de capacidad de transformación.

El CMSE, en el ámbito de su competencia legal, continuará monitoreando permanentemente las condiciones de suministro y servicio al mercado eléctrico del país, adoptando medidas para garantizar el suministro de energía eléctrica. Las decisiones finales sobre la reunión del CMSE de hoy se consolidarán en actas debidamente aprobadas por todos los participantes de la junta y se publicarán de acuerdo con las reglas.

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El Future Energy Summit México (FES México), encuentro que reunió a más de 500 profesionales del sector energético local e internacional, se llevó a cabo el pasado martes 11 de marzo, consolidándose como un espacio clave para el debate sobre el futuro de la industria en el país.

Uno de los paneles más esperados fue «Visión estratégica sobre el futuro energético de México», donde participaron representantes de ContourGlobal, EDF Renewables, Sempra Infraestructura y el Consejo Mexicano de la Energía (COMENER). 

Allí, uno de los temas abordados fue el intercambio energético en Norteamérica como una oportunidad para la seguridad energética del país. Sergio Romero Orozco, vicepresidente de Regulación y Asuntos Públicos de Sempra Infraestructura, destacó que “la integración energética de América del Norte es una realidad”, subrayando que México no solo importa el 70% del gas natural que consume, sino que también exporta electricidad al sur de Estados Unidos.

En este sentido, el directivo enfatizó que existen 10 líneas de transmisión eléctrica transfronterizas que brindan resiliencia a los sistemas energéticos de ambos países y que la cooperación entre ambas naciones resulta fundamental. “Nosotros le apostamos como empresa a la integración entre México y Estados Unidos, creemos que tiene que haber más integración, no menos”, remarcó Romero Orozco.

Otro de los temas centrales del panel de FES Mexico fue el papel del gas natural como insumo estratégico en la transición energética. Eva Ribera, gerente general para México y el Caribe de ContourGlobal, sostuvo que “para que pueda haber inversión, necesitamos energía barata y confiable. La única forma de conseguirlo es con la transición energética, usando el gas natural y todos los recursos renovables”.

Sin embargo, uno de los grandes desafíos es la falta de infraestructura de almacenamiento de gas en el país. «Aquí falta, y se ha venido intentando hacer durante muchos años, el almacenamiento de gas natural. Es el tipo de inversión que tiene que promover el sector público», advirtió Ribera, señalando que sin la participación del gobierno, este tipo de desarrollos sería inviable.

En la misma línea, Juan Acra, presidente de COMENER, subrayó que la red de gasoductos en México es insuficiente, lo que limita la capacidad del país para generar y atraer inversiones. Además, recordó que la dependencia del suministro de gas desde Estados Unidos expone al país a riesgos externos, como ocurrió durante la helada de Texas, cuando el abastecimiento fue interrumpido. «Ya tuvimos hace algunos años problemas de abasto de gas cuando, derivado de la helada, nos cerraron la llave. Este es un foco rojo para ver qué vamos a hacer en la materia», alertó.

Para mitigar estos riesgos, Acra propuso la elaboración de una «hoja de ruta multisectorial» que permita reducir la dependencia del gas importado y fomentar su producción y almacenamiento a nivel local.

Los panelistas también enfatizaron la importancia de la colaboración entre el sector público y privado para el crecimiento del sector energético en México. Gerardo Pérez, Country Manager & EVP de EDF Renewables, subrayó que es fundamental que el gobierno y las empresas trabajen juntas para garantizar la seguridad energética y la estabilidad de los precios.

«Creo que en el momento en que entendamos que somos complementarios todos, es cuando va a ser realmente un éxito y vamos a poder alcanzar todas las metas», afirmó Pérez, quien reconoció que México tiene el potencial de convertirse en un jugador estratégico en el sector energético internacional.

Además, hizo hincapié en que el país cuenta con recursos naturales y capacidades para desarrollar diversas tecnologías energéticas. «Podemos participar en todos los sectores, tenemos recursos tanto naturales como de otro tipo, completamente muy relevantes para la industria mexicana», señaló.

En la misma línea, Álvaro Villasante, vicepresidente de Gestión de Negocios e Innovación de Grupo Energía Bogotá y moderador del panel, destacó que la seguridad energética es un debate que trasciende a México y se encuentra en el centro de la discusión global. «La seguridad energética y una matriz más limpia son debates que se cruzan para tener más infraestructura de transporte y poder acceder a toda la disponibilidad de recursos que tenemos», expresó.

Geopolítica y su impacto en el sector energético

“La sostenibilidad en relación México-Estados Unidos, en el presente y el futuro inmediato, está sujeta a gestionar la asimetría e interdependencia mediante la eficaz gobernanza que impacte en beneficio de los tres países”, observó Juan Acra, presidente de COMENER.

Y es que el comercio energético con la postura actual del primer mandatario de los Estados Unidos enfrenta desafíos de política internacional. Romero Orozco advirtió por ejemplo sobre la imposición de aranceles a México por parte del presidente Donald Trump, lo que afectaría el intercambio de gas natural y electricidad entre ambas naciones.

Sin embargo, el ejecutivo consideró que esta medida sería contradictoria con la lógica de los aranceles actuales de la administración estadounidense. «La imposición de aranceles para el sector energético por parte de Estados Unidos no entra en la lógica de los aranceles que está imponiendo, porque Estados Unidos es superavitario en materia energética», explicó.

En este contexto, los especialistas coincidieron en la necesidad de mantener un marco regulatorio estable al menos a nivel local que permita la continuidad de las inversiones. “Cuanto más claro sea el panorama y todos sepamos qué es lo que viene y cómo va a funcionar, las inversiones seguirán fluyendo”, aseguró Ribera.

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Coral Energía, empresa del Grupo Iraola que nació en 2016, fue una de las grandes firmas que se hicieron presentes en el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina, que reunió a más de 500 referentes del sector renovable de la región.

La empresa con más de 150 MW en construcción, reveló que apunta a alcanzar 1 GW en contratos renovables firmados hacia 2030 en el plano nacional, a la par que se analiza distintas oportunidades que surjan en el mercado. 

«Estamos enfocados en completar la construcción de nuestros primeros cuatro parques solares en Santa Fe (fondeados con capital propio) y, en paralelo, estructurar el financiamiento para la segunda etapa, que corresponde a los proyectos adjudicados en RenMDI», aseguró Guillermo Martín, director de proyectos y operaciones de Coral Energía.

Con este proceso en marcha, la compañía refuerza su posición como un actor relevante en el sector de las energías renovables en Argentina, considerando que en 2023, fue una de las principales ganadoras de la licitación RenMDI, adjudicándose ocho centrales por un total de 110 MW en el renglón N°1.

En simultáneo, consolidó su expansión con la adjudicación de otros cuatro parques solares en la convocatoria de renovables de la provincia de Santa Fe, sumando 20 MW adicionales a su portafolio.

Pero además de tener el objetivo corporativo de lograr 1 GW de contratos en los próximos años, lo que significa 830 MW en el lustro venidero, la empresa del Grupo Iraola también apostará por el almacenamiento en baterías. 

¿Cómo? Guillermo Martín reconoció que se preparan para la licitación de 500 MW que recientemente lanzó la Secretaría de Energía de la Nación como parte de un proceso clave para mejorar la estabilidad del sistema eléctrico del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). 

“Vamos a participar de la licitación. Tenemos varios proyectos en cartera y estamos evaluando algunos sitios más, entendiendo que resulta una oportunidad interesante y un buen puntapié inicial”, señaló durante el panel de debate denominado “Mercado solar: el futuro de los proyectos en Argentina en la visión de líderes”. 

La convocatoria “AlmaGBA” fue lanzada a mediados de febrero y busca instalar sistemas BESS en las redes de Edenor y Edesur, para resolver la situación crítica de diversos puntos del AMBA y evitar cortes eléctricos en los veranos siguientes.

Y cabe recordar que las ofertas a presentar deberán tener entre 10 MW y 150 MW de capacidad, con una fecha objetivo para el inicio del cómputo de los contratos en enero de 2027 y una habilitación comercial máxima en diciembre de 2028. 

AlmaGBA estará abierta hasta el 19 de mayo, día en que se llevará a cabo la apertura de sobres A, en tanto que la apertura de sobres B está prevista para el 18 de junio. Mientras que la adjudicación llegará el 27/7 y la firma de contratos comenzará a partir del 30 de dicho mes.

Desafíos y oportunidades en la transmisión y generación distribuida

El sector energético enfrenta la saturación en las redes de transmisión, lo que impacta directamente en el desarrollo de nuevos proyectos utility-scale y limita ese segmento de mercado en el corto plazo. 

Ante este escenario, la empresa busca diversificar su estrategia y enfocarse en oportunidades dentro del ámbito de la distribución, una vez se resuelvan barreras técnicas que simplifiquen los sistemas de interconexión. 

“También existe un espacio para seguir trabajando con los Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDI) a través de metodologías innovadoras, como esquemas de generación distribuida comunitaria donde hay una entrada para proyectos de 5 a 30 MW de potencia”, indicó Guillermo Martín. 

“También se abren oportunidades en la necesidad de abastecimiento de los grandes proyectos mineros, que tienen desafíos técnicos en términos primeramente serán proyectos aislados y paulatinamente se incorporen a la red”, concluyó. 

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Solis, uno de los fabricantes líderes de inversores solares a nivel mundial, continúa consolidando su presencia en Latinoamérica. La compañía celebra este año su vigésimo aniversario en la industria, destacándose por su enfoque exclusivo en la electrónica de potencia y la producción de inversores tipo string.

En el marco del Future Energy Summit Argentina (FES Argentina), Marco Ricci, gerente de desarrollo para Latinoamérica de Solis, subrayó la evolución de la empresa y su impacto global: «Alcanzamos el año pasado el gran hito de superar los 100 GW en términos de capacidad exportada a nivel mundial, estamos presentes en más de 100 países».

Además, destacó que Solis cuenta con una de las fábricas más grandes del mundo, con una capacidad de producción anual que supera los 100 GW, permitiéndoles abastecer la creciente demanda de inversores solares en todos los mercados donde operan.

Generación distribuida y nuevas soluciones para Argentina

El mercado argentino ha experimentado una transformación en los últimos años, pasando de un escenario con proyectos utility scale a una diversificación en la generación distribuida. Ricci explicó que hasta el año pasado, la principal solución disponible para Argentina era para la generación a gran escala, con su inversor de 350 kW y 800 V de salida, capaz de integrarse a sistemas de transformación y pudiendo alcanzar 9,1 MW. Sin embargo, el panorama está cambiando con un fuerte impulso a la generación distribuida.

El crecimiento del mercado argentino ha sorprendido incluso a los propios actores del sector. Según Ricci, Argentina ha pasado de instalar apenas 6 MW en 2022 a más de 50 MW en solo seis meses del año pasado, y la previsión para 2025 indica un crecimiento superior a los 150 MW.

«Se habla de 50 MW solamente en la segunda mitad del año pasado y para este año hasta 150 MW de generación distribuida», afirmó Ricci, resaltando que la compañía está lista para responder a esta demanda con una oferta completa para residencial, comercial e industrial (C&I).

Entre las novedades para Argentina, Solis está introduciendo inversores de bajo voltaje, específicamente de 380 V y 400 V, que se alinean con el estándar eléctrico del país. «Vamos a traer equipos de 150 kW y pronto hasta 200 kW a 380 V», adelantó el ejecutivo.

Para el gerente de Solis, este auge dependerá de la estabilidad política y la continuidad en los incentivos fiscales y regulatorios. «Si la estabilidad política va a seguir y si los niveles de incentivos de aranceles e impuestos se mantienen, estoy seguro de que el mercado va a seguir creciendo, quizás hasta más de los números que se están dando», expresó.

En este contexto, Ricci considera que Argentina está en camino de convertirse en uno de los mercados solares más importantes de Latinoamérica, solo por detrás de México y Brasil. «Hace unos años estábamos cruzando los dedos para que Argentina pudiera ser uno de los mercados principales, y ahora parece que se está convirtiendo en uno de los líderes», consideró.

Apuesta por inversores híbridos

La tecnología de almacenamiento de energía cobra cada vez más relevancia, y Solis también busca posicionarse con productos que permitan una mayor flexibilidad en el sector comercial e industrial. Ricci explicó que este año han lanzado una nueva familia de inversores híbridos para el sector C&I, con capacidades de 30 kW y 50 kW, diseñados para baterías de litio de alto voltaje.

Estos equipos ofrecen la posibilidad de conectarse en paralelo hasta seis inversores, alcanzando configuraciones de almacenamiento superiores a 300 kW, ideales para centros comerciales, industrias y hoteles. «Esto va a permitir un ahorro importante en factura», aseguró Ricci, enfatizando el impacto económico positivo que puede tener para las empresas que buscan reducir costos energéticos.

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GoodEnergy, empresa con 14 años de experiencia en el mercado solar térmico / fotovoltaico de Argentina, llevará a cabo el lanzamiento oficial de la llegada de Solplanet al país, con un evento exclusivo que tendrá lugar el próximo jueves 20 de marzo en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires a partir de las 17 horas.

El encuentro contará con la participación de representantes de España y Brasil de Solplanet, junto con ejecutivos de GoodEnergy y la presentación está dirigida a integradores y distribuidores del sector fotovoltaico, así como a empresas que están evaluando la transición energética debido al impacto de las tarifas eléctricas; por lo que se espera la asistencia de CEOs, gerentes generales y profesionales de áreas como finanzas, sustentabilidad y energía.

“El objetivo del evento es presentar las soluciones tecnológicas de Solplanet en cuanto a inversores on gríd, híbridos y baterías. Queremos consolidar el desembarco de la marca Solplanet en Argentina, siendo el tercer país de Sudamérica en el que estarán operativos tras lo hecho en Brasil y Chile. Es decir que Solplanet sea una marca reconocida en el país”, destacó Julián Bartoli, cofundador de GoodEnergy. 

«Solplanet es actualmente la sexta empresa en shipping de inversores a nivel mundial y se ha destacado por su desarrollo de tecnología de vanguardia en inversores solares y almacenamiento de energía», agregó. 

Durante la presentación, se darán a conocer sus soluciones más avanzadas, entre las que destacan inversores on-grid de 330 kW y baterías de alto voltaje, diseñadas para optimizar el rendimiento y la confiabilidad de los sistemas solares.

“La innovación es el diferencial de Solplanet: sus productos destacan por su diseño estético, rendimiento optimizado y un avanzado sistema de monitoreo”, explicó Bartoli en conversación exclusiva con Energía Estratégica. 

GoodEnergy, por su parte, opera como una empresa integradora dentro de la cadena de valor fotovoltaica, ofreciendo desde la importación hasta la garantía de paneles solares y soluciones llave en mano. 

Y en términos de estrategia comercial, GoodEnergy tiene como meta convertirse en un “player” top-5 del sector fotovoltaico en los próximos tres años, apoyándose en la alianza con Solplanet y en la creciente demanda de soluciones de energía renovable. 

Incluso, el mercado argentino presenta grandes oportunidades debido al interés en reducir costos energéticos y optimizar el uso de fuentes sustentables, volviendo a Argentina es un “país ávido en innovación” 

“Nos vemos como un nexo entre los clientes y el mundo a nivel de innovación y calidad de los productos, siendo una de las empresas que empujen el mercado hacia la innovación y atractiva para integradores y distribuidores, entendiendo que Solplanet brinda esa posibilidad”, subrayó el cofundador de GoodEnergy. 

Como consecuencia, la jornada será una oportunidad clave para que los actores del sector conozcan de primera mano las soluciones tecnológicas de Solplanet y la estrategia de GoodEnergy para seguir impulsando la transición energética en Argentina.

¿Cómo inscribirse? 

El encuentro a realizarse el jueves 20 de marzo en Buenos Aires aún cuenta con inscripciones abiertas, exclusivamente para profesionales del rubro fotovoltaico (cupos limitados) a través del siguiente enlace: Inscripciones

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La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y el Ministerio de Energía y Minas de Ecuador organizaron el evento “Eficiencia Energética: Pilar Transversal de la Transición” en la sede de OLADE en Quito. La reunión convocó a líderes del sector para analizar avances y desafíos en la implementación de políticas de eficiencia energética en la región.

La eficiencia energética es clave para alcanzar el Objetivo de Desarrollo Sostenible 7 de la ONU, que busca garantizar el acceso a energía asequible, confiable y sostenible. Durante la LIV Reunión de Ministros y Ministras de Energía de OLADE en octubre de 2024, 22 de los países miembros ratificaron su compromiso de mejorar la eficiencia en un 1.3% anual hasta 2030 con lo que se podría ahorrar hasta 30GW de energía eléctrica en América Latina y el Caribe, equivalente al consumo de 20 millones de hogares por un año

El evento contó con la participación del Secretario Ejecutivo de OLADE, Andrés Rebolledo, y el Viceministro de Electricidad de Ecuador, Fabián Calero, además de embajadores de países miembros, representantes de organismos internacionales, el sector empresarial y la academia.

Durante el encuentro, Rebolledo presentó un análisis del consumo energético en América Latina y el Caribe: 5% en el sector comercial y público, 20% en el residencial, 30% en el industrial y 40% en el transporte. “El verdadero cambio en eficiencia se logrará en el transporte, pero solo con políticas de Estado estables y cooperación público-privada podremos transformar la matriz energética, afirmó”.

Por su parte, Calero destacó que la eficiencia energética “es un compromiso con el desarrollo sostenible, clave para reducir el impacto ambiental y optimizar costos de producción”. También subrayó la importancia de fortalecer marcos regulatorios e institucionales y fomentar el uso racional de energía en todos los sectores.

El evento incluyó un panel de expertos con representantes de Chile, Brasil, Dinamarca, Uruguay y Ecuador, donde se abordaron regulaciones energéticas, políticas públicas y la implementación de la norma ISO 50001 para la gestión de energía. También se debatió sobre cocinas limpias, una iniciativa clave en la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.

Gabriela Prata Dias, Directora del Centro de Copenhague sobre Eficiencia Energética del PNUMA, enfatizó la necesidad de regulaciones sólidas y estrategias sectoriales. “El mercado por sí solo no basta; necesitamos políticas que impulsen la innovación y permitan revisar nuestras contribuciones nacionales en el marco del Acuerdo de París”, sostuvo.

Esteban Israel Flores, de PRONACA Ecuador, destacó que la gestión eficiente de recursos es la estrategia más rentable, seguida por la inversión en innovación y tecnología. “El éxito depende de capacitación, monitoreo y un enfoque metodológico sólido”, señaló.

Desde Brasil, Rogerio Miranda, de Ecofogão, urgió a modernizar la cocción en América Latina. Si los teléfonos y autos evolucionan, ¿por qué no los fogones? Es hora de invertir en tecnologías más limpias”, dijo. Es hora de invertir en tecnologías que transformen el uso de la leña y reduzcan la contaminación.” Esta visión destaca la necesidad de políticas públicas que impulsen la eficiencia y la innovación en el sector doméstico.

Gustavo Lagos Aguilera, de Heavenward Ascensores Chile, explicó el potencial de los ascensores regenerativos para devolver energía al sistema. “Convertir un gasto en generación es clave para reducir costos”, afirmó.

Sebastián Wainberg, del Ministerio de Industria, Energía y Minería de Uruguay, resaltó el papel del sector residencial en la transición. “Los incentivos individuales son limitados; necesitamos políticas de comunicación y estímulos para transformar el consumo”.

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La Cámara de Diputadas y Diputados de Chile rechazó la resolución que proponía tramitar un proyecto de ley para crear y regular una Empresa Chilena de Energía Eléctrica, como posible medida para mejorar el sistema y fortalecer la fiscalización.

La propuesta fue descartada con 63 votos en contra y 57 a favor durante una sesión especial de la Cámara Baja, destinada a analizar el masivo blackout del pasado 25 de febrero, que dejó sin suministro eléctrico a aproximadamente 20 millones de chilenos desde Arica hasta Chiloé (más del 90% del país) por más de seis horas.

“La crisis que estamos viviendo a propósito de la intermitencia eléctrica es un tema a remediar por el Poder Ejecutivo y el Congreso Nacional. El proyecto de ley proponía establecer elementos orientadores y objetivos para que el Estado participe en un área estratégica que actualmente está privatizada”, indicó Daniela Serrano, diputada por el Partido Comunista de Chile e impulsora de la medida.

Y si bien la resolución para la creación y regulación de la Empresa Chilena de Energía Eléctrica fue considerada “inadmisible”, ésta no es la primera vez en el último año que se propuso que el Estado participe activamente y maneje una compañía de esta índole. 

El ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, abrió las puertas a la creación de una empresa estatal de distribución eléctrica en agosto del 2024, a tal punto que deslizó que ésta funcionaría de manera similar a la Empresa Nacional de Petróleo (ENAP) y a la par de distribuidoras privadas.

En aquel entonces, las declaraciones se dieron tras el fuerte temporal que afectó principalmente a la zona centro-sur de Chile, con vientos de hasta 124 kilómetros por hora que produjeron la caída de árboles y postes que dañaron el tendido eléctrico. 

Hecho que puso en la mira la situación y accionar de las distribuidoras de energía eléctrica, de tal modo que el Poder Ejecutivo anunció el inicio del proceso de caducidad de la concesión de ENEL (principal distribuidora de energía en la Región Metropolitana).

Aunque cabe aclarar que la posible creación de la empresa estatal de distribución eléctrica tampoco llegó a buen puerto e, incluso, el gobierno sabía que no sería de forma inmediata ya que resultaría “imposible imaginar” que la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) del país automáticamente desarrolle esa propuesta. 

Medidas que sí tuvieron el visto bueno del Legislativo

La Cámara Baja aprobó cinco resoluciones vinculadas al fortalecimiento de la infraestructura de generación y transmisión en el país, incluyendo la N°1464 por el gobierno debe diseñar la expansión de líneas de transmisión eléctrica, mediante la construcción de nuevas líneas de alta tensión, el refuerzo de infraestructura existente e implementación de baterías de gran capacidad y sistemas de respaldo descentralizados, que permitan mitigar cortes prolongados.

Además, se prevé que el Estado evalúe el estado actual del SEN (Res. 1466), elabore un plan de fortalecimiento del control del Estado en empresas estratégicas (Res. 1462) y que protejan la capacidad de generación y transmisión (Res. 1467), como también reformas para fortalecer los mecanismos de supervisión, control, autonomía y soberanía energética (Res. 1465).

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El sector energético mexicano se encuentra en una etapa de definiciones de las leyes secundarias en materia energética, lo que marcará el rumbo de las inversiones y la estabilidad del mercado durante este sexenio. Con el 18 de marzo como fecha clave, la iniciativa privada se mantiene a la expectativa de las nuevas reglas del juego.

En el marco de Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), encuentro que reunió a más de 500 profesionales del sector local e internacional, representantes de Contour Global, EDF Renewables, Sempra Infraestructura y el Consejo Mexicano de la Energía (COMENER) manifestaron la necesidad de mayor claridad en la política y legislación energética como determinante para concretar nuevas inversiones.

Durante el panel de debate «Visión estratégica sobre el futuro energético de México», coincidieron en que la clave para el futuro del sector estará en la capacidad del gobierno para generar confianza, incentivar la participación privada y fortalecer la infraestructura energética.

Estrategia de negocios latente

Como consideró Eva Ribera, gerente general para México y el Caribe de Contour Global, la postura de las empresas hoy es «de posición neutra, con muchas ganas de crecer, pero todo dependerá de cómo se termine de definir la legislación».

La referente empresaria destacó que el panorama para México ha cambiado respecto al gobierno anterior y que la industria energética está en espera de las definiciones clave. «Nosotros estamos mucho más esperanzados de lo que pasó en el sexenio pasado. Se están clarificando las leyes, las veremos al 18 de marzo», señaló Ribera. En este contexto, enfatizó que el optimismo del sector dependerá de cómo se establezcan las reglas de juego: «Eso va a marcar cuál va a ser nuestro optimismo, situación neutral o simplemente mantenimiento».

Desde la perspectiva de Contour Global, México sigue siendo un mercado prioritario, a pesar de la incertidumbre. Ribera resaltó que la empresa planea duplicar su capacidad global en los próximos cinco años, pasando de 5 GW a 10 GW, y que el país es parte de esta estrategia de expansión. Sin embargo, advirtió que el futuro de sus operaciones dependerá de la evolución de las reglas del juego: «Estamos en 20 países y en México nos queremos quedar, pero sí estamos muy pendientes de cómo se vaya a terminar de definir la legislación».

Certeza jurídica y bancabilidad de contratos

El tema de la confianza en el mercado fue central en la discusión del panel. Juan Acra, presidente del Consejo Mexicano de la Energía (COMENER), subrayó que para atraer inversiones, es fundamental fortalecer el marco legal y garantizar el estado de derecho.

«Tenemos que dar señal de que vivimos en un estado de derecho. La certeza jurídica es muy importante para que podamos tener estos energéticos en el corto, mediano y largo plazo», explicó Acra.

El representante de COMENER también hizo énfasis en la necesidad de que las nuevas leyes contemplen esquemas que garanticen la bancabilidad de los contratos energéticos. «Antes, la causa de fuerza mayor tenía un liability ahí en el tema de este tipo de contratos, para estas inversiones», explicó, y agregó que la revisión de las leyes secundarias debe enfocarse en generar confianza en los mercados internacionales.

Ritmo de inversión estatal 

Por su parte, Sergio Romero Orozco, vicepresidente de Regulación y Asuntos Públicos de Sempra Infraestructura, advirtió que las estrategias del gobierno en materia energética mantienen una lógica consistente con la prevalencia de CFE y un modelo más centralizado. «Los planes y las prioridades de este gobierno son consistentes con la narrativa que hemos venido escuchando ya desde hace varios años», sostuvo. En esta línea, detalló que los planes de inversión presentados por CFE contemplan 33,5 billones de dólares en infraestructura energética, con el objetivo de agregar 22 GW de capacidad de generación.

Sin embargo, Romero Orozco señaló que el plan gubernamental impone desafíos financieros importantes, ya que CFE tendría que duplicar su inversión anual de 3 billones a casi 6 billones de dólares para cumplir con estos objetivos.

«Parece todo un reto que puedan mantener ese ritmo de inversión», sostuvo, sugiriendo que la participación del sector privado será clave para complementar el desarrollo del sector.

Participación mixta para acelerar transmisión y distribución

El déficit en infraestructura de transmisión y distribución de energía fue otro de los puntos críticos abordados en el panel. Gerardo Pérez, Country Manager & EVP de EDF Renewables, expresó su preocupación sobre los retrasos en la modernización de la red eléctrica y el impacto que esto tiene en el crecimiento del sector renovable. «El problema es que el retraso causó un daño importante, porque hoy, aunque dejamos plantas para operar, aunque se terminen, el problema está en la red de transmisión y de distribución», enfatizó Pérez.

En este sentido, subrayó que la inversión anunciada por CFE en transmisión debe acelerarse para evitar que los proyectos renovables queden limitados por falta de infraestructura. En el sector eólico, por ejemplo, observó como presidente de la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE) que hay más de 5 GW en diferentes etapas de desarrollo, pero su operación efectiva dependerá de la capacidad de la red para soportar esta nueva generación. «Creo que es donde más debe acelerar la CFE y probablemente encontrar esquemas de participación mixta para poder los privados ayudar a agilizar esa transición», planteó.

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La transición energética en México entra en una nueva fase con la promulgación de las nueve leyes secundarias en materia energética. En este contexto, Walter Julián Ángel Jiménez, comisionado de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), delineó los próximos pasos en regulación y normatividad durante su intervención en el Future Energy Summit México (FES México). El encuentro, llevado a cabo el martes 11 de marzo de 2025, congregó a más de 500 profesionales del sector energético local e internacional, consolidándose como un foro clave para discutir el futuro de la energía en el país.

Jiménez inició su intervención destacando la importancia del calendario normativo y regulatorio tras la aprobación de las nuevas leyes. “Las leyes se van a promulgar el 18 de marzo. La presidenta lo dijo en la mañana, que ella quiere ya la promulgación y su consecuente publicación en el Diario Oficial”, afirmó. A partir de esa fecha, el foco estará en la construcción del andamiaje de políticas públicas, un proceso que, según explicó, ya comenzó a tomar forma.

El comisionado detalló que  los próximos pasos incluirán el Plan México y el Plan Nacional de Desarrollo, cuyo primer borrador ya se encuentra en discusión en la Cámara de Diputados. A esto se sumarán los programas sectoriales y especiales, elementos que serán fundamentales para la materialización de la política energética. Jiménez enfatizó que “la regulación materializa la política”, subrayando la necesidad de que ambos aspectos operen alineados.

Recordando los cambios constitucionales de 2013, explicó que la regulación establecida por la entonces CRE buscó garantizar la apertura del sector, aunque, en su opinión, “un poco descontrolada”. Ahora, el enfoque será diferente: se establecen primero los instrumentos de política y posteriormente la regulación correspondiente. En este sentido, destacó que “nos han dado luz verde con todo lo que hemos querido hacer”, asegurando que la simplificación regulatoria será un eje central en la implementación de las nuevas disposiciones.

Normas pendientes 

“He sido el presidente del Comité Consultivo Nacional de Normalización Eléctrica y ahí dejamos pendientes seis normas oficiales mexicanas”, precisó. Entre ellas, mencionó normativas en estructura de carga, inversores de potencia y de sistemas fotovoltaicos. Actualmente, estas regulaciones están en proceso de revisión y se espera que sean sometidas a consulta pública en las próximas plenarias del Comité.

Uno de los aspectos clave abordados por Jiménez fue la necesidad de generar un entorno regulatorio que incentive la inversión privada en el sector energético. Destacó que la creación de un marco normativo claro y estable es fundamental para atraer capital extranjero y desarrollar tecnologías innovadoras.

“Cuando comienzas a darle un andamiaje regulatorio, un andamiaje legal, esos temas comienzan a despertar la atención porque se comienza a brindar lo que los abogados llaman certeza jurídica”, afirmó.

De allí, Jiménez subrayó que más allá de los incentivos económicos, la certeza jurídica y la estabilidad regulatoria son determinantes para el desarrollo de nuevos proyectos. “Si no se aterrizan desde el terreno de la política pública, de los aspectos legales y normativos, muy difícilmente esta inversión se materializa”, enfatizó.

Nueva etapa con la CNE

Respecto a la transición de facultades de la CRE a la Comisión Nacional de Energía (CNE), enfatizó que este cambio no implica una continuidad directa, sino la conformación de un organismo completamente nuevo. “La CNE no es la afirmación dialéctica de la CRE. En todo caso, es su negación histórica”, consideró.

Jiménez destacó que la transición a la CNE requerirá tiempo y acompañamiento por parte de todos los actores del sector. “Va a necesitar mucho apoyo de toda la gente, porque en el primer error todo el mundo va a salir a decir: ya, ya se los dije, no sirve”, advirtió en la parte final de su intervención en FES Mexico.

No obstante, se mostró optimista sobre el proceso y aseguró que los nuevos equipos contarán con las herramientas necesarias para llevar adelante la transformación del sector. «Está en mi voluntad, en mi deseo, que todo camine bien. Yo voy a entregar todo, tanto para que la normalización eléctrica como la regulación del sistema energético se pueda retomar tal cual. A mí no me importa quién se cuelgue la medalla. Lo que me importa es que el sistema pueda avanzar en su transformación y que eso nos haga a todos partícipes más activos».

De allí, hizo un llamado al sector privado para que se involucren en el porvenir del nuevo organismo: “Les corresponderá, creo yo, asimilar ese nuevo entendimiento en el sistema energético y hacer las propuestas que nos ayuden a fortalecer la regulación, la política y la implementación y su vigilancia; porque no puede ser posible que todavía tengamos una gran cantidad de incumplimientos en el sistema energético. Eso es lo que se va a tener que enfrentar la Comisión Nacional de Energía y entre todos creo que les podemos ayudar”, concluyó.

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