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Schletter expectante de nuevas oportunidades comerciales en República Dominicana

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Yingli Solar despliega su roadmap tecnológico en Argentina con módulos TOPCon y analiza oportunidades para parques híbridos

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Financiamiento y suministro flexible frente a las barreras locales

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

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

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

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Sungrow promueve la seguridad en nuevas instalaciones BESS

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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SL Rack cierra contratos clave para impulsar proyectos fotovoltaicos de gran envergadura

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

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

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

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

Incremento en la capacidad de producción

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

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

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

Retos y oportunidades en Latinoamérica

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

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

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

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

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

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Genneia anuncia la construcción de su cuarto parque solar en San Juan con foco en la minería

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

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

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

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

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

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

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

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H2 Chile renovó parte de su directorio con foco en agenda pro-inversión y crecimiento país

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

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

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

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

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

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

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

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Fe Energy Group consolida un portfolio de 500 MW renovables en República Dominicana

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

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

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

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

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

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

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

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

Lecciones del mercado español para el dominicano

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

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

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

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

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

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

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

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

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WEG refuerza su presencia en Argentina con tecnología BESS

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Perspectivas de crecimiento

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

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

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

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Ventus busca expandirse a Centroamérica y el Caribe

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

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

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

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

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

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

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

Participación integral en la cadena de valor

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

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

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

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

Lecciones aprendidas: regulación y desarrollo

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

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

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

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Pardow: “En enero de 2026 cumpliremos la meta de 2 GW de almacenamiento”

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

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

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

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

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

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

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

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

Cooperación regional en regulación

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

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

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

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Tecnología, regulación, financiamiento: claves para triplicar la generación distribuida en México al 2030

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

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

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

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

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

Estrategias frente al precio y avances tecnológicos

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

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

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

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

Soporte técnico y adaptación al mercado mexicano

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

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

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

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

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Solar Steel e Inver Renewable Management firman un acuerdo para el suministro de 472 MWp de seguidores solares en Perú

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

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

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

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

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

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

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El proyecto H2 Magallanes ingresó al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental de Chile

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

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

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

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

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

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Chemik, Yingli Solar y Matrix Renewables participarán del FES Iberia 2025 junto a otros líderes del sector

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

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

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

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

El evento completo de la edición FES Iberia 2024

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

Innovación tecnológica y posicionamiento estratégico

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

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

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

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

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

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

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

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

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CNE de Chile realizó leves cambios para la licitación de suministro 2025 por 1.680 GWh

La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile publicó las bases definitivas de la licitación para el suministro de energía y potencia eléctrica para abastecer los consumos de clientes sometidos a regulación de precios. 

Finalmente se subastarán 1680 GWh (80 GWh más que lo previsto en febrero 2025) a ser suministrados a partir de 2027 y solamente por un período de sólo cuatro años (hasta el 31 de diciembre de 2030 inclusive), tal como se anticipó en las bases preliminares de la licitación que se publicaron en marzo del corriente año. 

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

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

A diferencia con las bases preliminares, en esta oportunidad la Comisión Nacional de Energía de Chile modificó los volúmenes de suministro para clientes regulados a subastar en las distintas regiones del país, con mayor énfasis en el área de la licitante Mataquito y los consumos de CGE (bloque zonal 1). 

Cada oferente puede ofertar por uno o más Sub-Bloques de un Bloque de Suministro Zonal-Horario determinado, sin estar obligado a formular ofertas en la totalidad de los bloques zonales y horarios en los cuales se divide el Bloque de Suministro N°1.

Asimismo, se podrá incluir las estimaciones de inyecciones de energía provenientes de la operación de sistemas de almacenamiento considerando un único ciclo de carga y descarga diario, las cuales no deben considerar criterios de despacho económico de dichos sistemas.

Aunque cabe recordar que esta licitación de suministro no incluye beneficios aquellas ofertas que estuvieran respaldadas parcial o completamente por sistemas de almacenamiento de energía y generación renovable no variable, como sí sucedió en la convocatoria del 2023. 

Próximos pasos

El cronograma es uno de los elementos que no tuvo cambios respecto a las bases preliminares. Por lo que la presentación de ofertas por parte de las empresas generadoras se mantuvo para el miércoles 1 de octubre (las propuestas administrativas se conocerán a más tardar al día hábil siguiente) y la apertura de ofertas económicas y precio de reserva, el jueves 23/10.

Mientras que la adjudicación será el 28 de octubre; aunque de requerirse una segunda etapa, la misma estará abierta entre el 24/10 y el 29/10, fecha de asignación final de la licitación de suministro 2025/01. 

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PCR consolida su camino hacia 1 GW renovable en Argentina con proyectos de generación y transmisión

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

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

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

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

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

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

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

Expansión internacional

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

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

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

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

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Eco Green Energy fija un objetivo de ventas en 100 MW para su sistema fotovoltaico flotante Neptune

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

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

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

Estructura adaptable y de alta resistencia

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

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

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

Neptune Floating PV

Módulos solares de alto rendimiento

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

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

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

Ventajas técnicas frente a otras soluciones del mercado

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

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

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

Requisitos técnicos y ambientales del sitio

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

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

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

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

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Eco Green Energy fija un objetivo de ventas en 100 MW para su sistema fotovoltaico flotante Neptune

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

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

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

Estructura adaptable y de alta resistencia

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

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

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

Neptune Floating PV

Módulos solares de alto rendimiento

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

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

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

Ventajas técnicas frente a otras soluciones del mercado

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

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

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

Requisitos técnicos y ambientales del sitio

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

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

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

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

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Cotizaciones en alza: Pytes se prepara para dar un salto en ventas tras la regulación de baterías en México

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Daniel Canales de ACIERTA fue elegido para liderar a la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía

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

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

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

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

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

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ABRACE de Brasil: «La propuesta de reforma eléctrica del gobierno tiene méritos, pero transfiere costos a la industria»

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

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

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

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

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

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

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Key Players analizaron los catalizadores de PV + BESS en Latinoamérica

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Ya estamos en la era dorada?

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

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

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

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

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Coral Energía traza su hoja de ruta hacia 2030 con foco en contratos renovables y almacenamiento

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Sphera Energy apuesta por 2 GW de sistemas BESS en Chile y proyecta expansión internacional

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Trina Storage amplía su equipo para potenciar BESS en la región

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Sungrow expectante de nueva regulación en México que permita ajustar dimensionamientos y modelos financieros para BESS

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

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

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

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

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

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

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

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

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Gestión avanzada de inyección cero con Growatt microinversor NEO en Colombia

La transición energética en Colombia avanza hacia un modelo más descentralizado y sostenible, en el que las soluciones de autoconsumo fotovoltaico juegan un papel crucial. En este contexto, Growatt, líder global en tecnologías de generación distribuida, presenta una solución robusta y altamente eficiente para la gestión de inyección cero en instalaciones solares residenciales, comerciales y de pequeña industria, compuesta por su línea de microinversores NEO y el controlador inteligente GroHome Manager-X.

Esta tecnología responde a los requerimientos específicos del mercado colombiano, donde las normativas para la generación distribuida establecen restricciones claras en cuanto a la exportación de excedentes energéticos hacia la red pública.

En muchos casos, los sistemas fotovoltaicos deben operar bajo esquemas de autoconsumo, sin verter energía a la red, ya sea por la ausencia de contratos de inyección o por limitaciones técnicas de las redes locales. De este modo, la capacidad de implementar inyección cero de forma precisa y confiable se convierte en un aspecto fundamental para el éxito de los proyectos solares en el país.

A diferencia de las soluciones convencionales, la propuesta de Growatt integra de manera fluida la generación solar y el consumo local mediante un sistema de control dinámico, que permite regular en tiempo real la potencia entregada por los microinversores NEO.

El GroHome Manager-X es el componente central de este sistema, diseñado específicamente para gestionar la producción fotovoltaica de acuerdo con el consumo instantáneo del sitio, evitando cualquier exportación no deseada a la red pública. Este nivel de control es especialmente relevante en un entorno como el colombiano, donde la Resolución CREG 030 de 2018 y normativas complementarias regulan estrictamente la operación de los sistemas de generación distribuida.

La solución técnica de Growatt se compone de los microinversores NEO, el GroHome Manager-X y las plataformas de monitoreo ShinePhone o ShineServer. Estos elementos trabajan en conjunto para garantizar la sincronización entre la producción solar y el consumo del usuario final.

Cuando el sistema detecta un excedente de generación, el GroHome Manager-X actúa sobre los microinversores, ajustando su potencia de salida para igualarla al consumo real en el sitio. Este proceso se realiza de manera continua y adaptativa, permitiendo una inyección cero efectiva incluso en condiciones cambiantes, como variaciones en la irradiación solar o en la demanda eléctrica.

Adicionalmente, el sistema de Growatt está preparado para integrarse en proyectos solares escalables y modulares, facilitando la ampliación de la capacidad instalada conforme evolucionen las necesidades energéticas del usuario. La arquitectura modular de los microinversores NEO permite optimizar el rendimiento de cada módulo fotovoltaico, mientras que el GroHome Manager-X asegura el cumplimiento de las regulaciones sin sacrificar la eficiencia operativa del sistema.

En el contexto colombiano, donde abundan las zonas rurales o con redes eléctricas débiles, esta solución representa una herramienta estratégica para implementar proyectos solares sin la necesidad de tramitar contratos de inyección, simplificando el proceso de instalación y evitando posibles sanciones por exportación no autorizada.

Además, la capacidad de monitoreo inteligente mediante las plataformas ShinePhone y ShineServer ofrece a los usuarios y operadores información detallada sobre la producción, el consumo y el rendimiento del sistema, facilitando una gestión energética optimizada.

Finalmente, el ecosistema 100% Growatt asegura una integración fluida entre todos los componentes del sistema, desde la generación hasta el monitoreo, lo que reduce las incidencias técnicas y maximiza la confiabilidad operativa.

La solución de inyección cero de Growatt ya está disponible en Colombia a través de sus distribuidores oficiales, ofreciendo al mercado una herramienta avanzada para fortalecer el autoconsumo solar, garantizar el cumplimiento normativo y contribuir al desarrollo de un modelo energético más sostenible y resiliente.

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Brasil superó los 38 GW de potencia instalada en sistemas de generación distribuida

La generación distribuida solar en Brasil continúa a la alza, de manera que la capacidad instalada a nivel nacional creció cerca de 900 MW en el último mes y superó la barrera de los 38 GW, según información compartida por la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR).

Sólo en marzo, se registró la instalación de aproximadamente 56000 proyectos de GD, de las cuales el 99% fueron plantas fotovoltaicas, y se consolida como uno de los principales mercados mundiales de esta modalidad.

Y en el acumulado del primer trimestre del año, los sistemas solares de hasta 5 MW conectados a la red de distribución sumaron 2,1 GW de potencia, generando créditos energéticos para alrededor de 300.000 inmuebles, entre residencias, empresas, haciendas y otros establecimientos.

De este modo, la generación distribuida en Brasil se sostiene como la alternativa que domina el mercado fotovoltaico con el 68% de la capacidad fotovoltaica instalada a lo largo de 3.398.687 usuarios / generadores. 

Mientras que los proyectos de generación centralizada crecieron 457 MW con respecto al cierre de 2024 y totalizan 17659 MW (32% de la matriz solar); manteniendo los mismos porcentajes de participación de mercado que el año pasado. 

Además, la tendencia es que se mantenga a la alza estas alternativas renovables, ya que el Plan Decenal de Expansión Energética (PDE) 2034, aprobado semanas atrás por el Ministerio de Minas y Energía, prevé que la micro y mini generación distribuida (MMGD) supere los 59 GW de capacidad operativa al 2034 en en más de 4.000.000 de sistemas instalados, y que contribuya con cerca del 9% de la carga nacional. 

“La participación de fuentes ERNC en la autoproducción y generación distribuida aumentará del 16% al 21%, lo que significa que la capacidad instalada de generación eléctrica de Brasil tendrá un nivel de renovabilidad del 85% en 2034”, manifiesta el PDE 2034.

También se profundizaría la diversificación de la matriz eléctrica. Si bien disminuirá la participación hidroeléctrica, esta será compensada por el crecimiento de las tecnologías solar (más de 13 GW) y eólica (+15 GW) destinadas a parques centralizados. 

¿Cómo avanza la GD a nivel estatal? 

El sudeste de Brasil continúa a la cabeza, debido a que cuatro entidades federativas de dicha región son las principales responsables del gran impulso a la distribuida: Sao Paulo es el estado de mayor potencia operativa en la materia (5485,1 MW – 14,4% de toda la capacidad), seguido por Minas Gerais (4687,2 MW – 12,3% del total).

En tanto que Paraná (3380 MW – 8,9%) y Río Grande do Sul (3327,7 MW – 8,7%) aparecen como las otras dos entidades federativas de la zona sur de Brasil que se consolidan en tercer y cuarto lugar, respectivamente.

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GPM de Chile se asocia a la Comisión de Integración Energética Regional

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

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

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

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

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

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

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

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

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Lanzamos MPD: Nueva plataforma de datos, normativas y estadísticas sobre automoción e infraestructura de carga de vehículos eléctricos

Ante los desafíos que presenta el dinámico mercado de la movilidad, con una fuerte impronta de electrificación en la región, y la escasez de información disponible, Mobility Portal Latinoamérica lanza un producto único en su tipo: Mobility Portal Data (MPD).

Esta plataforma busca ayudar a las empresas del sector eMobility a tomar decisiones estratégicas basadas en datos confiables, informes y análisis de tendencias del mercado.

MPD está diseñada para los ejecutivos de esta pujante industria, con información exclusiva y fundamental, especialmente para aquellas firmas europeas, asiáticas y norteamericanas que buscan expandirse hacia nuevos mercados en auge, como es el caso de América Latina.   

A través de una interfaz intuitiva y ágil, la plataforma permitirá acceder a:

  • Estadísticas de ventas de vehículos en Latinoamérica (electrificados y a combustión)
  • Relevamiento de puntos de carga para vehículos eléctricos en la región
  • Normativas relevantes de cada país que pueden influir en la toma de decisiones
  • Oportunidades de negocio: licitaciones, convocatorias y nuevos programas de fomento eMobility

Conoce en detalle: 

MPD cuenta con 3 planes de suscripción, permitiendo una mayor adecuación con las necesidades del usuario. Data Explorer, el registro sin costo, ofrece acceso limitado a documentos y estadísticas, así como acceso limitado a regulaciones.

Contacta a nuestro equipo para mayor información a la siguiente dirección de correo electrónico mobilityportaldata@strategicenergycorp.com 

MPD está diseñada para los ejecutivos de esta pujante industria, con información exclusiva y fundamental, especialmente para generadoras, distribuidoras y comercializadoras de energía que buscan expandir su negocio hacia, por ejemplo, el sector de infraestructura de carga.
También para aquellas de almacenamiento, con miras al desarrollo de baterías de vehículos eléctricos, o las especializadas en hidrógeno, que observan el desarrollo tecnológico automotor hacia las energías renovables.

Más beneficios exclusivos de Mobility Portal Data para empresas de movilidad

Los tomadores de decisión de esta industria encontrarán en esta nueva herramienta información valiosa, producto de la exhaustiva y constante investigación de mercado de los analistas de MPD.

Informes técnicos, reportes de la actualidad de la industria en un formato conciso y claro, de rápida lectura y utilidad concreta.

MPD ofrece todos los datos necesarios para tomar decisiones en la industria de la movilidad. 

Otra de las grandes ventajas de esta nueva plataforma es su fácil acceso y capacidad de personalización. La disponibilidad de filtros interactivos permite visualizar de manera rápida y clara los temas de interés.

Soporte técnico y recursos educativos -incluyendo tutoriales, documentación detallada y videos explicativos- también están disponibles en MPD.

Los distintos planes de suscripción se adaptan a cada objetivo de la empresa; ya sea del rubro automoción, infraestructura de carga, operación de flotas, distribución de energía eléctrica, concesionarias automotrices, importadores y toda la red de la industria de la movilidad.

MPD es la herramienta de inteligencia de mercado de Strategic Energy Corp y promete revolucionar la manera en que se toman las decisiones importantes de la industria de la movilidad.

Research, análisis de tendencias, estadísticas ordenadas de manera precisa y clara, actualidad: todo estará al alcance de un «click».

Con Mobility Portal Data, buenas decisiones están por venir.

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Precios a la baja, nuevos modelos de negocio y autonomía energética: así avanzan los sistemas BESS en LATAM

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

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

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

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

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

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

Tendencias en precios y accesibilidad tecnológica

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

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

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

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

Modelos de negocio y ventajas operativas

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

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

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

 

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La Secretaría de Energía de Argentina prorrogó la licitación de 500 MW de baterías

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Genneia expande su capacidad renovable con un ambicioso pipeline en Argentina

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Advierten que República Dominicana requiere más incentivos para múltiples servicios de BESS

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

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

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

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

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

Evitar retrasos en los proyectos para acelerar la transición energética

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

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

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

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

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

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

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

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20 años de éxito: Solis celebra su aniversario con importantes lanzamientos en Intersolar

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

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

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

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

Características principales:

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

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

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

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

Principales capacidades:

  • Optimización de carga basada en el clima, ajustando el uso de la batería anticipadamente de acuerdo con la previsión de sol o períodos de baja producción.
  • Aprendizaje adaptativo, analizando patrones de consumo para personalizar el uso de energía a las necesidades reales del usuario.
  • Respuesta dinámica a tarifas eléctricas, cargando durante períodos de bajo costo y descargando durante tarifas pico para reducir las facturas de energía.
  • Cumplimiento de requisitos de red y precios, gestionando límites, apagones o escenarios de precios negativos con facilidad.

Mediante el análisis continuo de datos en tiempo real e históricos, Solis AI asegura que cada sistema opere en su máxima eficiencia, mejorando la independencia energética y reduciendo costos de manera automática.

Un Ecosistema Energético Completo: Residencial, Comercial, Utility

“Al reflexionar sobre estos increíbles 20 años de trayectoria, estoy profundamente agradecido a nuestros clientes, socios y al equipo de Solis, quienes han hecho posible este logro”, comentó Jimmy Wang, Presidente de Ginlong (Solis) Technologies. “Nuestro éxito siempre ha estado impulsado por una visión compartida: hacer que la energía limpia sea accesible, confiable y transformadora para todos. Nuestras soluciones han ayudado a familias a reducir sus costos de energía, apoyado a negocios en su transición hacia la sostenibilidad, y construido conexiones que siguen inspirándonos.”

“Intersolar Europe 2025 será una celebración de este camino recorrido, y una oportunidad para mostrar lo que viene: desde el lanzamiento del inversor híbrido mural más grande del mundo hasta la presentación de Solis AI. Esta es nuestra exhibición más completa en Europa hasta la fecha y marca el inicio de un futuro aún más brillante.”

Solis invita a todos los asistentes a unirse a la celebración en Intersolar Europe en Múnich, del 7 al 9 de mayo de 2025 y ser parte de 20 años de innovación, impacto y el futuro de la energía solar.

Consultas de prensa en Europa: Claire Gardner – claire@solisinverters.com

Sobre Solis: Fundada en 2005, Ginlong (Solis) Technologies (Código de Bolsa: 300763.SZ) es uno de los fabricantes de inversores string más experimentados y de mayor tamaño a nivel mundial. Bajo la marca Solis, la empresa ofrece un portafolio que utiliza tecnología innovadora para brindar una fiabilidad de primer nivel, avalada por las certificaciones internacionales más rigurosas. Con una cadena de suministro global, capacidades de I+D de clase mundial y manufactura avanzada, Ginlong optimiza sus inversores para cada mercado regional, brindando atención y soporte con experiencia local. Visite: https://www.solisinverters.com/

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Growatt lidera el camino hacia la independencia energética en Ecuador

Frente a la creciente crisis energética que afecta a Ecuador, Growatt, proveedor líder a nivel mundial en soluciones de energía distribuida, celebró el Ecuador ShineElite 2025: “Aprovechando la Eficiencia: El Futuro de la Tecnología de Almacenamiento de Energía”. Más de 50 profesionales del sector solar y almacenamiento de energía participaron en este evento realizado en Quito.

Durante 2024, Ecuador sufrió múltiples cortes de energía que totalizaron más de 300 horas sin suministro eléctrico en diversas regiones, afectando tanto a hogares como a sectores productivos. Esta situación fue provocada principalmente por la excesiva dependencia de la energía hidroeléctrica (que representa alrededor del 80% de la matriz energética del país) y por la sequía severa causada por el fenómeno de El Niño, que redujo drásticamente los niveles de las represas.

Ante este escenario, las soluciones fotovoltaicas con almacenamiento emergen como una vía imprescindible para diversificar la matriz energética, fortalecer la seguridad eléctrica y reducir la vulnerabilidad ante fenómenos climáticos extremos.

Durante el evento, Growatt presentó una amplia gama de soluciones diseñadas para las necesidades específicas del mercado ecuatoriano:

Sistemas de almacenamiento off-grid (aislados): Inversores SPF 3000TL LVM-ES y SPF 6000-18000T DVM-MPV combinados con la batería Hope 5.0L B1, ideales para zonas remotas o con red eléctrica inestable.

Sistemas híbridos: SPH 10000TL-HU-US+ALP, que permite la operación tanto en modo conectado a la red como aislado, brindando flexibilidad y autonomía energética para aplicaciones residenciales y comerciales.

Sistemas comerciales e industriales: MID-XL2 y MAC-XL, pensados para proyectos de mayor escala que requieren una gestión energética eficiente.

Además de las presentaciones técnicas, los asistentes participaron en demostraciones en vivo, incluyendo la configuración y operación de medidores inteligentes, lo que permitió a los instaladores locales adquirir habilidades prácticas para optimizar los sistemas de almacenamiento en entornos reales.

Los profesionales del sector mostraron gran entusiasmo y destacaron la relevancia de las tecnologías presentadas para enfrentar los desafíos actuales de Ecuador.

“Con los constantes cortes de energía, es crucial contar con soluciones confiables de almacenamiento que aseguren la continuidad del suministro. Las propuestas de Growatt ofrecen exactamente lo que necesitamos para nuestros clientes,” expresó el representante de un instalador local en Quito.

Growatt reafirma así su compromiso con el desarrollo del mercado ecuatoriano, aportando tecnologías de vanguardia que permiten avanzar hacia un futuro energético más seguro, independiente y sostenible.

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Trina Storage consolida su papel clave en BESS con foco en licitación de 500 MW en Argentina

Trina Storage, unidad especializada en almacenamiento energético de Trina Solar, proyecta un crecimiento decisivo en Latinoamérica con el objetivo de consolidarse como proveedor integral en sistemas BESS, en un contexto regional que avanza con fuerza hacia la transición energética. 

Con más de 27 años de trayectoria en fabricación de módulos fotovoltaicos y una integración horizontal que suma trackers y sistemas de almacenamiento, la compañía da un paso más hacia su evolución como actor de soluciones integrales.

Actualmente, todas las miradas están puestas en Argentina, donde Trina Storage participará de la licitación pública “AlmaGBA”, una convocatoria clave para adjudicar 500 MW en sistemas de baterías en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

“La licitación viene a gatillar los primeros despliegues de storage y tenemos mucha esperanza de que el proceso funcione bien. Veo mucho interés de los proponentes y competidores, con lo cual el proceso será muy positivo”, resaltó Luciano Silva, gerente de producto e ingeniería para Latinoamérica de Trina Storage, durante una entrevista destacada en Future Energy Summit (FES) Argentina. 

El papel que asumirá Trina Storage en esta convocatoria será el de proveedor integral. La empresa se define como un fabricante verticalmente integrado, capaz de entregar desde las celdas hasta los contenedores, e incluso desempeñar funciones de diseño e integración de plantas BESS. 

“Empaquetamos en un único contrato de suministro todos los equipos necesarios para una planta BESS funcional, además de poder ofrecer contratos de servicio para mantenimiento una vez que el proyecto esté operativo”, aseguró Silva. 

Uno de los valores agregados más relevantes para Trina Storage reside en su capacidad industrial y el soporte local. Por ejemplo, en Chile ya cerraron cerca de 2 GWh de suministro y posee un equipo de más de 16 personas exclusivamente dedicado a BES. Por lo que la capacidad técnica y comercial se presenta como clave para acompañar el desarrollo de los primeros proyectos en mercados que recién comienzan a implementar este tipo de soluciones.

La licitación “AlmaGBA” permanecerá abierta hasta el 10 de junio, día en que se realizará la apertura de sobres A. La apertura de sobres B está prevista para el 15 de julio, y la adjudicación será el 23/7, lo que habilitará la firma de contratos a partir del 28 del mismo mes.

Los proyectos a presentar deberán ofrecer entre 10 MW y 150 MW de potencia, con una fecha máxima de habilitación comercial al 31 de diciembre de 2028, aunque el 1 de enero de 2027 se establece como fecha objetivo para el inicio del cómputo contractual.

Trina Storage apuesta fuerte en este proceso con su solución Elementa 2, un sistema de almacenamiento de entre 4 y 5 MWh por contenedor de 20 pies, que redefine los estándares del mercado en términos de eficiencia y densidad energética. Este producto incorpora tecnologías avanzadas como enfriadores multimodales, estructuras de transferencia térmica, topologías de flujo de tuberías y estrategias dinámicas de control de temperatura, lo que permite optimizar el rendimiento incluso en condiciones operativas exigentes.

Reforzar los mercados

La compañía apunta a consolidar su liderazgo regional, con mayor presencia en Chile y trabajar con más clientes en el continuado ascenso de despliegue de la tecnología BESS”, de modo que, desde su base operativa en Santiago, está desplegando su estrategia de internacionalización con equipos comerciales ya establecidos en México y Brasil, mercados identificados como prioritarios en esta segunda ola de expansión.

Argentina también forma parte de ese plan estratégico, y la participación en la licitación es apenas el primer paso. “Vamos a ofertar y atender al sector, de manera que ya estamos trabajando con los principales actores del segmento de la generación para esta licitación del AMBA”, indicó el gerente regional, anticipando que Trina Storage está considerando establecer un equipo local en el país este mismo año, o una vez que comiencen a ejecutarse los proyectos adjudicados.

“Somos un partner integral para todas las etapas del desarrollo de proyectos”, concluyó Silva, reforzando la visión de la compañía de convertirse en uno de los proveedores líderes del continente en soluciones BESS, apoyando la transición energética de manera eficaz, competitiva y con un respaldo técnico presente en cada etapa del proceso.

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Incertidumbre en la antesala de la licitación de distribuidoras en República Dominicana

Katherine Rosa, socia de Energía y Financiamiento de Proyectos de Jiménez Peña Advisors, tuvo una participación destacada en el panel de debate «Financiación de proyectos renovables con almacenamiento en América Central y el Caribe» del evento Future Energy Summit (FES) Central America & The Caribbean.

Allí expresó su preocupación sobre los retos que tienen los proyectos de energías renovables con baterías para lograr el cierre financiero y remarcó que la falta de claridad sobre el esquema de contratación en República Dominicana mantiene en vilo a los desarrolladores de proyectos renovables. 

“Todavía no hemos conseguido que se traduzca a que los organismos internacionales, multilaterales y agencias de crédito se animen a tomar el riesgo de financiamiento sin PPA en el país. Por lo tanto está por verse, que se haga el análisis y podamos diversificar. Quizás la banca local pueda estar un poco más abocada a conocer el riego de forma más cercana”, indicó. 

La situación se complejiza en la antesala de una licitación de las distribuidoras que genera un manto de incertidumbre sobre si convivirá el mecanismo de contratación directa que se logra luego de obtener concesiones provisionales y concesiones definitivas. 

“Pero en un escenario con un cambio de tecnología, introduciendo un nuevo factor como el almacenamiento y sin predictibilidad en cuanto a los precios que se estarán pagando a la forma de compensación, es muy difícil pedir un financiamiento sin un PPA”, agregó. 

Esta situación dificulta atraer financiamiento externo, especialmente de instituciones que no operan en el mercado local. Aún más si se tienen en cuenta los cambios en las condiciones para la integración de almacenamiento, que hoy indica una exigencia del 50% a proyectos de energías renovables variables superiores a 20 MW y solo con claridad en la remuneración de arbitraje y regulación primaria y secundaria de frecuencia en el país. 

“La clave definitivamente sería que si el modelo va a ser la licitación, esperaríamos que basados en la cantidad de proyectos que ya tienen concesión definitiva en este momento, que sea por lo menos en este segundo trimestre del año donde salga esa convocatoria; porque hay un tema de oportunidad, permisos ya obtenidos y plazos concedidos que implicaría una burocracia compleja para que todos los proyectos pudieran acceder con los términos de un pliego de licitación que se establezca”, subrayó la especialista. 

Para destrabar el desarrollo de proyectos con baterías, Jiménez Peña Advisors identifica dos aspectos clave. Primero, debe haber claridad sobre el uso del almacenamiento, si será para apoyar a las renovables en el manejo de picos de demanda y despacho en horas sin generación. 

Mientras que el segundo punto crítico es la definición del esquema de remuneración y cómo operarán dentro del sistema, dado que la falta de criterios claros genera dudas. “Es un reto saber si las baterías tendrán prioridad de despacho por encima de la térmica, porque todo eso entra en el análisis económico de los proyectos”, enfatizó Rosa.

Otro obstáculo frecuente es la falta de certezas respecto al punto de interconexión y la relevancia de que un proyecto aprobado mantengan su punto de interconexión reservado mientras se estructura y financia. Hecho que “daría claridad y tranquilidad en todo el proceso” hasta que el proyecto se construya. 

Por otro lado, la socia de Energía y Financiamiento de Proyectos de Jiménez Peña Advisor brindó una serie de recomendaciones al momento de elaborar los contratos financieros de sistemas BESS, los cuales deben contemplan nuevas variables a comparación de los PPA renovables tradicionales.

“Hay que definir qué pasa con la degradación de las baterías, cómo se cubre la pérdida de valor y el lucro cesante si no puede haber despacho por un tema del sistema”, precisó Rosa. 

Asimismo, se deben reforzar las coberturas de seguros, considerando riesgos asociados a la instalación, transporte y uso de los sistemas BESS. Desde el punto de vista financiero, es indispensable calcular la rentabilidad que aportará el almacenamiento al modelo económico del proyecto.

“El financiador debe garantizar que haya existido la negociación original sobre estos aspectos”, concluyó la especialista. 

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Andes Solar gana mercado con nuevos proyectos fotovoltaicos en Perú

Andes Solar proyecta un crecimiento sostenido en Perú, apostando por desarrollos con energías renovables, innovación tecnológica y un compromiso firme con la transición energética.

A pocos años de haber ingresado al mercado peruano, la compañía ya contabiliza 15 MW entre proyectos instalados y en construcción, y avanza con una cartera activa de cotizaciones en distintos sectores productivos.

Entre sus proyectos destacados se encuentra la ejecución de una instalación fotovoltaica en cubierta de 1.5 MW, que califica como el rooftop más grande ubicado en un centro logístico de Perú. Pero aquello no sería todo.

Andes Solar refuerza su presencia en el mercado peruano tras conectar su proyecto en suelo más grande. Se trata de la planta solar Villacurí, un proyecto de 13 MWp que se posiciona como el más emblemático para compañía en estos momentos.

“Ya estamos inyectando toda la energía solar a la red de distribución de CVC Energía”, destaca Daniela Schweiger, gerente comercial de Andes Solar Perú, sobre la planta ubicada en Ica.

planta solar Villacurí de 13 MWp

Daniela Schweiger, gerente comercial de Andes Solar Perú

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Daniela Schweiger, gerente comercial de Andes Solar Perú

En diálogo con Energía Estratégica, la gerente comercial subraya que este proyecto es un logro para el avance del modelo de generación descentralizada en el país y también para la empresa, que dio un salto en los objetivos que se fijaron en el mercado.

“En estos dos años hemos podido posicionarnos como un actor clave en generación distribuida y autoconsumo”, afirma Schweiger.

La compañía se encuentra impulsando más soluciones tanto para grandes empresas del sector energético como para industrias logísticas, mineras y agroindustriales.

“Buscamos fortalecer nuestra posición en estos rubros, porque también es nuestro core business”, señala, haciendo referencia al enfoque y know-how que ha adquirido la compañía desde sus inicios en Chile, donde ha trabajado más de 12 años.

En este nuevo mercado, la referente comercial pone especial atención en el desarrollo del sector agroindustrial y minero, aunque resalta la necesidad de un marco regulatorio más claro para proyectos de mediana escala.

“Vemos que Perú tiene gran potencial para generación distribuida, pero actualmente la regulación se enfocaría más en temas residenciales”, advierte Schweiger. En este sentido, considera clave la implementación de un modelo similar al PMGDs de Chile para impulsar el mercado peruano.

Los cambios ya estarían llegando. La reciente modificación de la Ley 28.832 es un ejemplo de ello. Schweiger valora el avance en la separación entre potencia y energía, modificaciones en los bloques horarios, entre otros aspectos que podrían contribuir a la competitividad en el sector eléctrico.

“Con esa modificación no se busca dar preferencia directa a las renovables, sino fomentar una competencia sana entre todas las fuentes de generación”, explica. Además, anticipa que este nuevo escenario atraerá más inversiones y dinamizará proyectos utility scale, un segmento en el que Andes Solar está dispuesto a participar.

“Pueden ser paquetes o montajes puntuales de utility scale de hasta 50 MW. Estamos totalmente abiertos de hacer esos de esos EPC”, anticipa.

Sobre montajes puntuales, Schweiger explica que están interesados en aplicaciones como las agrovoltaicas y las plantas solares flotantes, que permiten un doble uso del suelo o cuerpos de agua, optimizando espacios para la generación de energía en zonas remotas.

“Quisiéramos compartir más nuestra experiencia en esas tecnologías, porque el Perú es un país agroindustrial y hay mucho potencial”, sostiene Schweiger.

Finalmente, la gerente comercial destaca que el rol que busca Andes Solar en el mercado no se reduce a solo la ingeniería o construcción de proyectos, buscan impulsar soluciones integrales que tengan un impacto positivo en el desarrollo de las comunidades, como contribuir a la electrificación rural, involucrarse con generar puestos de trabajo, no solamente para la instalación y la operación y mantenimiento de las plantas, y mejorar las condiciones especialmente de las mujeres en contextos de pobreza energética.

Megaevento en Perú

Future Energy Summit (FES) llevará a cabo un megaevento de energías renovables en el Perú el próximo 29 de septiembre, el cual promete reunir a cientos de ejecutivos y ejecutivas de sector, tal como lo viene haciendo en otras latitudes.

En febrero más de 500 líderes del sector participaron en Argentina del primer encuentro FES del año, en un momento en el que el sector energético aguardaba por la actualización de nuevos mecanismos del MATER, la definición de nuevas obras de transporte eléctrico y de la licitación pública de aproximadamente 500 MW de potencia de sistemas de baterías.

Luego, en marzo la gira continuó con FES México y FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluaron la realidad del mercado y excedieron a anuncios exclusivos del sector público local y regional.

Cabe destacar que los encuentros cuentan con espacios exclusivos de networking ideales para explorar sinergias y nuevos negocios.

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

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ACERA reafirma que Chile puede operar su sistema eléctrico sin emisiones antes del 2040

Chile podría anticipar su transición energética y operar su sistema eléctrico sin emisiones incluso antes del 2040. Así lo confirmó el estudio presentado por la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), que actualiza las proyecciones realizadas en 2021 y plantea un nuevo escenario para la descarbonización del país.

“Incluso, el análisis muestra que una operación net-zero al 2035 es viable, segura y eficiente, siempre que tomemos decisiones ahora y contemos con las inversiones habilitantes necesarias”, aseguró el presidente de ACERA, Sergio del Campo, durante el lanzamiento del estudio “Análisis costo / beneficio de potenciales trayectorias hacia una operación cero emisiones del sistema eléctrico nacional”.

El análisis entrega cifras concretas para la planificación del sector energético chileno, de manera que se proyecta la incorporación de más de 60 GW de nueva capacidad instalada de generación renovable y sistemas de baterías hacia 2040, lo que implica duplicar la capacidad actual. 

Además, todos los escenarios prevén una duplicación de la capacidad de transmisión, aspecto clave para maximizar el aprovechamiento de los recursos renovables.

El estudio también destaca que una mayor penetración de energías renovables no convencionales (ERNC) permitiría una reducción de hasta el 20% en los costos unitarios del sistema. Para ello, se requieren inversiones significativas en tecnologías renovables y almacenamiento, con la necesidad de sumar 11 GW adicionales para 2030 y alcanzar cerca de 60 GW en 2040. 

El almacenamiento jugará un rol estratégico, contemplando baterías de 2 y 4 horas y plantas hidráulicas de bombeo de 18 horas, que asegurarán respaldo en períodos de baja generación solar, de manera que la demanda de sistemas de almacenamiento oscilaría entre 10 y 20 GW.

Uno de los pilares del estudio es la viabilidad del retiro del gas natural y de las centrales a carbón. “El retiro del gas es técnica y económicamente viable, siempre que exista adecuada planificación de generación, transmisión y almacenamiento”, afirmó Del Campo.

El cierre de las plantas a carbón está previsto para 2032, lo que permitirá una fuerte reducción de emisiones de CO₂. Posteriormente, en los escenarios más ambiciosos, el retiro de las plantas a gas en 2035 es factible, aunque demandará más de 21 GW adicionales en renovables y almacenamiento hacia el final de la próxima década. A pesar del crecimiento de la demanda entre 2035 y 2040, todos los escenarios confirman una reducción sostenida de gases de efecto invernadero.

Demanda flexible: el actor central del sistema futuro

El estudio subraya que la gestión de la demanda será clave para el funcionamiento eficiente del sistema eléctrico descarbonizado. La incorporación del transporte eléctrico y la producción de hidrógeno verde potenciarán este modelo; por lo que requieren decisiones estratégicas a tiempo para lograr mejoras económicas y técnicas. 

“De todos modos. Si no se cambia el rumbo, se generarán mayores riesgos económicos y técnicos. Las decisiones subóptimas de hoy pueden comprometer la resiliencia del sistema de mañana”, insistió el presidente de ACERA.

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EGE Haina impulsa el mayor parque de hibridación eólico y solar de República Dominicana

La Empresa Generadora de Electricidad Haina (EGE Haina), la empresa eléctrica público-privada más grande de la República Dominicana, avanza en su proceso de descarbonización e incremento de activos operativos al 2030.

Actualmente, EGE Haina cuenta con 466 MW renovables instalados, que representan el 38% del total de su capacidad instalada, y todos ellos están respaldados por contratos de mediano y largo plazo.

Aquella dinámica de confianza entre el sector privado y el Estado ha sido clave para que EGE Haina proyecte alcanzar 1.000 MW renovables al 2030, de acuerdo a su plan estratégico definido desde 2019. A partir de allí, 625 MW adicionales están en proceso de permisos, combinando tecnologías solares y eólicas para garantizar diversificación tecnológica y estabilidad de la red.

En el marco del encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Rosina Hernández, directora de Mercado Eléctrico de EGE Haina, anticipó: “Vamos a tener el mayor parque de hibridación de República Dominicana”.

Se trata de una infraestructura compuesta por tres bloques: el Parque Solar Esperanza I (76 MW), ya operativo; el Parque Solar Esperanza II, con 48.29 MW en fase avanzada de construcción; y el Parque Eólico Esperanza, que aportará 49.5 MW y tiene previsto entrar en operación en el segundo semestre de 2026.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) ya otorgó concesiones definitivas para estos desarrollos. En particular, el Parque Esperanza I cuenta con contrato de compraventa de energía firmado con el Gobierno, mientras que el bloque Esperanza II y el parque eólico también disponen del respaldo institucional necesario para avanzar hacia la operación.

Los trabajos en la instalación están avanzados principalmente en el proyecto solar. No obstante, también se registran progresos en el de tecnología eólica. Según Hernández, el equipo técnico ya se encuentra en la etapa de cimentación de las fundaciones de los aerogeneradores, que serán provistos por la firma Vestas.

La compañía también evalúa la instalación de sistemas de almacenamiento en baterías, no solo como complemento a sus plantas solares, sino también como solución de regulación de frecuencia y mecanismo para reducir las restricciones de transmisión. En este sentido, la ejecutiva remarcó:
“Estamos analizando también como proyectos de instalación stand alone para poder ayudar a las restricciones o eficientizar las restricciones de transmisión”.

Otra de las novedades estratégicas para este año es la próxima participación en la licitación nacional anunciada por el Ministerio durante el FES Caribe. EGE Haina tiene proyectos en carpeta listos para ser presentados, con o sin almacenamiento asociado: “Ya ahora en el 2025 esperamos muy ávido, me imagino como todos, el lanzamiento de la licitación que ya anunció nuestro ministro”, comentó Hernández.

Además de las renovables, la compañía está culminando el ciclo de ampliación de su central SIBA, un proyecto de 68 MW en gas natural con dos recuperadoras de calor, orientado a mejorar la eficiencia sin aumentar el consumo de combustible.

“Lo que van a hacer es incrementar la capacidad de la central e incrementar la eficiencia sin incrementar el uso de combustibles”, señaló la directora de Mercado Eléctrico.

“Estamos bastante afianzados aquí en apoyar la transición de la matriz energética de la República Dominicana”, afirmó Hernández haciendo aquel repaso de proyectos en su cartera que contribuirían a la descarbonización de la economía dominicana desde el sector eléctrico.

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Se inaugura el primer sistema BESS stand-alone a gran escala de Chile y Latinoamérica

BESS del Desierto es el nombre de la primera central BESS Stand-Alone de gran escala de Chile y América Latina, que realizó su ceremonia de inauguración este jueves 24 de abril en la comuna de María Elena, Región de Antofagasta. En el evento, más de 100 personas, entre referentes y autoridades de la industria energética, se reunieron en pleno Desierto de Atacama para participar de este nuevo hito para el mercado eléctrico, que llega de la mano de Atlas Renewable Energy.

Gracias a su modalidad de almacenamiento stand-alone, este sistema operará de forma completamente independiente y autónoma. Cuenta con una capacidad instalada de 200 MW y 800 MWh de almacenamiento, lo que equivale a la energía necesaria para movilizar cerca de 2.500 buses eléctricos de transporte público urbano con más de 500.000 km de autonomía, o recorrer más de 100 veces la longitud de Chile.

Emplazada en más de tres hectáreas, BESS del Desierto optimizará -a través de sus 320 baterías- el uso de energía solar, almacenándola en horarios de abundancia y reinyectándola a la red en momentos de alta demanda. Se estima que la central podrá reinyectar alrededor de 280 GWh anuales a la red eléctrica, reduciendo -además- los vertimientos de energía renovable y fortaleciendo la estabilidad del sistema eléctrico nacional que tanto requiere el país.

BESS del Desierto comenzó su construcción en 2024 y convocó a un equipo proveniente de las comunidades de María Elena, Tocopilla y Calama, alcanzando un peak de aproximadamente 200 trabajadores. El 25% de la mano de obra correspondió a mujeres, quienes participaron en distintas etapas del proyecto. Durante el desarrollo, se realizaron más de 1.300 descargas de equipos y fundaciones, sin registrar incidentes con daño de materiales ni accidentes laborales.

La actividad contó con la presencia del co-fundador y CEO de Atlas Renewable Energy, Carlos “Ucho” Barrera, quien destacó: “BESS del Desierto representa un hito para la transición energética de América Latina. Con esta tecnología, podemos almacenar energía solar durante el día y entregarla durante la noche, resolviendo uno de los principales desafíos de las energías renovables: la intermitencia. Esto nos permite ofrecer a nuestros clientes industriales—como centros de datos, minería y manufactura—una fuente de energía más estable limpia y confiable las 24 horas del día. Es un paso firme hacia una matriz energética más moderna, resiliente y sostenible.”

En esa misma línea, Alfredo Solar, Regional Manager de Chile y el Cono Sur de Atlas Renewable Energy, destacó la importancia que este proyecto representa para Chile, agregando que «BESS del Desierto no es sólo un hito para nuestra compañía, sino que también para Chile. Y hemos logrado dar este paso gracias a un alineado trabajo con los territorios, al respaldo de importantes instituciones financieras, que han visto en Atlas una compañía segura para impulsar el desarrollo de energías renovables y almacenamiento en el país, como también por las grandes industrias y empresas que han confiado en nosotros como sus aliados estratégicos en el suministro de energía. El almacenamiento es una solución tecnológica innovadora que nos permite seguir avanzando en nuestra transición segura, confiable y estable, permitiendo aprovechar al máximo nuestros recursos naturales que hoy, gran parte de ellos, se están perdiendo a causa de los altos vertimientos. Como Atlas, nuestro compromiso es seguir entregando respuestas concretas a los desafíos que nos impone el segundo tiempo de la transformación energética».

Por su parte, el ministro de Energía, Diego Pardow, durante su participación en la ceremonia señaló: “Hoy hay en operación 950 megas y, con BESS del Desierto, vamos a superar ese umbral. A enero de 2026, habremos alcanzado una meta que inicialmente estaba proyectada para dentro de cinco años. Este es el único proyecto stand-alone con el 100% de su capacidad contratada, lo que requirió un esfuerzo importante desde el punto de vista financiero y legal. Felicitaciones, este es un gran hito. Sigamos trabajando juntos”.

Otro actor relevante fue EMOAC, el brazo comercializador de energía de COPEC, con quienes Atlas firmó un acuerdo de compraventa de energía (PPA) por 15 años para BESS del Desierto en marzo de 2024. Vannia Toro, Gerenta General Copec-EMOAC, comentó al respecto que “gran parte de esta energía será utilizada por Copec-EMOAC para impulsar el transporte público eléctrico del país. Más de 27 electroterminales serán abastecidos con esta energía, permitiendo operar cerca de 2.500 buses eléctricos. Cada uno podrá recorrer hasta 69 mil kilómetros al año, lo que equivale a cruzar Chile de norte a sur unas 14 o 15 veces. Este es un ejemplo concreto de cómo avanzamos hacia un modelo energético más innovador, eficiente y con impacto social positivo”.

La ceremonia contó también con la participación de autoridades regionales como la Seremi de Energía de Antofagasta, Dafne Pino; el Seremi de Economía de Antofagasta, Matías Muñoz; el Administrador Municipal, Cristián Gallardo; representantes empresariales, gremiales, académicos, líderes comunitarios, una comitiva de Brasil y ejecutivos de Atlas Renewable Energy de Latinoamérica.

COMITIVA DE BRASIL

Brasil, país clave en el desarrollo energético de Latinoamérica, está explorando la implementación de sistemas de almacenamiento. En ese contexto, una delegación de altos ejecutivos y periodistas brasileños viajó a Chile para conocer BESS del Desierto, el proyecto de baterías más grande de la región.

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¿Cuáles son los próximos pasos para el avance de la licitación de distribuidoras en República Dominicana?

La República Dominicana se prepara para lanzar una nueva licitación de generación eléctrica liderada por las distribuidoras, con un fuerte enfoque en energías renovables y sistemas de almacenamiento. Según confirma el superintendente de Electricidad, Andrés Astacio, el proceso podría iniciarse y concluir dentro de este año.

Durante una entrevista audiovisual concedida en el marco del Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Astacio detalla que el rol de la Superintendencia será clave en la fiscalización y supervisión de cada etapa.

“El banderazo de salida se dará cuando las distribuidoras nos presenten los pliegos de condiciones sobre los cuales ellos pretenden contratar”, manifiesta el titular de la Superintendencia de Electricidad (SIE).

La legislación dominicana establece que las distribuidoras deben respaldar el 80% de su demanda mediante contratos de largo plazo, mientras que el 20% restante se destina al mercado spot. En este sentido, la autoridad reguladora evaluará que la potencia a contratar que las distribuidoras le presenten esté alineada con las proyecciones de crecimiento de la demanda.

Además, el regulador enfatiza: “Nosotros vemos que los términos de licitación promuevan los principios generales de contratación que debe preservar el Estado dominicano: pluralidad de agentes oferentes, competitividad en precios y que los oferentes cumplan con las condiciones y capacidades técnicas para construir y operar los proyectos”.

Desde la Superintendencia aseguran que el análisis de los pliegos no superará los 60 días, de acuerdo con experiencias previas en procesos similares. Esta agilidad permitiría que la convocatoria vea la luz en los próximos meses, abriendo oportunidades para nuevos desarrollos en el sector.

El ser consultado sobre los plazos hasta la adjudicación, Astacio asegura que “perfectamente se puede lanzar y cerrar en este año”, dejando en manos de las distribuidoras el inicio formal del proceso.

Competencia para renovables y almacenamiento

El funcionario explica que, si bien en el pasado las licitaciones estaban orientadas principalmente a proyectos térmicos, el contexto actual impulsa un cambio. La madurez tecnológica alcanzada por las energías renovables y el almacenamiento permite su incorporación bajo esquemas competitivos.

Astacio aclara que las licitaciones de renovables y térmicas las recomienda por separado en este mercado, para facilitar la evaluación técnica y económica. “Es más fácil la comparación de manzanas con manzanas, porque no es lo mismo operar una central térmica que una renovable”, sostiene.

El superintendente adelanta que no se prevén nuevas licitaciones térmicas este año, ya que el país está avanzando en la construcción de cuatro proyectos que cubrirán las necesidades en este segmento durante los próximos tres o cuatro años. La prioridad ahora es complementar esa capacidad con generación renovable y soluciones de almacenamiento.

El objetivo del Gobierno es claro: fomentar la inversión mediante la competencia, considerada como el mecanismo más eficiente para optimizar precios y calidad del servicio. Esta visión coincide con las declaraciones de otros referentes del sector, quienes destacan que el desarrollo de proyectos mediante licitaciones transparentes es clave para atraer más capital privado y acelerar la transición energética.

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Chemik proyecta avances en Argentina mientras expande su posicionamiento en Latinoamérica

Con más de 4 GW instalados a nivel global, Chemik Group continúa consolidando su posición como referente en soluciones tecnológicas para el desarrollo de energías renovables, enfocando su estrategia en Latinoamérica. 

La compañía española, reconocida por sus innovaciones que optimizan los costos operativos y de inversión, apuesta por una presencia temprana en mercados emergentes como el argentino, donde prevé un crecimiento significativo hacia finales de 2025.

El Chief Strategy Officer (CSO) de Chemik, Héctor Erdociain, brindó una entrevista destacada durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina y resaltó la importancia de acompañar a los desarrolladores desde las primeras fases de los proyectos para maximizar los procesos. 

“Necesitamos estar temprano en los mercados y estar cerca de los desarrolladores para explicar los aportes de valor que dan nuestros productos diferenciales en sus proyectos”, afirmó el directivo. 

Esta estrategia responde a la dinámica particular de la región, donde la política energética y los procesos de permisología varían de manera considerable entre países, generando una constante necesidad de adaptación por parte de los fabricantes.

Chemik ya cuenta con una sólida presencia en países como Brasil, Chile, Colombia y Perú, además de explorar oportunidades en Centroamérica y consolidar proyectos emblemáticos en Puerto Rico y España. 

En este contexto, la empresa ha iniciado el suministro de su sistema Chekness para un proyecto de 465 MW en Perú, reforzando su posicionamiento regional. 

Mientras que el desembarco en Argentina responde a una visión de largo plazo, de manera que la compañía proyecta que el mercado argentino ofrecerá oportunidades concretas a partir del final del corriente año, cuando se espera que los desarrolladores y generadores comiencen a materializar inversiones. 

“Espero que para el cuarto trimestre del 2025 empecemos a ver mayores avances y oportunidades reales para la compañía”, manifestó Erdociain, señalando que la clave está en que los actores locales tomen la decisión de impulsar los proyectos para que los fabricantes puedan intervenir con sus soluciones.

La oferta tecnológica de Chemik se centra en la optimización de CAPEX y OPEX, factores determinantes para facilitar la financiación de proyectos renovables. Por ejemplo, el sistema Chekness, lanzado en 2022, ya ha alcanzado los 4 GW instalados

Esta solución no invasiva permite la monitorización de la corriente en los cables de los strings fotovoltaicos sin necesidad de desconexión, y se alimenta de su propio módulo solar, lo que reduce significativamente los tiempos y costos operativos, generando un impacto directo en la rentabilidad de las plantas solares.

A esta tecnología se suma el String Plus, lanzado en 2024, que optimiza la configuración de los strings evitando la tensión de circuito abierto y aumentando su capacidad. Este ajuste técnico permite ahorros del 4% al 5% en el CAPEX total de los proyectos, gracias a la reducción de costos en trackers, cableado, zanjas y cajas, así como en la mano de obra.

“Toda la mejora que tenemos en el sistema de construcción del proyecto, en el OPEX y el CAPEX, mejorará a que la financiación también sea más fácil si el proyecto en cuestión es más económico”, concluyó el CSO de Chemik.

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Con 716 MW en desarrollo y alianzas clave, Goldwind afianza su presencia en el mercado argentino

Goldwind desarrolla actualmente tres parques eólicos en Argentina y prevé duplicar su capacidad instalada para fines de 2026. La compañía ya cuenta con cinco parques en operación —iniciados entre 2020 y 2021— y avanza en nuevos proyectos en distintas regiones del país.

Fernando Errea, Gerente de Ventas de Goldwind Argentina, compartió detalles en el marco del Future Energy Summit (FES) Argentina 2025, evento que reunió a más de 500 ejecutivos del sector en Buenos Aires. Allí indicó que el parque eólico La Flecha, desarrollado junto con Aluar, tendrá una capacidad instalada de 354 MW, lo que lo convierte en el de mayor potencia del país. “Ya estamos ejecutando la fase de entrega de equipamiento y hemos recibido recientemente el segundo buque en Argentina”, detalló Errea.

En paralelo, la empresa trabaja en el parque eólico Trelew, en colaboración con Genneia. “Es un hito haber firmado con el mayor generador de energías renovables del país”, expresó el ejecutivo. Además, confirmó que se encuentran muy satisfechos con el avance del proyecto, que refuerza su presencia en la región patagónica.

El tercer parque en construcción se ubica en Tierra del Fuego, y es desarrollado junto con Total Energies. “Es el primer acuerdo global entre ambas empresas, y para nosotros tiene un valor estratégico por tratarse de un cliente clave a nivel internacional”, puntualizó Errea. El proyecto, que incluye dos turbinas en una red aislada, presenta desafíos técnicos relevantes, particularmente por las condiciones climáticas extremas y la necesidad de integrar sistemas de almacenamiento con baterías.

La combinación entre ubicación remota, condiciones meteorológicas y complejidad operativa lo convierte en un proyecto exigente”, explicó. A pesar de los retos, Goldwind planea comenzar la operación comercial del parque durante 2024.

Regulación e infraestructura: oportunidades y desafíos

Consultado sobre el panorama regulatorio actual, Errea expresó que la liberalización del mercado eléctrico es vista como una medida necesaria, aunque todavía genera incertidumbre. “Hay falta de claridad en los detalles regulatorios, lo que ha llevado a que algunos proyectos se pausen temporalmente hasta que haya definiciones más precisas”, advirtió.

Además, remarcó la importancia de resolver los déficits estructurales en infraestructura eléctrica: “Es imprescindible contar con redes de transmisión robustas para que cualquier tecnología de generación pueda ser integrada al sistema”.

Perspectiva sobre almacenamiento energético

La reciente licitación de baterías lanzada por el gobierno fue valorada positivamente por Goldwind. “Es una iniciativa alineada con las tendencias globales”, sostuvo Errea, y recordó que el proyecto previo en el AMBA, enfocado en la estabilidad del sistema, había sido un primer paso relevante. Si bien la nueva licitación no resolverá todos los desafíos estructurales, sí representa un avance clave para consolidar la integración de renovables en la matriz energética argentina.

El almacenamiento es un componente central del futuro energético en Argentina y en el mundo”, concluyó.

Próxima cita: FES Iberia 2025

Luego de la parada de FES Argentina 2025, uno de los próximos hitos para la industria será el Future Energy Summit – FES Iberia 2025, que se celebrará el 24 de junio en Madrid, en el Colegio Caminos, Auditorio Betancourt. El evento, en su tercera edición, reunirá a más de 400 ejecutivos del sector público y privado, consolidándose como foro estratégico para definir oportunidades energéticas en Europa y Latinoamérica. Más información: FES Iberia.

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La clave para evitar fallos en renovables: el método de análisis que reduce riesgos y costos

¿Qué es un análisis de causa raíz, (RCA en inglés)?

Un análisis de causa raíz (RCA) es un proceso sistemático que se utiliza para identificar las causas subyacentes de un evento, rotura o fallo.

Los fallos pueden tener consecuencias significativas para los propietarios de los activos de cualquier industria que se trate, tanto en términos de seguridad, continuidad en la producción y operación y un serio impacto financiero.

El RCA se basa en un “enfoque” sistemático, iterativo y científico que, utilizando una serie de principios, técnicas, metodologías y herramientas profundiza en encontrar la relación entre “causa y efecto” de un fallo.

¿Cuáles deben ser los objetivos al realizar un análisis RCA?

Los objetivos fundamentales se podrían resumir en:

  • Identificar las causas físicas, humanas y latentes que derivaron en el fallo (rotura, incendio, desgaste, etc.)
  • Abordar las causas subyacentes del problema, en lugar de las causas superficiales o transitorias
  • Minimizar la probabilidad de repetición de ocurrencia del fallo
  • Resolver el problema y detectar oportunidades de mejora para evitar fallos futuros.

¿Qué errores comunes se evitan al resolver la resolución de un fallo aplicando el método RCA?

 Se evitan dos errores que son muy comunes en la resolución de problemas:

  1. Evitar la búsqueda de culpables

Error que apunta a pensar que un determinado fallo o avería se podría haber evitado, cambiando la persona (mantenedor, operador, supervisor etc), lo cual no siempre es cierto. Las fallas tienen multivariedad de causas concatenadas, y no son solo responsabilidad de individuos, cambiar la persona no nos va a “garantizar” que el fallo no se repita.

  1. Evitar el sesgo de confirmación

Se trata de un comportamiento  “no-consciente”, que hace que, ante la aparición de una falla, rotura etc., las personas busquen, interpreten y recuerden información que confirme sus creencias o hipótesis. Este sesgo también lleva a ignorar y/o descartar toda información que contradiga sus creencias.

Este error muy común, se comete cuando se trata de buscar la “causa” del fallo, con gente de la misma organización (industria, fábrica, planta de generación etc.), que no tiene la “objetividad” necesaria para realizar un análisis completo.

¿En que consiste la metodología del RCA?

En aplicar en una serie de pasos, resumidos en la Standard IEC 62740 -2015, que consisten en:

  1. Comprender y establecer los objetivos y alcances de la investigación
  2. Entender claramente la falla
  3. Identificar objetiva y claramente todas las posibles causas raíz
  4. Evaluar el grado de probabilidad de cada causa raíz
  5. Identificar la(s) causa(s) raíz más probable(s)
  6. Identificar todas las posibles acciones correctivas
  7. Seleccionar y evaluar la eficacia de cada acción correctiva

Proceso de RCA de acuerdo a la IEC 62.740 – 2015

Un RCA  requiere la recopilación de grandes volúmenes de datos de diversas fuentes: registros de mantenimiento, informes de inspección y/o intervención, datos operativos, registros de parámetros, eventos, datos SCADA, etc. Al examinar, los analistas pueden identificar patrones, tendencias y anomalías que pueden arrojar luz sobre las causas raíz de los fallos.

En este campo 8.2 Group cuenta con 30 años de experiencia

En próximas entregas, profundizaremos sobre las herramientas de análisis RCA y su aplicación en la Industria eólica y solar.

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Servinca avanza en la ejecución de proyectos de transmisión y BESS en el sector eléctrico dominicano

Servinca, empresa familiar con más de 45 años de trayectoria en República Dominicana, ha logrado posicionarse como un referente en soluciones integrales para el sector energético, combinando ingeniería, diseño, construcción y suministro de proyectos en áreas como energía, agua e industria.

“Cada año hemos tenido presencia en estos sectores, aportando soluciones a través de alianzas estratégicas, consorcios y proyectos EPC directos con los clientes”, destacó Carlos Cabrera, vicepresidente ejecutivo de Servinca, en el marco del encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe).

La compañía, 100% de capital local ha consolidado en los últimos años su posición en el sector energético mediante la ejecución de proyectos clave para la transmisión y distribución eléctrica, y más recientemente sistemas de almacenamiento en baterías (BESS).

Entre sus principales hitos vinculados a infraestructuras eléctricas, Servinca acumula la construcción de 600 km de líneas de transmisión y distribución, abarcando tensiones desde 12.5 kV hasta 138 kV, además de haber puesto en servicio más de ocho subestaciones tanto para clientes del ámbito público como privado.

Actualmente, Servinca ejecuta contratos estratégicos con la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), incluyendo las líneas Santo Domingo, Santiago, Moca-Salcedo, San Francisco y La Vega, todas previstas para concretarse durante este 2025.

“Tenemos cuatro contratos con la ETED que están caminando y deben ejecutarse en el transcurso del año”, aseguró Cabrera.

Desde 2008, la empresa también es contratista de la mina Barrick Gold, operando bajo estándares internacionales de seguridad y calidad. “Nuestra tolerancia cero en seguridad es importante”, añadió el ejecutivo.

Aquello no sería todo. En el campo de las energías renovables la compañía mantiene un rol activo en proyectos hidroeléctricos. “En los últimos cuatro años hemos fabricado, diseñado e instalado más de 2,500 toneladas de acero para una presa”, comentó.

Aunque aún no ha trabajado como epecista de parques solares o eólicos per sé, sí ha participado en algunos parques de estas tecnologías para su interconexión en líneas de transmisión, en la subestación, entre otros montajes mecánicos eléctricos, y más recientemente en la integración de BESS a parques fotovoltaicos.

“Hemos logrado instalar nuestro quinto parque de almacenamiento de batería, sumando 45 MW, y hemos sido pioneros en República Dominicana en integrar sistemas BESS en plantas existentes para regular frecuencias”, afirmó el ejecutivo sobre su colaboración con Fluence, la alianza estadounidense-alemana formada por AES y Siemens.

“Estamos terminando el último reamping de una planta de 8 MW con batería Fluence de última tecnología que se encuentra ahora mismo en fase de prueba”, manifestó el vicepresidente ejecutivo de Servinca, quien subrayó que su know how local habría sido una clave en la ejecución de los primeros proyectos BESS.

En palabras de Carlos Cabrera, la experiencia acumulada por Servinca en el sistema eléctrico dominicano ha sido fundamental para adaptar proyectos internacionales de sistemas de almacenamiento al contexto local.

“Nos tocó ir a Estados Unidos, ver el primer proyecto, hacer un ‘copypaste’ y aplatanar esa ingeniería”, relató Cabrera sobre sus inicios en esta tecnología hace cinco años.

De allí, el vicepresidente ejecutivo concluyó, en el marco de FES Caribe, que es de vital importancia la planificación y el conocimiento local para evitar contratiempos durante la ejecución que se traduzcan en demoras y costos extra significativos.

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JA Solar apunta a nuevos proyectos solares que compitan en licitaciones de Centroamérica y el Caribe

JA Solar continúa consolidando su liderazgo global como uno de los fabricantes de paneles solares más relevantes de la industria. Con presencia en 165 países y regiones, y una trayectoria que se remonta al año 2007, la compañía se ha distinguido por la calidad tecnológica de sus productos, manteniéndose en el podio de los productores más destacados del mundo.

Durante el encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), María Urrea, gerente de ventas para Colombia, Centroamérica y el Caribe de JA Solar, compartió las perspectivas de la empresa en la región, con un enfoque claro: participar activamente en ofertas para proponentes de las nuevas licitaciones previstas en países como República Dominicana y Guatemala.

«Estamos esperando que la licitación favorezca a la solar», comentó María Urrea, refiriéndose a los recientes anuncios de las autoridades de gobierno en FES Caribe vinculado al lanzamiento de un proceso competitivo de las distribuidoras eléctricas de República Dominicana.

Este año, la empresa ya se encuentra suministrando equipos a un proyecto en el país, el Parque Solar Pedro Corto (82,69 MWp), lo que marca su consolidación en territorio dominicano y su confianza en un país que está construyendo un camino sólido en la transición energética.

En este sentido, Urrea subrayó que «quisiéramos que estuvieran más rápido los proyectos solares. Hay varios proyectos que están esperando PPAs», lo que evidencia una necesidad de mayor dinamismo en la tramitación de contratos para viabilizar inversiones.

Ahora bien, si hay un tema que preocupa a la referente de ventas de JA Solar en la región son las exigencias de almacenamiento de energía en baterías a nuevos proyectos solares que aún no encontraría una hoja de ruta clara en República Dominicana. «Vemos una gran atracción por todo lo que es el almacenamiento, y Dominicana lo está tratando de hacer crecer, pero vemos que eso mismo está frenando un poco los proyectos solares», advirtió por lo que ahora en este mercado estarían expectantes del lanzamiento de la licitación de las distribuidoras dominicanas.

Así mismo, su mirada está en el mercado guatemalteco: «Guatemala que para nosotros empieza a ser nuestro país más importante en Centroamérica. Ahí ellos también están tratando de transitar a BESS, ha sido también lento y ahorita se están enfocando muchísimo más en proyectos solares».

No obstante, María Urrea también hizo referencia a otras oportunidades que encuentran en otros países. En Colombia, por ejemplo, «nuestros principales clientes son las empresas de gas… Promigas, Colgas, todo lo que sea gas le está invirtiendo a solar», remarcó, señalando que incluso los actores tradicionales están diversificando sus apuestas energéticas generando nuevas oportunidades de negocios.

En su visión, la transición energética de países insulares debe contemplar sus condiciones particulares, como la limitada disponibilidad de agua o gas. Por eso, destacó el ejemplo de Jamaica, Barbados y Bahamas, donde los proyectos PV + BESS ya son una realidad y donde JA Solar también está enfocando.

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Avanza la construcción del Parque Solar El Quemado: se instaló con éxito la primera fila de paneles

YPF Luz continúa con el avance de ingeniería y obra del Parque Solar Fotovoltaico El Quemado, ubicado en Las Heras, a 53 km de la ciudad de Mendoza.  Recientemente, se concretó un hito clave con la exitosa instalación de la ‘Golden Tracker’. Se trata del montaje estructural y totalmente funcional de la primera fila de paneles solares que  tendrá el primer proyecto renovable en ingresar al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).  

Este nuevo avance requirió del trabajo coordinado de varios equipos y proveedores, y consistió  en la instalación completa de un tracker, con su conexión eléctrica y la verificación funcional del  movimiento de los paneles. Esta fila inicial actúa como modelo de referencia para el resto de los  paneles.  

La calidad y precisión con la que se instala la Golden Tracker es crucial porque establece el  estándar técnico que guiará la instalación masiva de los más de 500.000 paneles fotovoltaicos  bifaciales que tendrá El Quemado. 

De esta manera, el proyecto solar más grande de Argentina avanza según su planificación y  tiempos estipulados, consolidando las etapas de la obra bajo los más altos estándares de calidad  y ejecución técnica. 

Cabe destacar que la compañía inauguró hace unas semanas el Parque Eólico General Levalle,  de 155 MW, en Córdoba y alcanzó así una capacidad instalada total de 3,4 GW. Este año continúa construyendo dos proyectos renovables más como El Quemado y el Parque Eólico CASA, de 63  MW en Olavarría; con el objetivo de superar los 3,8 GW de potencia instalada total, de los cuales  más de 1GW serán renovables.

Características del Parque Solar Fotovoltaico El Quemado: 

  • Capacidad instalada total: 305MW. 
  • Etapa I: 200 MW – Etapa II: 105MW. 

Características Técnicas: 

  • Factor de capacidad estimado: de 31,4%. 
  • Potencia instalada: 305 MW. 
  • Energía equivalente a más 233.000 hogares. 
  • Ahorro de 385.000 toneladas de CO2e al año. 
  • Paneles: 511.000 paneles fotovoltaicos bifaciales. 
  • Plazo total de construcción: 18 meses. 
  • Empleo en etapa de obra: más de 400 personas en pico de obra. 
  • Superficie: más de 600 hectáreas. 
  • El parque se interconectará al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a  través de una nueva estación transformadora de 220/33kV. 
  • Fecha de inicio de operación: primer trimestre de 2026. 

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Crece el apetito de clientes libres por adquirir energía solar en Perú

Perú vive un renovado interés por parte de los clientes libres en sumar energía solar a sus esquemas de suministro. El fenómeno tiene distintas explicaciones, entre ellas el descenso sostenido en los precios de la tecnología, las condiciones climáticas y los ajustes tarifarios eléctricos. Pero también responde a un contexto regulatorio que empieza a abrirle la puerta a nuevas oportunidades para energías renovables.

“En 2023, tuvimos sequías en Perú, lo que generó un aumento en la tarifa eléctrica. Y junto a la reducción de los costos de los paneles solares es que la energía solar se volvió más rentable a comparación de la convencional”, señaló Nataly Llontop, Country Manager Perú de Ralux Solar

En los últimos años, el mercado eléctrico peruano ha transitado una expansión notable. Solo el segmento de clientes libres creció de 250 suministros en 2010 a más de 3.000 al cierre de 2024. Por lo que el sector de la energía solar tendría una oportunidad sin precedentes para trasladar la competitividad que ha logrado en su tecnología a sectores productivos en ascenso en este mercado. 

En el marco de una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, la representante de Ralux Solar identificó un creciente interés por proyectos entre 1 y 10 MW destinados al autoconsumo de clientes libres. 

Llontop comentó que actualmente “los clientes agroindustriales presentan un alto consumo eléctrico en los distintos packings de sus fundos agrícolas. En cada uno de ellos, se requieren proyectos que van desde 1 MW hasta 4 MW, dependiendo de su capacidad”, explicó. 

En cuanto a los sectores productivos que apuestan por esta tecnología, la profesional consultada mencionó en primer lugar a la minería: “Están implementando mucho solar en el sector minero, muchas operaciones mineras en Perú se ubican entre los 2,000 y 5,000 msnm, donde el acceso al tendido eléctrico es limitado. Por ejemplo, recientemente se instaló una planta solar de 600 kW a más de 4,700 msnm, proyectos como este ya están siendo replicados y se vuelven de interés para los inversionistas”. 

Además de minería y agroindustria, también mencionó que el interés se extiende al sector inmobiliario, impulsado por incentivos estatales como el programa Mi Vivienda Verde. Este instrumento ofrece mejores tasas de interés a usuarios finales si adquieren propiedades con paneles solares. 

¿PPA bilateral o búsqueda de EPC para proyecto propio? “Usuarios libres optan por ambas modalidades. Pero por el momento, lo que prima es la contratación de EPC”, confirmó Llontop, asegurando que un 40% de los nuevos proyectos se enmarcaría en un PPA bilateral y un 60% serían proyectos propios de industriales que buscarían un EPC para su concreción. Aunque los proyectos PPA son menos cantidad, el volumen por cada proyecto es considerable.

Las modificaciones recientes a la Ley 28.832 que permitiría nuevas modalidades de contratación y facilita el ingreso de tecnologías limpias a más consumidores fue un detonante para que empresas internacionales destinen recursos al mercado peruano. 

Nataly Llontop valoró este contexto como favorable para la llegada de Ralux Solar a Perú: “Ralux es una empresa italiana que fabrica estructuras para montaje de paneles solares. Somos extrusores de aluminio, contamos con toda la cadena de suministro. Ingresamos a Perú en febrero de 2025, sin embargo previamente tuvimos presencia mediante una distribuidora, hoy ya contamos con almacén propio en Lima para atender con la mayor rapidez y profesionalismo a clientes de todo el Perú”, detalló.

La empresa busca replicar el liderazgo alcanzado en otros mercados de la región como por ejemplo Colombia, donde Ralux Solar ostenta la mayoría del market share. “Creemos y estamos convencidos que también vamos a lograrlo aquí en Perú”, afirmó Llontop.

Todo indicaría que la compañía va por buen camino. Con un marco legal actualizado que permitiría el despliegue de nuevos proyectos y con apenas dos meses en el mercado la empresa de soluciones de aluminio anodizado y acero galvanizado ha tenido una gran receptividad. 

Una de sus propuestas más valoradas en el mercado peruano es la estructura con miniriel y microriel, la cual optimiza el material sin perjudicar la garantía estructural. 

La compañía también tiene disponible soluciones modulares con ingeniería a medida para proyectos solares, desde instalaciones en carports y techos de almacenes o edificios comerciales, hasta estructuras en suelo, entre hincado y uso de apoyos de concreto, para proyectos industriales y utility scale. 

“Cada proyecto recibido pasa por un estudio técnico y es evaluado por nuestro equipo de ingeniería en Italia, quienes nos envían un layout específico para cada caso. Esto nos permite recomendar el sistema con la mejor optimización de material, garantizando no solo un diseño estructural adecuado, sino también un precio competitivo”, enfatizó la Country Manager de Ralux Solar en Perú

Megaevento en Perú

Future Energy Summit (FES) llevará a cabo un megaevento de energías renovables en el Perú el próximo 29 de septiembre, el cual promete reunir a cientos de ejecutivos y ejecutivas de sector, tal como lo viene haciendo en otras latitudes.

En febrero más de 500 líderes del sector participaron en Argentina del primer encuentro FES del año, en un momento en el que el sector energético aguardaba por la actualización de nuevos mecanismos del MATER, la definición de nuevas obras de transporte eléctrico y de la licitación pública de aproximadamente 500 MW de potencia de sistemas de baterías.

Luego, en marzo la gira continuó con FES México y FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluaron la realidad del mercado y excedieron a anuncios exclusivos del sector público local y regional.

Cabe destacar que los encuentros cuentan con espacios exclusivos de networking ideales para explorar sinergias y nuevos negocios.

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

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Risen acelera su expansión en América Latina con soluciones BESS y módulos HJT

La creciente demanda de soluciones de almacenamiento energético encuentra en Risen a uno de los protagonistas más sólidos del mercado. Con una trayectoria de nueve años en el desarrollo de sistemas BESS, la compañía china ha conectado más de 3,5 GWh a nivel global y se posiciona como líder en mercados estratégicos de América Latina.

La expansión regional de Risen responde a una visión clara: ofrecer tecnologías que permitan reducir el costo nivelado de energía (LCOE) y acompañar el crecimiento de las renovables con sistemas de almacenamiento eficientes y seguros. Esta estrategia se apalanca en una capacidad de producción de 15 GWh anuales, resultado de la inauguración de su primera fábrica de baterías en China en 2018.

“Risen no es un fabricante de paneles que está ingresando al negocio de almacenamiento, sino que tiene 9 años de experiencia. Antes comercializábamos nuestros sistemas a través de la firma SYL, pero desde hace algunos meses nos llamamos Risen Storage”, indicó Juan Gattoni, director global de Cuentas Estratégicas de Risen, durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Argentina. 

“Estamos convencidos que se viene un boom en renovables y almacenamiento, no solo para hibridar parques solares, sino también en proyectos stand-alone que dan servicios auxiliares a la red en diferentes partes del mundo. Incluso tenemos muchos contratos y muchos GWh a conectar próximamente”, agregó.

El crecimiento de la compañía en sistemas de baterías se extiende a diversas regiones del mundo, ubicándose en los mejores puestos del ranking en Reino Unido y Estados Unidos, donde la empresa ya trabaja con ERCOT en Texas y con la red de California, lo que le ha permitido acumular experiencia en climas extremos.

Mientras que en América Latina, la presencia en América Latina se consolida especialmente en Chile, donde el mercado muestra un desarrollo avanzado frente a otros países de la región. 

Además, en México la compañía continúa fortaleciendo su posición; en tanto que en Argentina ha generado un fuerte interés la licitación AlmaGBA, que adjudicará 500 MW en sistemas BESS, a instalarse en la redes de Edenor y Edesur, con el objetivo de estabilizar el sistema eléctrico del AMBA y evitar cortes en los próximos veranos.

“Risen tiene una mirada totalmente estratégica, con soluciones que permitan la disminución de su costo nivelado de energía (LCOE). Buscamos partners para ir en conjunto, capacitarlo, a largo plazo con sistemas de operación y mantenimiento. Es un casamiento donde velamos por la seguridad de nuestro sistema y por la performance y la vida útil de nuestros sistemas de almacenamiento”, sostuvo Gattoni. 

En paralelo a su liderazgo en storage, Risen continúa potenciando su oferta en generación fotovoltaica con una fuerte apuesta por la tecnología HJT

Esta decisión estratégica le permite ofrecer paneles de 730 W, con un coeficiente de bifacialidad del 90%, superior al 80% de la tecnología TOPCon, además de una degradación lineal de solo 0,3% a partir del segundo año. 

Los módulos cuentan con marcos de aleación de acero que mejoran la resistencia mecánica, minimizan la rotura de cristales y reducen la aparición de hotspots, garantizando una mayor productividad a largo plazo. Por lo que la combinación de innovación tecnológica, capacidad industrial y una política activa de alianzas estratégicas permite a Risen acelerar su crecimiento en América Latina y posicionarse como un socio clave en la transición energética. 

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Canadian Solar afianza su presencia en Argentina con soluciones fotovoltaica y BESS

Canadian Solar consolida su estrategia en Argentina, apostando por un mercado que enfrenta importantes desafíos estructurales pero que ofrece un amplio margen para el crecimiento de las energías renovables. 

“Hay un gran potencial en Argentina, que tiene una matriz de generación eléctrica con casi un 58% de térmica, lo que representa un reto pero a la vez una gran oportunidad para las ERNC”, afirmó Douglas Guillen, Business Manager del Cono Sur para Canadian Solar, durante una entrevista destacada del encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina 

La empresa, con presencia global y un sólido respaldo financiero —siendo la única del sector con resultados positivos en 2024—, busca acompañar al país en este proceso de transformación energética.

El ejecutivo destacó que el marco regulatorio ofreció señales favorables para el desarrollo renovable, mediante el Mercado a Término (MATER), que a partir de los nuevos lineamientos de la Secretaría de Energía de la Nación, las ERNC competirán a la par con las centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares para abastecer a los grandes usuarios del sistema.  

Sin embargo, el camino no está exento de obstáculos. La falta de infraestructura adecuada es uno de los principales cuellos de botella para el ingreso de nuevos proyectos de generación renovable; por lo que Guillén enfatizó que la planificación estratégica será clave para sostener el crecimiento del sector. 

“Además, quisiéramos que existan mejores tasas para las inversiones en los proyectos, lo que incentivaría muchísimo las inversiones”, subrayó. 

La visión de Canadian Solar para Argentina no solo se centra en la generación fotovoltaica, sino también en soluciones de almacenamiento de energía a través de sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems). 

Con sus unidades de negocio que incluyen la fabricación de módulos solares, inversores y baterías, tanto a escala residencial, como también mediante su subsidiaria e-Storage que fabrica baterías utility scale e integra proyectos de almacenamiento, la compañía ofrece un portafolio integral adaptado a las necesidades del mercado argentino.

Un ejemplo concreto de su compromiso es el proyecto Cafayate, el primer parque solar construido en la provincia de Salta, con una capacidad de 100 MW (instalado en el año 2019), el cual generó impacto social al emplear a unas 200 personas durante su fase de construcción. 

“Hemos apostado en Argentina, tenemos proyectos en Salta y queremos seguir estando presentes”, remarcó el Business Manager del Cono Sur para Canadian Solar. 

“De igual manera, se debe aprender de países vecinos, que visualicen cómo será el sistema argentino en futuro, robusto, seguro, con flexibilidad en la integración y sinergias entre tecnologías de generación y almacenamiento”, aclaró Guillen, reforzando la necesidad de un enfoque diversificado y sostenible.

Oportunidad inmediata: AlmaGBA

En este contexto, la reciente licitación “AlmaGBA” se presenta como una oportunidad concreta para acelerar la incorporación de sistemas de almacenamiento. El llamado, orientado a instalar 500 MW de baterías en las redes de Edenor y Edesur en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), busca reducir los riesgos de cortes eléctricos durante los próximos veranos, integrando proyectos que van desde los 10 MW hasta los 150 MW.

La convocatoria estará abierta hasta el 19 de mayo, con la adjudicación prevista para el 27 de junio y la firma de contratos a partir del 30 del mismo mes. La fecha límite para la habilitación comercial es el 31 de diciembre de 2028, aunque se espera que los contratos entren en vigor en enero de 2027.

Este tipo de iniciativas refuerzan el interés de actores globales como Canadian Solar en seguir invirtiendo en Argentina. “Queremos acompañar a Argentina en esta etapa tan importante de la transición energética”, concluyó Guillen, dejando claro que la compañía continuará ofreciendo soluciones integrales en generación fotovoltaica y almacenamiento para impulsar un cambio sostenible en la matriz energética del país.

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Solar Steel acuerda el suministro de 220 MW de seguidores solares para una nueva planta fotovoltaica en Chile

Solar Steel, empresa líder en diseño y suministro de seguidores solares, ha firmado un acuerdo para el suministro de 220 MW de seguidores solares 1P. Un acuerdo que implica la instalación de más de 3.180 de sus seguidores solares en la provincial del Tamarugal, en Chile

Solar Steel, con una sólida trayectoria en el sector, continuará su compromiso con la sostenibilidad y la innovación, proporcionando su última configuración 1P como tecnología de vanguardia que maximizará la eficiencia y la producción de energía limpia en el nuevo parque solar.

Los seguidores solares 1P de Solar Steel, que darán soporte a más de 355.000 módulos de alta potencia, permitirán optimizar el aprovechamiento de la luz solar en uno de los países con mayor índice de radiación solar del mundo, asegurando una mayor generación de energía limpia.

Se espera que este parque solar híbrido (PV+BESS) entre en fase de construcción en estos próximos meses del 2025, alineándose con los objetivos de generación limpia del país y reforzando la posición de Chile como una de los países líderes en la adopción de tecnologías renovables.

Sobre Gonvarri Solar Steel

Gonvarri Solar Steel es una división de Gonvarri Industries dedicada al diseño y fabricación de seguidores solares y estructuras fijas para el sector de la energía fotovoltaica contando con más de 24 GW suministrados en +45 países por todo el mundo. Durante su trayectoria, Gonvarri Solar Steel ha centrado sus esfuerzos en ofrecer a sus clientes soluciones integrales según las necesidades de producto y servicio. Para más información, visite: www.gsolarsteel.com

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Seraphim juega fuerte en México y anticipa el lanzamiento de una nueva solución BESS

Seraphim acelera su posicionamiento en el mercado mexicano mediante una robusta propuesta de módulos y soluciones de almacenamiento energético. A su tradicional línea de paneles solares esta marca Tier One ahora suma soluciones BESS.

Para dar un salto de calidad en esta nueva etapa, Seraphim selló una alianza con CRRC, el mayor fabricante de baterías y electrónica de potencia de China. “Ellos cuentan con más de 25 GWh instalados y más de 40 GWh en producción o próximas a instalarse. Su experiencia incluye no solo el sector energético, sino también el ferroviario, como el tren bala en China o el tren de Toluca en México”, destacó Sergio Ramírez, Sales Manager Mexico de Seraphim.

Durante su participación en un panel de debate de Future Energy Summit México (FES México), el referente de ventas de Seraphim en México confirmó: “Este año tenemos un producto estándar de 5 MWh, pero para 2026 vamos a lanzar soluciones que alcanzarán los 6.9 MWh y 7.5 MWh, con nueva tecnología de refrigeración que incorpora un cambio de fase para enfriar directamente la celda”.

La evolución tecnológica que describe responde al dinamismo que atraviesa el sector del almacenamiento en México. Según Sergio Ramírez, “ahora que ya tenemos las regulaciones y las leyes establecidas, vamos a empezar a ver cómo se comportan las reglas del juego, quiénes son los key players y cómo nos vamos a desenvolver”.

Las soluciones de almacenamiento con las que cuenta Seraphim ofrece una propuesta integral que abarca desde la celda de almacenamiento hasta el transformador. “Nosotros ofrecemos una solución muy completa porque no solamente estamos hablando del rack de baterías, también fabricamos nuestro propio sistema PCS junto con el transformador. Es decir, ya tenemos un kit de subestación completo”, asegura.

Esta integración no es menor desde el punto de vista económico. “Eso tiene un impacto muy importante en el CAPEX del proyecto. Son ahorros. Porque todo lo estás viendo con un mismo fabricante que te va a dar respuesta de todos los componentes”, explica.

Confiabilidad, trazabilidad y adaptabilidad para el mercado mexicano

Sergio Ramírez, Sales Manager Mexico de Seraphim, resaltó la necesidad de soluciones robustas y confiables para un mercado en expansión. “Estos proyectos son para una inversión a largo plazo y deben estar relacionadas a una empresa que les pueda dar esa confiabilidad”, subrayó durante FES Mexico.

La trazabilidad es también un eje clave para Seraphim. “Debemos dar soluciones adecuadas. Por ejemplo, tenemos un producto estándar de 5 MWh en un contenedor, pero lo podemos subdividir en distintos racks para dar soluciones al segmento C&I”, precisó.

Esta flexibilidad es fundamental para acompañar el crecimiento de la generación distribuida, el principal dinamizador del mercado mexicano. “Entendemos cómo funciona el mercado mexicano. A eso también aumentamos”, destacó el referente empresario.

Para el portavoz de Seraphim, México está dando encaminándose hacia una etapa de maduración energética. “Creo que ya estamos dando los primeros pasos con este marco regulatorio. Podemos tener estos primeros rayitos que nos van a ir guiando para que México pase de ser el siempre potencial a una realidad”, afirmó.

Aunque reconoce que los problemas de congestión en la red siguen presentes, consideró que los sistemas de almacenamiento pueden aportar una solución concreta. “No necesariamente tenemos que depender de la red eléctrica todo el tiempo. Hay tecnologías especialmente diseñadas para esto y ya están llegando desde Seraphim”, aclaró.

Ramírez apostó por un cambio de mentalidad en la toma de decisiones de inversión: “Esperamos que ya en México sea un mercado maduro, que no solamente se fije en el precio, sino que podamos ver más allá: calidad, garantía, rendimiento”. Y concluyó: “Cuando juntemos esos cuatro factores y ninguno destaque por encima del otro, entonces ya vamos a estar hablando de un desarrollo fuerte”.

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Tecnología inteligente para gestionar y rentabilizar la energía del hogar

El mercado eléctrico europeo está evolucionando. Lo que antes era una tarifa fija, ahora da paso a esquemas dinámicos por horario (ToU). Con la implementación masiva de medidores inteligentes (objetivo del 80% en la UE), los usuarios tienen acceso a datos detallados de consumo que permiten aplicar este modelo.

Solo cambiarse a una tarifa dinámica ya puede generar ciertos ahorros, ya que generalmente tiene precios más bajos al reducir el riesgo de cobertura para los minoristas. Pero esto implica riesgos: como en el mercado de valores, los precios suben y bajan cada hora. Un día puedes pagar €0,10 por kWh para cargar tu EV; al día siguiente, el mismo consumo puede costar €0,50. Sin embargo, los hogares con PV, baterías y EVs pueden aprovechar esta volatilidad para almacenar energía barata, evitar los picos y vender el excedente, convirtiendo una amenaza en una oportunidad rentable.

El Secreto Para Ganar Dinero: Tu Hogar, Tu Nuevo Trader Energético

Para jugar bien en este nuevo escenario necesitas un Sistema de Gestión Energética para el Hogar (HEMS). Piénsalo como un trader de Wall Street que compra barato, vende caro, almacena y utiliza energía en los mejores momentos. Al cambiar tus patrones de consumo, puedes reducir tu factura hasta en un 20% (€200–€300 anuales por hogar promedio europeo). Y si participas en el mercado eléctrico, puedes ganar otros €100 o más con servicios de respuesta a la demanda y balance de red.

Con Solis HEMS, esto ya es una realidad. Nuestra solución combina inteligencia artificial en la nube con control local del inversor, sin necesidad de pasarelas físicas adicionales. En el núcleo está Solis AI, nuestro motor de optimización que calcula automáticamente el mejor plan energético tomando en cuenta:

  • Tarifas eléctricas: Soporta diferentes estructuras de ToU y precios dinámicos en tiempo real.
  • Patrón de consumo: Aprende de tus hábitos y predice la demanda futura.
  • Pronóstico del clima: Estima la irradiación solar y la producción fotovoltaica.
  • Preferencias del usuario: Permite definir objetivos como ahorro, autoconsumo o respaldo.

Solis AI cubre múltiples escenarios: desde arbitraje energético, autoconsumo máximo, tarifas negativas, hasta reducción de picos. Para usuarios avanzados, también permite ajustes manuales detallados para definir condiciones límite y prioridades de respaldo.

Además, si quieres participar en mercados de balance o servicios auxiliares, Solis HEMS lo hace posible gracias a su compatibilidad con despacho remoto e integración con múltiples plataformas de VPP (Virtual Power Plant). Incluso en muchos países el control puede realizarse 100% en la nube, sin hardware adicional.

Nuestra alianza con Enode crea un ecosistema abierto: Solis HEMS puede comunicarse con cargadores EV o bombas de calor de otras marcas, y nuestros inversores Solis se abren también a otros sistemas de gestión. Así, tu hogar se convierte en parte activa de la transición energética.

Camino Fácil al Futuro – Sin Barreras, Sin Complicaciones

Hoy en día, gestionar la energía del hogar requiere múltiples apps, contratos y hardware adicional. Con Solis, todo eso desaparece. Solo necesitas un inversor Solis y la app SolisCloud: activa el HEMS cuando lo necesites, visualiza el flujo energético, configura tus dispositivos y observa los ahorros—sin costos, sin contratos, sin complicaciones.

Conoce más en Intersolar Europe 2025

Solis estará presente en Intersolar Europe 2025, uno de los eventos solares más importante del mundo, donde se reúnen los principales actores de la industria para construir el futuro de la energía limpia. Visitando su stand, podrás conocer de cerca sus soluciones HEMS impulsadas por inteligencia artificial, y cómo están revolucionando la forma de gestionar la energía en el hogar.

Visítalos en el Stand B3 | Intersolar Europe 2025 | 7 al 9 de mayo | Messe München, Alemania.

Acerca de Solis
Solis (Ginlong Technologies) es uno de los fabricantes de inversores solares más grandes y experimentados del mundo. Fundada en 2005, la empresa está comprometida con acelerar la transición global hacia la energía limpia mediante soluciones innovadoras de inversores string para proyectos residenciales, comerciales y a escala de red. Para más información, visita www.solisinverters.com o síguenos en redes sociales como Solis Latam.

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El gobierno de Argentina aprobó el régimen de regularización de deuda de las distribuidoras

A través de la Disposición 1/2025 de la Subsecretaría de Energía Eléctrica de la Nación, el gobierno de Argentina puso en acción el plan de regularización de deudas para que distribuidoras y cooperativas eléctricas salden sus obligaciones pendientes con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) al 30 de noviembre de 2024. 

Esta medida marca el fin de un esquema donde la morosidad crónica se cubría con emisión inflacionaria, perjudicando a todos los argentinos.

La medida alcanza a las distribuidoras de energía eléctrica agentes del MEM y del MEM sistema Tierra del Fuego (MEMSTDF), ya sean por consumos de energía, potencia e intereses; y el Régimen Especial de Créditos para aquellas distribuidoras de energía eléctrica, administraciones o empresas provinciales distribuidoras de energía eléctrica, que al 31 de diciembre de 2023 no hayan tenido deuda no regularizada con CAMMESA y hayan cancelado la totalidad de las transacciones de 2024,

El plan establece condiciones razonables —hasta 12 meses de gracia y 72 cuotas con la tasa del 50% del Mercado Eléctrico Mayorista— pero exige responsabilidad bajo reglas estrictas: las empresas deberán pagar la deuda corriente sin atrasos y la obligación de presentar planes de inversión en infraestructura para mejorar el servicio. Quienes incumplan perderán el beneficio automáticamente y enfrentarán sanciones.

Como contrapartida, las empresas que hayan regularizado sus pagos en 2024 y no tengan deudas anteriores a diciembre de 2023 accederán a créditos en sus facturas, promoviendo una cultura de cumplimiento. El plazo para adherir es de 60 días corridos.

Los resultados del proceso de normalización del sistema eléctrico ya son evidentes. Al asumir, la cobrabilidad de CAMMESA era del 48%, y el Tesoro cubría el déficit con emisión que alimentaba la inflación. Hoy, con tarifas realistas, subsidios focalizados y desregulación progresiva del mercado, alcanzamos un 97% de cobrabilidad. Este plan consolida ese camino: que las empresas paguen lo que consumen, accedan a financiamiento privado y dejen de depender del Estado.

Además. se establece que en todos los casos en que se registre mora de un agente distribuidor en la facturación corriente o en 1 cuota correspondiente tanto al Régimen aquí establecido como a los regímenes anteriores, CAMMESA intimará a la Distribuidora, y habiendo transcurrido 30 días desde la notificación cursada; CAMMESA automáticamente procederá a dejar sin efecto el plan de pagos que se suscriba en el marco del Régimen aprobado por la presente medida, como así también los suscriptos con anterioridad en otros regímenes, aplicando en este supuesto todos los intereses y penalidades que correspondan según los procedimientos vigentes.

Asimismo, CAMMESA quedará facultado a iniciar las acciones legales pertinentes a perseguir las cobranzas contra aquellos agentes distribuidores que hayan incumplido con lo dispuesto en este Artículo.

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Guatemala lanza las licitaciones PEG-5 y PET-3: inicia la mayor competencia para generación y transmisión

Más de 500 profesionales del sector energético y medios de comunicación se dieron cita al  lanzamiento de una nueva convocatoria del Plan de Expansión de Generación (PEG) y el Plan de Expansión del Sistema de Transporte (PET) de Guatemala. Se trata de la tan esperada Licitación Abierta PEG-5 y la Licitación Abierta PET-3.

El acto contó con la presencia del presidente de la República de Guatemala, Bernardo Arévalo; el ministro de Energía y Minas, Víctor Hugo Ventura; junto a autoridades de las distribuidoras eléctricas, la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), entre otros.

“Esta licitación atraerá inversiones para construir nuevas plantas de generación, muchas de ellas, esperamos la mayoría, con fuentes limpias y renovables que asegurarán un suministro de energía confiable y sostenible”, introdujo el presidente Arévalo

No es casualidad el lanzamiento de estas licitaciones en conjunto, en palabras de Paulo César Parra, gerente general de ENERGUATE, “es el resultado de una agenda clara de estado” y “presentan a Guatemala como un destino sobresaliente en materia de energía. Pocas naciones en Latinoamérica o en mercados emergentes ofrecen una combinación tan equilibrada de estabilidad, transparencia y crecimiento”. 

Mario Naranjo, gerente general en Guatemala de EEGSA, precisó que en generación “vamos a buscar poder cubrir cerca de 1400 MW de energía en una licitación de largo plazo, de 15 años donde se va a dar participación abierta a todas las tecnologías, donde va a haber una competencia limpia, clara y transparente, y donde esperamos que muchos inversionistas nacionales y también extranjeros vengan y preparen sus ofertas”.   

Las bases de las licitaciones se publicarán esta misma tarde del 23 de abril, para todos aquellos interesados en estos procesos de contratación competitivos. La adquisición de las mismas para potenciales participantes tendrá un costo de USD$ 10000. Las consultas que surjan de su lectura y revisión podrán ser despejadas durante una reunión informativa que convocará la Junta de Licitación en los próximos días. 

Como adelanto durante el acto del día de hoy, Luis Romeo Ortiz Peláez, presidente de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) anticipó que en materia de generación buscan asegurar el suministro entre 2030-2045 y su volumen representa el 63% de la demanda regulada que atienden en conjunto todas las distribuidoras. 

“Los contratos que se firmen de todo este proceso serán respetados hasta el final de su vida natural. Todos los participantes pueden tener la confianza de que este proceso fue estructurado con responsabilidad y que la transparencia es absoluta. Sean pues bienvenidos a participar con nosotros en una nueva etapa”, aseguró el titular de la CNEE.

Objetivos de la licitación PEG-5

En detalle, se indicó que se espera la contratación de hasta 1400 MW de potencia garantizada como oferta firme eficiente para cubrir la demanda firme y de hasta 150 MW de potencia instalada, a fin de asegurar el suministro a los usuarios del servicio de distribución final.

Esta contratación se regirá por los contratos de Diferencias con Curva de Carga, Opción de Compra de Energía y Energía Generada, conforme a lo establecido en la Norma de Coordinación Comercial N° 13 del Administrador del Mercado Mayorista (AMM) y tendrá un plazo de hasta 15 años a partir del 1 de mayo del año de suministro.

Las plantas de generación nuevas pueden ofrecer su inicio de suministro para el 1 de mayo del 2030, 1 de mayo del 2031, 1 de mayo del 2032 o el 1 de mayo del 2033. Y su adjudicación solo puede ser por 15 años.

Las plantas de generación en operación pueden participar mediante dos modalidades. Una es mediante la combinación de tecnología no renovable con renovable, renovable con renovable o con cambio de tecnología; si se dan estas condiciones también será por 15 años y su inicio de suministro tendrá las mismas condiciones que las centrales nuevas, es decir que de una forma escalonada podrán ofrecer su suministro a partir del 1 de mayo del 2030, 1 de mayo del 2031, 1 de mayo del 2032 o el 1 de mayo del 2033. La otra modalidad de las centrales existentes que no realicen ninguna transformación de tecnología o no combinen tecnologías con renovables, el periodo de contratación será solo por 5 años a partir del 1 de mayo del 2030, 1 de mayo del 2031, 1 de mayo del 2032 o el 1 de mayo del 2033.

Lo que sigue en la licitación PEG-5

El cronograma para dar cumplimiento al debido proceso de licitación contempla que a partir del día de hoy 23 de abril del 2025 da inicio el periodo de adquisición de bases de licitación y reuniones informativas. Quienes tengan comentarios sobre los pliegos de las bases podrán entregar solicitudes de aclaración hasta el 10 de octubre del 2025. Mientras que, el 31 de octubre será el último día para poder emitir las adendas que corrijan, aclaren, agreguen valor a los documentos.

Todo esto llevaría a que el 21 de octubre se realice el acto de recepción y apertura de las ofertas técnicas de los participantes. Aproximadamente dos meses después, se haría la evaluación económica de las ofertas, la fecha prevista es el 15 de enero del 2025. Y la adjudicación se efectuaría el 30 de enero del 2025. De allí, los adjudicados tendrán hasta 3 meses para la suscripción de cada contrato de abastecimiento.

Guatemala emite los términos de referencia de la licitación que sería la más grande y sostenible de su historia

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Es hoy: cuenta regresiva para el evento virtual sobre almacenamiento con baterías en Latinoamérica

Hoy se llevará a cabo uno de los eventos más esperados del sector energético regional: el webinar gratuito «Storage: Oportunidades en Latinoamérica», organizado por Energía Estratégica, parte de Strategic Energy Corp.

El evento comenzará a las 8:00 h (México), 9:00 h (Colombia y Panamá) y 11:00 h (Argentina, Chile y Uruguay). La inscripción continúa abierta y la participación es completamente gratuita.

Reunirá a referentes de empresas líderes, especialistas y actores clave del ecosistema energético, con el objetivo de analizar el presente y futuro del almacenamiento con baterías en América Latina.

Durante la jornada, se abordarán temas centrales como los modelos de negocio más rentables, las tecnologías emergentes, los marcos regulatorios y las oportunidades para desarrollar proyectos en diferentes mercados de la región.

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Las empresas que participarán son Sungrow, Solis, Pylontech, Quartux, Huawei, Amara NZero, APsystems, Growatt, CATL y Atlas Renewables Energy.

Panel 1 – 9:00 h (Colombia): «El futuro del almacenamiento en Latinoamérica: claves para la expansión»

Este panel analizará cómo desarrolladores, generadores y fabricantes están capitalizando el crecimiento del almacenamiento con baterías en la región. También se debatirá sobre los mercados más prometedores, el rol de la innovación tecnológica y el impacto de estas soluciones en la estabilidad del sistema eléctrico.

Panel 2 – 9:45 h (Colombia): «Las múltiples ventajas del almacenamiento con baterías y los modelos de negocios para apalancarlos»

El segundo panel se enfocará en los beneficios que el almacenamiento energético puede aportar tanto al sistema como al mercado, abordando estrategias de monetización, mecanismos de financiamiento y políticas públicas. El caso de Chile será uno de los ejes centrales del debate.

“Storage: Oportunidades en Latinoamérica” se perfila como una cita ineludible para quienes buscan entender la evolución del almacenamiento con baterías en la región, conocer experiencias reales y anticipar las tendencias que marcarán el futuro del sector.

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Con alcance global y foco estratégico: PV BOOK se consolida como puente entre marcas y tomadores de decisión

En un escenario de rápida expansión de las energías renovables, el PV BOOK emerge como una herramienta estratégica para fabricantes, distribuidores e integradores del sector fotovoltaico. Producido por Strategic Energy Corp, este catálogo digital centraliza información técnica clave de módulos, inversores, baterías y trackers, y permite a las empresas posicionarse de forma precisa en un entorno competitivo y globalizado.

La plataforma se fortalece constantemente con nuevas adhesiones. En las últimas semanas se han incorporado SAV Digital Power Technologies y ClouEss, dos compañías que refuerzan la propuesta tecnológica del catálogo. Ambas se suman a una red consolidada de líderes del sector que ya utilizan PV BOOK como canal de posicionamiento internacional.

Entre los principales actores que participan activamente se encuentran:
Jinko Solar, Sungrow, Black and Veatch, AP System, Gonvarri Solar Steel, GCL, Solstice Solar Power, Solis, Amara, S-5!, JA Solar, 8.2 Group, Huawei, Risen, Growatt, YPF Luz, Genneia y 360 Energy.

Con una interfaz intuitiva y dinámica, el PV BOOK facilita la comparación de especificaciones técnicas entre productos, brindando información actualizada y confiable para la toma de decisiones. Su formato digital y multiregional lo convierte en un instrumento útil tanto para grandes fabricantes como para distribuidores o EPCistas que buscan mejorar la visibilidad de sus soluciones en los cinco continentes.

El contexto global refuerza la necesidad de herramientas como PV BOOK. De acuerdo con datos de IRENA, durante 2023 la capacidad instalada global de energía solar alcanzó los 1.419 GW, tras sumar 346 GW en solo un año, lo que representa un crecimiento del 32,2%. A esto se suma una reducción acumulada del 90% en el costo nivelado de la energía (LCOE) para esta tecnología, situándose en USD 0,044/kWh, lo que evidencia su creciente competitividad.

Mirando hacia adelante, la meta establecida en la COP28 de triplicar la capacidad instalada de renovables hasta alcanzar los 11 TW en 2030 plantea nuevos desafíos y oportunidades. En ese escenario, el acceso inmediato a información técnica clara y detallada se vuelve un activo clave para que las empresas puedan anticiparse, adaptarse y crecer.

La incorporación reciente de compañías como YPF LUZ, GENNEIA, 360 Energy, Huawei, Risen y Growatt demuestra cómo PV BOOK se transforma en una plataforma robusta para integrar a los protagonistas del mercado. Su valor no reside únicamente en la visibilidad que ofrece, sino en la calidad del contenido técnico, que lo posiciona como guía de consulta permanente.

De esta manera, PV BOOK se consolida como un verdadero puente entre marcas y tomadores de decisión del ecosistema fotovoltaico global, catalizando la transición energética desde una perspectiva comercial, técnica y estratégica.

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

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

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Auge de PPAs en proyectos PV + BESS para clientes industriales de Centroamérica

El crecimiento de los contratos de compraventa de energía (PPAs) vinculados a proyectos solares fotovoltaicos combinados con sistemas de almacenamiento (BESS) marca una tendencia firme para el sector industrial en Centroamérica.

En países como El Salvador, donde el costo de la electricidad alcanza los 16,4 centavos de dólar por kWh, empresas como Grupo Power Solutions ofrecen PPAs en el orden de los 10 centavos, incluyendo seguros, mantenimiento y garantía de generación con cero inversión inicial.

“Con el PPA si genera, paga; y, si no genera, pues no paga. Entonces es el preferido en los países donde se puede ofrecer”, manifiestó Marlon Castro, director para Centroamérica y República Dominicana de Grupo Power Solutions.

En el marco de una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Marlon Castro, comentó que en los países donde no se permite la comercialización de energía optan por ofrecer Leasing donde los clientes pueden pagar una cuota fija a cambio del sistema en vez de pagos variables dependiendo la electricidad generada.

El rol del almacenamiento en la competitividad industrial

El auge de los sistemas BESS estaría transformando el modelo energético de las industrias centroamericanas. Marlon Castro explicó que las baterías permiten resolver tres problemas críticos: calidad de la energía, respaldo (backup) y arbitraje (load shifting).

“En Honduras y El Salvador hay problemas serios de calidad de energía. Una caída de tensión de cinco segundos puede implicar tres horas de salida de producción”, advirtió el directivo de Grupo Power Solutions en la región.

Ejemplificando, Castro mencionó que “si hay una empresa que tiene 380 mil dólares en pérdidas al año solamente por caídas de producción ligadas a la calidad de la energía”, al incorporar baterías estos costos se amortiguan, haciendo viables las inversiones a largo plazo.

Pero el storage no solo protege los procesos industriales, sino que también ofrece oportunidades económicas mediante la gestión eficiente del consumo. “Estamos interconectados a la red, pero usando el storage para dar servicios auxiliares que le dan más valor a la empresa”, destacó Castro, señalando que cada vez más clientes entienden estos diferenciales y avanzan con nuevos PPAs.

Otro de los factores clave que permitió la expansión de estas soluciones fue la mejora en las garantías de fábrica. “Cuando logramos que los proveedores nos dieran garantías de 20 años, la ecuación nos dio números positivos”, señaló Castro. La caída del precio del litio —88% entre 2022 y 2024— también fue determinante.

Crecimiento regional y desafíos de mercado

Actualmente, Grupo Power Solutions cuenta con 15 MWh instalados en Centroamérica y pero este año estaría por dar un salto en PPAs de sistemas PV + BESS para clientes industriales. Solo en El Salvador tiene en cotización unos 50 MWh en el inicio de este año 2025. Y aquello no sería todo. “En México podemos andar casi por los 100 MWh ya instalados, pero es otro mercado”, precisó Castro.

El directivo reconoce que el potencial es enorme. “Una empresa multinacional ya está sacando una licitación enorme de baterías para todo Centroamérica este año”, adelantó el directivo de Grupo Power Solutions en la región.

Sin embargo, no todos los mercados avanzan al mismo ritmo. “Costa Rica es el caso contrario a toda Centroamérica. Aquí hay una ley que te restringe la venta de energía”, lamentó Castro. Las regulaciones impiden desarrollar PPAs, limitando el negocio al leasing bajo condiciones poco atractivas para los inversores. “El negocio está casi que congelado. Esperamos que una reforma salga en 2026”, afirmó.

En contraste, Honduras, El Salvador, Guatemala y República Dominicana presentan marcos legales más flexibles que permiten el despegue de estas soluciones energéticas y es donde ahora la empresa apunta para impulsar nuevos PPAs de sistemas PV+BESS para clientes industriales.

Grupo Power Solutions estructura sus proyectos a través de una red de aliados estratégicos en cada país donde opera. Si bien la empresa lidera la ingeniería y el diseño eléctrico, Castro aclaró que “tenemos contratos firmados con partners epecistas ya evaluados por nosotros y aprobados en cada país”. Además, cuentan con especialistas en áreas complementarias como iluminación LED, calderas, calentamiento solar y plantas de tratamiento de aguas residuales, lo que permite ofrecer soluciones integrales en eficiencia energética.

A su vez, la compañía extiende su modelo de negocio al financiamiento de proyectos presentados por terceros. “Financiamos a epecistas que nos traen proyectos, pero les pedimos cierto nivel de calidad y de acatamiento de las normas eléctricas”, señaló el directivo. Para acceder a este respaldo, los potenciales partners deben cumplir con los diseños de Grupo Power Solutions y garantizar estándares en seguridad ocupacional, manejo de desechos, entre otras normativas técnicas aplicables en cada país.

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Trina Solar ofrece tres soluciones para aumentar el control del CAPEX de proyectos PV + BESS

El mercado mexicano de energías renovables demanda soluciones que no solo aporten tecnología, sino que también optimicen la inversión desde el diseño hasta la operación de los proyectos. Con esta premisa, Trina Solar refuerza su propuesta en el país con un enfoque integral que permite a los desarrolladores mantener el control del CAPEX en proyectos híbridos.

“Nosotros ofrecemos tres soluciones que ayudan al control del CAPEX: módulos, almacenamiento y trackers”, comentó Ezequiel Balderas, Sales Manager México de Trina Solar.

Durante el encuentro Future Energy Summit México (FES México), Balderas destacó que el crecimiento del mercado está mejor encaminado que en años anteriores.

“Ahora estamos en otro punto de la evolución del mercado, creo que ahora nos toma mejor preparados a todos y con mayor conocimiento de cómo poder desarrollar un parque solar”, afirmó.

El comercial remarcó que el almacenamiento es clave en esta nueva etapa. “Ahora podemos tener peak shaving, load shifting, diferentes oportunidades de utilizar la energía a demanda de nuestros clientes”, indicó, resaltando cómo los sistemas BESS permiten maximizar el uso de la generación renovable.

Además, subrayó la ventaja competitiva de Trina Solar como fabricante, ampliando su oferta más allá de los módulos solares tradicionales. “Primero pudimos ofrecer nuestros productos como módulos solares, después vino la adecuación de nuestros trackers enfocados utility y ahora que también se abre ese gran abanico del autoconsumo con proyectos de 0.7 a 20 MW, también es otro nuevo negocio”, señaló Balderas.

Enfatizando la versatilidad de la compañía así como la trazabilidad y competitividad que pueden lograr en sus productos y soluciones, Ezequiel Balderas, subrayó la integración vertical que han logrado.

“Lo que te ofrezco es prácticamente la célula, el corazón, esa celda de almacenamiento y después realizamos la integración para ofrecerla ya como un producto nuestro a desarrolladores, integradores y también clientes finales”, explicó sobre la propuesta de valor que distingue a la compañía.

Balderas también destacó la experiencia regional que Trina Solar trae al mercado mexicano. “Venimos ahora, lo traemos a México, un tercer producto que es toda nuestra solución de storage para poder crear ese gran paraguas con nuestros integradores y epecistas de tener las tres soluciones principales para un control de CAPEX”, puntualizó.

Finalmente, proyectó un panorama positivo para el futuro del sector en el país. “Queremos seguir por muchos años en el país, vemos que estamos justo en esa evolución para los próximos 10 años, 15 años de proyectos acá en México”, concluyó el Sales Manager, reafirmando el compromiso de Trina Solar con el desarrollo sostenible de la industria energética en México.

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360Energy apuesta por proyectos solares, baterías e hidrógeno verde en LATAM y Europa

La expansión internacional y la innovación tecnológica son los ejes que definen el crecimiento de 360Energy. Con seis parques solares fotovoltaicos operativos en Argentina y cinco nuevos proyectos en carpeta, la compañía avanza hacia un modelo multisitio y multitecnología, consolidando su presencia en América y Europa.

“Desde hace casi tres años que estamos pasando de la idea a la materialización. Desde la entrada de Grupo Stellantis como accionista minoritario, empezamos a hacer pie en Brasil, México, España e Italia”, afirmó Juan Pablo Alagia, gerente de Desarrollo, Nuevos Negocios y Tecnología de 360Energy, durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Argentina. 

La empresa ya cuenta con contratos PPA firmados en Brasil y México, destinados principalmente a abastecer plantas industriales de Stellantis y próximo al inicio de la construcción, a la par que analiza su participación en otros países de LATAM y el viejo continente.

“La idea es iniciar tres parques solares en Brasil, tres en México (100 MW distribuidos entre carport y tracker, con 200 MWh de baterías) y dos proyectos en Argentina. Mientras que en Europa, tenemos un contrato firmado en Galicia (España) en una de las plantas de Stellantis, que esperamos poder comenzar construcción este año”, detalló Alagia. 

En el mercado argentino, la compañía prepara la construcción de cinco proyectos en el próximo año y medio, asignados en el Mercado a Término (MATER) y en la licitación RenMDI, donde se destacó por ser adjudicataria de los únicos proyectos solares con baterías en 2023.

En línea con su apuesta por la innovación, 360Energy ha desarrollado un fuerte enfoque en almacenamiento energético, de manera que la empresa instaló la primera batería conectada al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de Argentina y actualmente trabaja en la instalación de un segundo módulo, con proyectos concebidos desde el inicio con integración de sistemas de almacenamiento.

“Seguimos avanzando en la tecnología de baterías de ion-litio y en otro tipo de tecnologías de almacenamiento, porque la mayoría de nuestros proyectos están concebidos con un parque solar con storage”, subrayó el especialista. 

El desarrollo tecnológico también abarca nuevas soluciones en infraestructuras de soporte para paneles solares, como por ejemplo estructuras flotantes en embalses, o bien la incursión en el rubro agro-voltaico, dada la importancia de dicho segmento de mercado a lo largo del mundo como parte del proceso de internacionalización de 360Energy.

Proyectos de hidrógeno verde y verticalización

El compromiso con la diversificación tecnológica incluye también el avance en proyectos de hidrógeno verde, con estado más avanzado en Europa según Alagia, quien adelantó que la empresa prevé instalar electrolizadores de 2 a 10 MW de capacidad para sustituir gas natural por H2V generado a partir de energía solar.

Paralelamente, 360Energy refuerza su modelo de integración vertical, combinando integración completa en ciertos proyectos y subcontratación en otros, según las necesidades de cada desarrollo, dado que cerca del 50% de su facturación proviene de contratos con clientes privados, tanto locales como internacionales.

La compañía se robustece en procedimientos para un mayor control interno y externo; sumado a que el financiamiento también demanda control y auditorías. Por lo que esperamos lograr proyectos y colaborar en la transición energética con la mejor calidad posible, en tiempo y costos”, concluyó su gerente de Desarrollo, Nuevos Negocios y Tecnología. 

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La CREG redefine el rol de las comunidades energéticas y habilita nuevos modelos de negocio con autogeneración colectiva

La Resolución CREG 101 072 de 2025 marca un punto de inflexión en el tratamiento normativo de las comunidades energéticas en Colombia. La norma establece un marco armonizado para que estas figuras puedan integrarse de manera operativa y comercial al Sistema de Distribución Local (SDL), tanto en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) como en las Zonas No Interconectadas (ZNI).

Uno de los principales avances de la resolución es la definición precisa de figuras como la Autogeneración Colectiva (AGRC) y la Generación Distribuida Colectiva (GDC), determinando sus condiciones de conexión, comercialización y representación. La regulación exige el cumplimiento de límites técnicos establecidos por la UPME (Resolución 501 de 2024): una potencia menor a 5 MW y dispersión dentro del mismo mercado de comercialización y SDL. Asimismo, crea una base de gobernanza al requerir un Acuerdo de Comunidad Energética (ACE), instrumento asociativo obligatorio que establece los aportes, reglas de operación, y derechos de los integrantes.

En términos de mercado, la norma introduce mecanismos de remuneración y liquidación de excedentes energéticos, tanto para Autogeneradores Colectivos como Generadores Distribuidos Colectivos. Uno de los puntos clave es que la energía excedente podrá ser remunerada bajo las condiciones definidas en la Resolución CREG 174 de 2021, con el uso del MCm (Costo Marginal de Corto Plazo), y no del Precio de Bolsa Horario, impactando directamente los ingresos de los participantes. También se introducen reglas para la comercialización, medición, respaldo de red y cobros por energía reactiva, incluyendo un periodo de flexibilidad de 24 meses para la gestión de esta última.

Para analizar esta medida en profundidad, Energía Estratégica contactó a Hemberth Suárez Lozano, abogado especializado en energía del estudio OGE ENERGY.

¿Qué riesgos legales específicos deberían prever las comunidades energéticas al suscribir acuerdos de distribución de excedentes energéticos con operadores tradicionales?

Que la liquidación de los excedentes no refleje el porcentaje estimado por al autogenerador o el productor marginal.

¿Qué opinión le merece a los mecanismos para la remuneración de excedentes energéticos generados?

Uno de los impactos más relevantes se evidenciará en la remuneración de los excedentes, ya que los ingresos se verán reducidos debido a que estos serán liquidados con base en la variable MCm, y no al Precio de Bolsa Horario como se venía haciendo. Es importante tener en cuenta que, históricamente, el Precio de Bolsa ha sido superior al MCm, lo cual implica una disminución en el valor reconocido por la energía excedentaria.

¿Y la autogeneración remota?

Hemberth Suárez Lozano, abogado de OGE ENERGY

La figura de las Comunidades Energéticas cobra mayor relevancia a través de esquemas como la autogeneración colectiva y la generación distribuida colectiva, las cuales no deben confundirse con figuras distintas como la autogeneración remota o el productor marginal remoto.

En cuanto a la autogeneración remota, se espera próximamente la expedición de su regulación. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), por medio del trabajo de los consultores Andrés Domínguez, la doctora Margareth Muñoz —reconocida abogada experta en la materia— y Diego Sánchez, ha adelantado un proceso ejemplar de socialización de las propuestas regulatorias en los talleres realizados.

La labor de estos profesionales merece un reconocimiento especial por la calidad técnica y el compromiso demostrado.

¿Qué criterios específicos debería considerar una empresa al estructurar su oferta comercial hacia comunidades energéticas, especialmente en relación con la remuneración de excedentes energéticos, costos de respaldo de red y el cargo por energía reactiva definidos en la resolución?

En lo relacionado con la energía reactiva, la nueva norma introduce un periodo de flexibilidad de 24 meses. Si bien no corresponde a las expectativas iniciales, representa un avance positivo.

Por otra parte, es fundamental que los excedentes sean lo suficientemente significativos como para que, al ser utilizados por un vinculado económico en otro punto de la red o por un usuario como carga, generen una utilidad razonable.

Naturalmente, las nuevas reglas y figuras no tienen el mismo impacto para todos los agentes. No obstante, identifico oportunidades interesantes en esquemas como la autogeneración remota y el productor marginal remoto, especialmente para los grupos empresariales que cuentan con su propia comercializadora de energía.

Desde la perspectiva empresarial, ¿cuáles serían los modelos de negocio más rentables derivados de la implementación de comunidades energéticas bajo esta nueva regulación?

Existen oportunidades interesantes para los grupos empresariales que tienen consumo en diferentes puntos de la red, tales como clínicas, universidades y empresas que cumplan con el criterio de vínculo económico. En estos casos, un promotor podría desarrollar proyectos de autogeneración colectiva dirigidos a usuarios que cuenten con espacio o suelo disponible y presenten una alta demanda de energía.

Particularmente en los esquemas de generación distribuida colectiva, sería conveniente explorar la figura de la representación comercial como mecanismo para reducir los costos operativos, los cuales pueden comprometer la sostenibilidad financiera de los proyectos.

¿Existen ventajas específicas para empresas que decidan involucrarse como proveedores, operadores o inversores en estas comunidades?

Otro aspecto clave es el relacionado con la financiación de activos de generación, activos de conexión para la construcción de redes privadas, así como la participación de proveedores de medidores. Estos elementos requieren una cuidadosa planificación contractual y financiera.

Dado que la resolución exige la formalización de contratos asociativos para las comunidades energéticas, es fundamental que estos documentos sean diseñados a la medida de los miembros que las integran. Un contrato bien estructurado no solo fortalece la gobernanza interna, sino que también mitiga riesgos jurídicos y comerciales.

Se recomienda incluir cláusulas claras sobre los aportes que cada integrante debe realizar, tanto en activos como en recursos económicos o técnicos. Asimismo, debe prestarse especial atención a la cláusula que regula la elección, funciones y eventual remoción del representante de la comunidad energética, considerando que esta figura jugará un papel clave en la interacción con terceros y en la operación del modelo.

Incluir mecanismos para la resolución de controversias, garantías por incumplimientos técnicos y financieros, y reglas de salida o entrada de nuevos miembros, también es esencial para asegurar la estabilidad del proyecto a largo plazo.

Teniendo en cuenta que la resolución establece límites específicos para la potencia y dispersión geográfica de las comunidades energéticas, ¿qué implicaciones podrían surgir para las empresas respecto a su estrategia de expansión territorial y cómo podrían aprovechar esta regulación para posicionarse competitivamente frente a operadores tradicionales del mercado energético?

El actor relevante seguirá siendo el Sistema Interconectado Nacional, en particular el SDL y el STR. Allí es donde está el crecimiento para fortalecer la figura de las comunidades energéticas.

En materia de dispersión geográfica, la regulación colombiana ha ido más allá de lo que se ha implementado en otros países. Esta decisión refleja, una vez más, el carácter innovador y propositivo de Colombia en la construcción de esquemas regulatorios adaptados a su realidad territorial y energética.

A nuestro modo, en Colombia seguimos siendo pioneros en la formulación de marcos normativos que buscan habilitar la participación activa de diversos actores en la transición energética.

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ACESOL entregará el Premio Proyecta Solar 2025 a Rodrigo Palma Behnke

Desde sus inicios, la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL) ha entregado un reconocimiento anual en el marco de cada edición de Proyecta Solar Chile Latam, como una forma de destacar contribuciones significativas al desarrollo de la energía solar en nuestro país, realizadas por personas o instituciones que han dejado una huella relevante en su promoción.

Entre los galardonados se encuentran la expresidenta Michelle Bachelet; el exsenador de la República Antonio Horvath (póstumo); el profesor y académico de la Universidad de Chile Roberto Román (póstumo); Carlos Finat, consejero del Coordinador Eléctrico Nacional; Sara Larraín, Directora de Chile Sustentable; y la institución de cooperación internacional alemana GIZ.

Queremos comunicarles que en esta edición 2025, el Premio Proyecta Solar será otorgado a Rodrigo Palma Behnke, Ph.D., profesor titular del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile, investigador del Centro de Energía de la misma casa de estudios y director del Solar Energy Research Center Chile (SERC Chile).

Este reconocimiento se le otorgará el próximo 27 de mayo en Proyecta Solar 2025 por su destacada labor en investigaciones orientadas al desarrollo y optimización de la energía solar, así como por su compromiso con la formación de nuevas generaciones de profesionales en el área, contribuyendo significativamente al avance y consolidación del sector en Chile.

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Grenergy lanzó una nueva subasta inversa de 1700 GWh/año para proyectos con baterías en Chile

Grenergy, generadora renovable de española creada en 2007, lanzó una nueva subasta inversa a través de su división comercializadora en Chile denominada “GR Power”, con el objetivo de comercializar 1,7 TWh/año de energía solar y almacenamiento en baterías (BESS) de varios de sus proyectos híbridos en el país.

La licitación está dirigida a generadoras, comercializadoras y grandes consumidores, y dispone de un bloque de suministro nocturno por 1.400 GWh/año y uno diurno de 300 GWh/año, con suministro previsto a partir del primer semestre de 2026 y 2027.

Esto se debe a que Grenergy se encuentra realizando procesos de hibridación o agregando capacidad de storage en base a sistemas BESS para sus centrales fotovoltaicas “Algarrobal”, “Monte Águila” y “Elena”, que permitirán la inyección de 1.400 GWh/año en horario nocturno desde BESS al sistema, y de 300 GWh fotovoltaicos en horario diurno.  

El proyecto Elena cuenta con 67 MWac PV operativos, y actualmente en proceso de construcción un sistema BESS de 485 MW y 7 horas de almacenamiento. Mientras que los parques Algarrobal y Monte Águila, se encuentran en un estado avanzado de desarrollo, próximos a alcanzar la fase de ready to build.

Capacidad de cada proyecto a subastar

 

El segmento de energía nocturno se dividirá en sub-bloques de acuerdo con cada proyecto, todos de igual tamaño o cantidad de energía anual y con la misma fecha de inicio y vencimiento según las opciones de horizontes de contratación.

En tanto que el bloque diurno también se dividirá en sub-Bloques de acuerdo, pero sólo contemplará los proyectos Elena (200 GWh) y Algarrobal (100 GWh), donde cada sub-bloque tendrá disponible 50 GWh. 

Las empresas coordinadas del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) podrán efectuar ofertas económicas por la adquisición de la totalidad o parte de la energía generada de cada central hasta el martes 6 de mayo, a través de la plataforma de marketplace Match Energía.

El análisis de las ofertas y notificación correspondiente a las firmas proponentes será hasta el 15 de mayo; seguido por una ronda de reuniones y aclaraciones desde el 19 al 30 de dicho mes. Mientras que las negociaciones de las cláusulas comenzarán el 30 de junio y la firma de contratos se hará el 30 de julio. 

Puntos de inyección

Experiencia en la materia

Esta es la segunda vez que Grenergy lanza su propia subasta de energía renovable tras lo hecho en 2022 (ver nota), también mediante la plataforma Match Energía, cuando se convirtió en la primera productora de energía limpia en Latinoamérica en llevar a cabo una subasta de este tipo. 

En aquel entonces, la firma española firmó dos acuerdos en Chile para la venta de energía de aproximadamente 240 GWh/año, por un periodo de suministro mayor a 10 años. 

Hecho que incluso le permitió a Grenergy acceder a financiamiento para la construcción de una planta solar de 240 MW, como parte de su pipeline 18,3 GWh de sistemas de almacenamiento y 4,1 GW solares.

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Seraphim advierte grandes pendientes para fomentar más proyectos renovables en México

En el marco de Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), Itzel Rojas, Senior Sales Manager de Seraphim en Chile y México, planteó con precisión los desafíos que enfrenta el sector fotovoltaico en el país. Según la ejecutiva, aún existen obstáculos clave que impiden el crecimiento sostenido de nuevos proyectos de energía solar, a pesar del potencial competitivo y la madurez tecnológica alcanzada por las empresas del sector.

“Está el objetivo, está bien, pero sí hay que voltear a ver qué está pasando con las demoras en las interconexiones, los permisos y, en general, hay que ver claridad regulatoria”, manifestó Rojas en relación con la meta del Gobierno de permitir a los privados adicionar entre 6.400 MW y 9.550 MW de renovables al 2030, según la Estrategia Nacional del Sector Eléctrico.

Desde la visión de la referente de Seraphim, el desarrollo del sector se ve condicionado por la falta de claridad institucional.  Itzel Rojas subrayó que “ya se desmanteló la CRE” y que “vienen a formarse nuevas instituciones y está perfecto, siempre y cuando ayude realmente a mejorar toda la cuestión burocrática que están buscando sobre todo las empresas constructoras”.

En este contexto, Rojas argumentó que fomentar el financiamiento es igual de importante que la claridad regulatoria. A pesar de que la energía solar es una de las fuentes renovables más accesibles en México, “no deja de haber PyMEs o MiPYMEs que requieren ciertos financiamientos, apoyos económicos para poder seguir creciendo”, enfatiza. En su visión, tanto las grandes industrias como las pequeñas y medianas empresas deben ser consideradas como motores del desarrollo económico y energético.

“Unir esfuerzos” entre todos los actores del sector privado será esencial, sostuvo Rojas. Pero también será imprescindible desde su perspectiva fortalecer los certificados de energías limpias (CELs). “Hay que acelerar o mejorar más los certificados CELs porque también por ahí tenemos un cuello de botella que hay que resolver para fomentar más proyectos de energía renovable en el país”, advirtió.

Tecnología solar avanzada y adaptabilidad de mercado

Seraphim, fabricante integral de tecnología fotovoltaica y almacenamiento energético, mantiene una fuerte presencia en México desde 2017 y se ha consolidado en el país superando el 10% de participación de mercado con sus módulos solares de alta calidad. Rojas explicó que durante el último año, esta marca Tier One ha concentrado sus esfuerzos en el desarrollo de módulos entre 580 y 700 W, disponibles tanto a proyectos de generación distribuida como a utility scale.

En cuanto a la tecnología dominante, detalló que “la tecnología que está ponderando ahorita es la TOPCon”, destacando también la especialización de Seraphim en módulos bifaciales, con los cuales “los epecistas pueden generar ganancias significativas”.

A su vez, la compañía ha incursionado en soluciones para segmentos específicos. “Desarrollamos también módulos flexibles enfocados más como para el segmento residencial o ciertas aplicaciones distintas”, indicó Rojas. Estas tecnologías están diseñadas para instalarse en superficies irregulares, como “domos, techos curvos”, y son especialmente útiles “donde no necesitan forzosamente mucho peso”, ya que mientras un módulo convencional puede pesar entre 30 y 33 kg, los módulos flexibles pesan alrededor de 6 kg, lo cual ofrece ventajas significativas en instalaciones más exigentes.

Además, Seraphim ha lanzado este año un innovador módulo full screen, que elimina parte del marco para evitar acumulación de polvo y humedad, lo cual “mejora la eficiencia del módulo”, comentó Rojas. Y, entre otras novedades, en el ámbito del almacenamiento, están fabricando baterías en alianza con CRRC que se presentan en contenedores de 25 pies siguiendo los más altos estándares de la industria.

Sobre el comportamiento del mercado y los precios, la referente comercial recordó que en diciembre pasado se anticipó una suba en los costos, luego de un prolongado descenso. Esta variación, según indica, “tiene que ver mucho con temas de PPAs en China y varios temas relacionados a la fabricación fotovoltaica en China”. Desde la perspectiva de Seraphim, los precios podrían ubicarse “entre los 9 y los 10 centavos dólar vatio pico” hacia mayo. “Esperamos precios estables. Definitivamente creo que todos en la industria esperamos eso”, subrayó.

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Menara Construcciones proyecta nuevos contratos en Argentina y acelera su avance en LATAM

Menara Construcciones, una firma con más de 60 años de experiencia en obras civiles para la industria y la agroindustria, acelera su expansión en el mercado regional con una estrategia basada en innovación técnica, alianzas internacionales y especialización en energías renovables. 

La empresa con sede en Rafaela, Santa Fe, identificó una oportunidad concreta en el sector a partir del programa RenovAr, que marcó el inicio de su participación en proyectos eólicos mediante la construcción de caminos y cimentaciones, apoyada en su propio parque de equipos para movimiento de suelos y plantas hormigoneras.

Para consolidar su posicionamiento en el sector, Menara creó una nueva unidad de negocios: MOVEY: “Con MOVEY buscamos soluciones innovadoras a los procesos convencionales de construcción”, manifestó el gerente general de Menara Construcciones, Hermas Culzoni, durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Argentina. 

Esta área de negocio fue diseñada para responder a la demanda específica de tecnólogos y generadores que necesitan proveedores con capacidad local y conocimiento técnico, destacando la importancia de ofrecer servicios nacionales especializados en el montaje de aerogeneradores. 

La compañía ya proyecta iniciar nuevas obras en el país durante este año, con una hoja de ruta que contempla una expansión progresiva hacia países vecinos. 

“Tenemos un plan de expansión donde podamos ir abarcando toda Latinoamérica, empezando por Argentina, para cubrir las necesidades de los tecnólogos o de los generadores en distintas locaciones de LATAM para la provisión de montajes y mantenimiento”, sostuvo Culzoni. 

Uno de los pilares de esta estrategia es el desarrollo de acuerdos estratégicos con empresas extranjeras. Por un lado, Menara firmó un convenio de exclusividad con una compañía española para implementar una solución de cimentación premoldeada en todo el territorio argentino. 

Esta tecnología permite optimizar costos al reducir la cuantía de hierro y el volumen de hormigón necesario, además de acortar significativamente los plazos de ejecución. Pero lo más relevante es que permite elevar entre 6 y 8 metros la altura de la torre, lo que representa una ventaja doble: mayor eficiencia constructiva y una mejora sustancial en la generación de energía. 

“Además, estamos cerrando otro contrato para empezar durante este año y proyectando un crecimiento en Argentina para el segundo semestre del 2025 y primer semestre del 2026”, complementó el especialista. 

En esa línea, los próximos pasos están marcados como etapas clave para el crecimiento regional, dado que Chile aparece como el próximo destino de su internacionalización. Paralelamente, la firma ya trabaja en proyectos en Costa Rica, ampliando su alcance desde el Cono Sur hacia Centroamérica.

Mientras que en Costa Rica, la compañía cerró un acuerdo con HT SETECCA, una empresa costarricense con más de 15 años de experiencia en el montaje de torres eólicas. a fin de compartir conocimientos técnicos esenciales y habilitar la operación local en nuevos mercados, facilitando servicios de montaje, operación y mantenimiento.

Menara apunta a diferenciarse en el mercado no solo por su capacidad operativa, sino por un enfoque que combina eficiencia económica y mejoras técnicas en obra civil. “Hay un ahorro importante en cuanto a cuantía de hierro, a la cantidad de volumen de hormigón”, explicó Culzoni, al referirse a las ventajas del nuevo sistema constructivo. 

Esta propuesta no solo responde a las exigencias del sector renovable, sino que anticipa una demanda creciente por soluciones escalables, sustentables y adaptadas a los tiempos de ejecución que requieren los nuevos desarrollos. 

Por lo que la sinergia entre experiencia en obra civil, especialización en energía eólica y alianzas estratégicas ubica a Menara en una posición de fortaleza para competir en el plano regional, con Argentina como punto de partida y con vistas a expandirse en diversos países de Latinoamérica.

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El gobierno de Brasil avanza con un ambicioso proyecto de ley para la liberalización total del mercado eléctrico

El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil presentó el anteproyecto de ley de reforma del sector eléctrico ante la Casa Civil del país, que propone cambios estructurales vinculados con el mercado libre de energía, reestructuración de tarifas y el equilibrio sectorial. 

Tal como anticipó Energía Estratégica (ver nota) la propuesta presentada a la Casa Civil tiene el objetivo de ampliar el acceso de las familias a la electricidad, reducir las desigualdades sociales, brindar equilibrio en el sector eléctrico, garantizar mayor libertad a los consumidores para elegir proveedores de energía, promover más competencia y proteger a la población más vulnerable.

Uno de los ejes centrales de la reforma es la liberalización total del mercado de energía. A partir de marzo de 2027, los consumidores industriales y comerciales conectados a baja tensión (menos de 2,3 kV) podrán elegir libremente a sus proveedores de energía. 

Esta libertad se extenderá a consumidores residenciales, rurales y otros sectores a partir de marzo de 2028, permitiendo una mayor competencia y posibilidad de optar por fuentes de generación renovables.

Para avanzar en la liberalización total del mercado eléctrico, el gobierno busca crear la figura del proveedor de última instancia (SUI), que deberá estar regulado antes de julio de 2026, a fin de garantizar la continuidad del servicio para consumidores que, por cualquier motivo, no cuenten con contratos activos en el mercado libre.

Además, la reforma propone ajustar el horario de descuento del riego, que actualmente está fijado entre las 21.30 y las 00.00 horas. y las 6 a.m., considerando los cambios en el consumo y generación de energía en Brasil, especialmente debido al aumento de la generación solar. 

“El objetivo es hacer este calendario más flexible y eficiente, adaptándolo al nuevo escenario de generación y consumo energético, pudiendo incluso reducir los vertimientos renovables”, señalaron desde el gobierno. 

También se pretende redefinir la figura del autoproductor, ahora centrada en grandes consumidores con una demanda contratada mínima de 30 MW y una participación de al menos 30% en el capital social del emprendimiento energético; a la par que se fijan condiciones para conservar esta categoría en caso de reestructuraciones empresariales o análisis por parte del Consejo Administrativo de Defensa Económica (CADE).

El gobierno anticipa el fin progresivo de subsidios cruzados y prorrateo equitativo de los cargos del Cuenta de Desarrollo Energético (CDE) entre todos los consumidores, sin distinción por tipo de tensión; como también modificar la tarifa social que actualmente beneficia a 17.000.000 de hogares de bajos ingresos, que representan un universo de 60 millones de personas. 

Incluso, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil podrá establecer tarifas diferenciadas según horario, localización, morosidad o modelo de prepago, entre otros puntos; por lo que se contempla la posibilidad de tarifas multipartitas y cambios en el régimen tarifario de generación.

“La reforma también pretende eliminar distorsiones y aportar previsibilidad y seguridad jurídica al sector. El objetivo es promover una reducción de costos para los consumidores, preservando al mismo tiempo un entorno favorable para las inversiones, especialmente en distribución y generación de energía”, menciona el anteproyecto de ley. 

De igual modo, días atrás el gobierno mencionó medidas como la inversión de más de R$ 60000 millones en transmisión para la integración total del país al Sistema Interconectado Nacional (SIN), especialmente en la zona de la Amazonía, en pos de reducir el uso de combustibles fósiles. 

El texto del proyecto de ley, aún en fase preliminar, deberá pasar por el Congreso y puede sufrir modificaciones. Sin embargo, constituye una de las reformas más ambiciosas del sector en las últimas décadas, con el objetivo de modernizar el sistema, promover la competencia y garantizar un acceso más justo a la energía para todos los brasileños.

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Celsia compra portafolio de proyectos de energía solar y eólica y se acerca a su meta de 1.000 MW de energía renovable a 2027

Celsia, empresa de energía de Grupo Argos, sigue avanzando como gestor de activos para la transición energética, y se acerca a la meta de contar en 2027 con 1.000 megavatios de energía solar y eólica en operación en Colombia. Con este propósito se cerró una compra de 675 MW de un portafolio de proyectos en distintos estados de desarrollo a Mainstream Renewable Power.

Los proyectos adquiridos son:

Parques solares: Andrómeda (Sucre), de 100 MW, Aries (Córdoba) de 175 MW, y Pollux (Casanare) de 100 MW. El más avanzado de ellos es Andrómeda, el cual cuenta con licencia y punto de conexión a la subestación Toluviejo 220 kV, propiedad de la plataforma Caoba de Celsia en alianza con Cubico Sustainable Investments.

Parques eólicos: Neptuno, de 150 MW y Sirius, de 150 MW. Ambos ubicados en La Guajira.

«Andrómeda es el proyecto que más nos interesa del portafolio por su estado de desarrollo, al estar ubicado en una zona que ya conocemos y en donde venimos trabajando en activos de transmisión. Además, estará conectado a una subestación nuestra lo que garantiza uno de los puntos más críticos de los proyectos actualmente en el país, que es la conexión a la red. Esperamos comenzar su construcción a final del año o inicios del próximo. Sobre los demás proyectos avanzaremos en temas de licenciamiento y conexión, y como gestores de activos, iremos tomando decisiones sobre ellos”, puntualizó Ricardo Sierra, líder de Celsia.

Andrómeda es el único proyecto que ya tiene toda la etapa preconstructiva lista. Los demás están en estados de desarrollo más temprano, con diferentes avances cada uno en temas como: estudios ambientales, mediciones del recurso, diseños conceptuales, aseguramientos de los predios, entre otros.

«En Celsia nos hemos propuesto seguir impulsando la transición energética en Colombia, al punto que esperamos para 2027 tener 1 Gigavatio de energía renovable no convencional en operación. Hoy tenemos 339 MW y otros 300 MW en construcción. Este portafolio de Mainstream Renewable Power se ajusta muy bien con el nuestro, especialmente por la ubicación y estados de desarrollo, además de la confianza que nos da la experiencia y rigurosidad en el diseño y desarrollo de proyectos eólicos y solares de esta compañía global», comentó, Ricardo Sierra líder de Celsia.

Por su parte, Manuel Tagle, Gerente General LATAM de Mainstream Renewable Power afirmó: «Nos sentimos muy contentos de que Celsia, empresa líder de la industria renovable en Colombia, haya adquirido este importante portafolio de Mainstream. Son proyectos muy buenos, con un estado de avance importante y que serán claves para seguir fortaleciendo la transición energética y el liderazgo de Celsia en este tema en el país».

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Atlas Renewable Energy cierra financiamiento por USD 510 millones para proyecto solar con almacenamiento

Atlas Renewable Energy , líder internacional en el desarrollo de energías renovables, obtuvo el mayor financiamiento de su historia a nivel global para la construcción de su proyecto híbrido Estepa (Solar Fotovoltaico + BESS) , ubicado en la comuna de María Elena, Región de Antofagasta. El financiamiento de USD 510 millones fue estructurado en condiciones altamente competitivas, con el respaldo de instituciones financieras de primer nivel como BNP Paribas, Crédit Agricole Corporate & Investment Bank, DNB Bank, Scotiabank Chile, Sumitomo Mitsui Banking Corporation y The Bank of Nova Scotia.

El Proyecto Estepa es un sistema híbrido compuesto por una central fotovoltaica, con una capacidad instalada de 215 MW y una generación estimada de 600 GWh anuales, suficiente para abastecer a más de 250 mil hogares chilenos. Contará, además, con dos sistemas de almacenamiento BESS que suman 418 MW con cuatro horas de autonomía, lo que permitirá entregar energía de forma continua, incluso en horas sin generación solar. Se estima que el proyecto iniciará su operación comercial a finales de 2026.

La operación de Estepa está respaldada por dos contratos de compraventa de energía firmados con Codelco y Colbún, actores clave del sector minero y energético en Chile. Esta combinación de acuerdos fortalece el posicionamiento de Atlas como socio estratégico en la transición hacia una matriz energética más limpia, resiliente y segura.

«Este hito demuestra nuevamente el liderazgo de Atlas. No sólo marca el mayor financiamiento de nuestra historia, sino que lo hacemos de la mano de un proyecto híbrido a gran escala. Los acuerdos alcanzados con actores clave del país reflejan la competitividad de Atlas en proyectos complejos y de gran envergadura. Estamos orgullosos de seguir siendo aliados estratégicos de las compañías más relevantes tanto en minería como en energía», afirmó Alfredo Solar, gerente regional de Atlas Renewable Energy para Chile y el Cono Sur.

Este cierre se concretó apenas cinco meses después de la firma de otro acuerdo con un actor estratégico de la minería, Grupo CAP a través de sus empresas Compañía Minera del Pacífico y Aguas CAP, con quien se acordó en diciembre el suministro de 450 GWh anuales que serán suministrados por el proyecto híbrido Copiapó.

Con este paso, Atlas Renewable Energy consolida su posición en soluciones energéticas que combinan generación renovable y almacenamiento avanzado, junto con aportar soluciones tecnológicas a la vanguardia que permiten adaptarse a los cambios que viven los mercados eléctricos de Chile y la región en el marco de la transición hacia el uso de energías limpias.

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Energía Solar Inteligente a Nivel de Módulo: Tecnología MLPE ¿Cómo APsystems aprovecha la energía del sol y la tecnología?

MLPE son las siglas en inglés de Module-Level Power Electronics, es decir, Electrónica de Potencia a Nivel de Módulo. Esta tecnología se aplica a los sistemas solares para que cada panel solar trabaje de forma independiente, con su propio dispositivo de conversión y control de energía.

En lugar de conectar todos los paneles a un solo inversor (como en los sistemas tradicionales), cada módulo tiene su propio microinversor o un optimizador que lo gestiona por separado. ¿La ventaja? Un sistema solar mucho más inteligente, eficiente y confiable.

 Un Poco de Historia

La historia de la tecnología MLPE comienza en un momento clave de la evolución de la energía solar: la transición de sistemas fotovoltaicos grandes y centralizados hacia instalaciones más eficientes, modulares y fáciles de gestionar. La energía solar, tal como la conocemos hoy, comenzó a despegar comercialmente en la primera década del siglo XXI, cuando el costo de la energía solar cayó y la demanda por soluciones más accesibles y eficientes aumentó. Sin embargo, había un desafío clave: los inversores centrales tradicionales, aunque efectivos, tenían una gran limitación: todos los paneles dependían de un solo punto de conversión de energía, lo que significaba que cualquier variación en el rendimiento de un solo panel afectaba a toda la instalación.

Hoy en día, los sistemas de MLPE no solo se limitan a microinversores y optimizadores de potencia. Estas tecnologías han evolucionado para incluir sistemas de monitoreo avanzado y gestión inteligente de la energía, que permiten a los propietarios de instalaciones solares optimizar la eficiencia de manera constante, adaptándose a condiciones cambiantes.

¿Cómo Funciona MLPE?

En un sistema con tecnología MLPE:

  1. 🔌 Cada panel solar está conectado a su propio microinversor (o a un optimizador).
  2. 🔄 La conversión de energía de corriente continua (DC) a corriente alterna (AC) ocurre directamente en el lugar donde se genera.
  3. 📶 Los datos de rendimiento se envían en tiempo real a una unidad de comunicación (como el Gateway de APsystems), y de ahí a la nube.
  4. 📱 Desde EMA APP, puedes ver cuánto está produciendo cada panel, detectar problemas y analizar tendencias.

Esto no solo mejora la eficiencia general, sino que hace que el sistema sea más predecible, escalable y seguro.

 Los usuarios no tienen que ser expertos en energía. Con APsystems, simplemente reciben más valor, control y tranquilidad. Aquí te explico por qué:

  1. Más eficiencia energética

Cada panel trabaja al 100% de su capacidad sin ser afectado por los demás.

  1. Sombra sin drama

Si un panel tiene sombra o está sucio, no afecta al rendimiento de los otros.

  1. Monitoreo por panel, en tiempo real

Puedes ver desde tu celular cuánto está generando cada módulo y si alguno necesita atención.

  1. Instalación escalable

¿Solo puedes empezar con 6 módulos? No hay problema. Puedes agregar más después sin cambiar nada.

  1. Mayor seguridad

En caso de mantenimiento o emergencia, el sistema puede reducir automáticamente el voltaje en el techo.

  1. Menor mantenimiento, detección más rápida

No hay que revisar todo el sistema si algo falla. Puedes ver exactamente cuál módulo necesita atención.

 APsystems ha llevado la tecnología MLPE a un nuevo nivel con soluciones que combinan potencia, simplicidad y control. Todo su ecosistema está pensado para que tanto el instalador como el usuario final tengan la mejor experiencia posible.

Productos clave de APsystems:

  • Microinversores (como DS3 o QT2)
    Se instalan en cada panel o grupo de paneles (2 o 4), y convierten la energía directamente en el techo.
  • Unidad ECU (Energy Communication Unit)
    Actúa como el “cerebro” del sistema. Recoge datos de cada microinversor y los envía a la nube.
  • Plataforma EMA (Energy Monitoring & Analysis)
    Permite ver cuánta energía genera cada panel, detectar fallas y descargar reportes desde el celular o la computadora.

>>> Aplicaciones en la Vida Real

Gracias a su diseño modular, los sistemas MLPE de APsystems son perfectos para:

  • Residencias con techos pequeños, sombreados o de varias orientaciones.
  • Negocios que necesitan confiabilidad y monitoreo constante.
  • Proyectos solares que buscan escalabilidad sin rediseñar todo desde cero.
  • Escuelas o instituciones que quieren enseñar sostenibilidad con datos en tiempo real.

¿Quieres dar el siguiente paso?

Si estás pensando en instalar energía solar, elegir un sistema con tecnología MLPE de APsystems es elegir un sistema moderno, preparado para el futuro y totalmente a tu medida.

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Jaime Toledo: “Las renovables a gran escala enfrentan una competencia asimétrica que impide su despliegue”

En un contexto donde Chile mantiene firme su compromiso con la descarbonización, desde la Asociación de Generación Renovable (AGR) advirtieron que los proyectos utility scale enfrentan barreras regulatorias estructurales que impiden su desarrollo masivo. 

Jaime Toledo, presidente de AGR, aseguró que se requiere una reforma urgente al mercado eléctrico para corregir distorsiones y que permita competir de igual a igual a las ERNC de gran escala con las centrales fósiles y los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD).

“Las empresas que utilizan combustibles fósiles cobran todos sus costos variables de operación y los PMGD acceden a un precio estabilizado garantizado de casi USD 70 MWh, pero a los proyectos renovables utility scale, se les paga cero por la energía limpia que producen durante más de 3.000 horas al año, sumado a que deben pagar parte del precio estabilizado de los PMGD y por las operaciones fuera del orden económico de las centrales fósiles”, apuntó en diálogo exclusivo con Energía Estratégica

Desde la AGR alertaron que no se podrá desarrollar el pipeline de proyectos de más de 12.500 MW de capacidad de energía verde por parte de las empresas asociadas a AGR, en caso que no se eliminen las actuales asimetrías a la competencia en el mercado eléctrico.

“Resulta difícil mantener la sostenibilidad del negocio si no hay un cambio estructural en la forma que se tarifican las energías limpias”, insistió Toledo. 

El gremio integrado por ACCIONA, Mainstream Renewable Power, Ibereólica y RWE también lanzó una advertencia directa sobre los contratos de suministro eléctrico firmados con distribuidoras, los cuales son los más económicos que abastecen a los clientes regulados del sistema. 

“Es urgente preservar su sostenibilidad financiera. De lo contrario, podrían salir del mercado y ser reemplazados por contratos más caros abastecidos por energías fósiles”, anticipó el presidente de la asociación. 

Otro foco de conflicto es el crecimiento acelerado de los PMGD, que acceden a un precio estabilizado garantizado cercano a los USD 70/MWh y que reducen la demanda equivalente del sistema eléctrico, dificultando la operación y afectando a las ERNC de mayor escala. 

Toledo señaló que este fenómeno, lejos de estar regulado, “proliferó sin control y produjo un exceso de generación en la red, que profundizó la falta de transmisión”. Tal es así que la AGR ha sido clara en su llamado a resolver este panorama de forma urgente y que resulta indispensable establecer un compromiso explícito.  

¿Qué esperar en términos de precios y vertimientos?

Es sabido que la falta de infraestructura de transmisión y la inacción en modernización de la red son algunos de los principales responsables de los curtailments de ERNC masivos, que aumentan paulatinamente y siguen rompiendo récords negativos para el sector. 

Para enfrentar estos desafíos, la Asociación de Generación Renovable de Chile planteó avanzar en tres líneas clave: la modernización de los criterios de operación de la red, implementación de sistemas automáticos de control de transferencias de energía en el sistema de transmisión y la instalación de baterías. 

La revisión al Decreto Supremo N°125 que se está realizando actualmente ya incluye lineamientos para proyectos BESS, pero Toledo insistió que para implementar automatismos o modernizar los criterios de operación de la red “se necesitan ajustes normativos más profundos” y pidió que estas temáticas sean abordadas por las autoridades con urgencia.

“Esperamos que la autoridad aborde dichas temáticas, porque de lo contrario seguiremos botando energía renovable equivalente al suministro eléctrico de 1.800.000 hogares, mientras que anualmente compramos en el extranjero entre USD 15.000 a – 20.000 millones en combustibles fósiles, lo que es un despropósito total”, subrayó el presidente de AGR

El directivo también compartió su preocupación para los próximos años: en caso de que no se adapte la regulación para que las ERNC a gran escala compitan de igual a igual con las fuentes fósiles y los PMGD, el riesgo podría ser internalizado por los agentes del sector y, como consecuencia, “los precios de la energía tenderán a subir o mantenerse”. 

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Sungrow alcanza 7 GWh contratados para proyectos BESS en LATAM y proyecta fuerte crecimiento con PowerTitan 2.0

Sungrow acelera su expansión en el mercado de almacenamiento de energía a gran escala con cifras contundentes. A nivel global, la firma china ya tiene 37 GWh contratados con esta tecnología, siendo 25 GWh fuera de China, y contabiliza 15 GWh entregados, de los cuales 9 GWh corresponden a mercados internacionales.

“Actualmente Sungrow tiene una capacidad de producción anual de 75 GWh, y estamos ampliando nuestra planta con 35 GWh más que estarán listos a fin de año”, informó Mariana Seabra, coordinadora técnica de ESS para LATAM de la compañía, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Central America & The Caribbean. 

“En América Latina tenemos más de 7 GWh contratados para proyectos BESS, de los cuales 6,9 GWh son en Chile, sumado a que tenemos el primer sistema en acoplamiento DC en Colombia (7 MWh), otros 40 MWh en República Dominicana y esperamos tener mucho más prontamente”, agregó. 

La firma, que supera los 16.000 empleados a nivel mundial, destina un 40% de su fuerza laboral al área de I+D, y se posiciona entre las 50 empresas más innovadoras de China.

La solución PowerTitan 2.0 se presenta como una propuesta de alta eficiencia para sistemas de almacenamiento de energía, ya que cuenta cuatro niveles de protección entre el módulo y el PCS, e incorpora refrigeración líquida optimizada, con un diseño de flujo mejorado mediante válvulas inteligentes.

Los conversores de potencia PCS de PowerTitan 2.0 están diseñados para configurarse uno por RACK o cada dos RACKs. En palabras de Seabra, “como son PCS string, el usuario puede tener ese spare de sitio y corregir el factor y volver a los valores anteriores”, lo que otorga una ventaja operativa en el mantenimiento y la continuidad del servicio. 

“A ello se debe añadir que la solución también es compatible con aplicaciones como grid-forming y servicios auxiliares, con referencias operativas ya activas a nivel mundial”, complementó Seabra. 

El crecimiento del sector también se traduce en una evolución tecnológica acelerada. Según Seabra, hace dos años todo el mercado trabajaba con celdas de 280 amperios o menos; pero hoy Sungrow hace lo propio con celdas de 314 amperios y proyecta llegar a 600 amperios o más en los próximos años. 

Además, mencionó que el uso de conversores de potencia no es nuevo, sino que ya está ampliamente adoptado en sistemas críticos como HVDC y líneas de transmisión en corriente continua a larga distancia.

Para acompañar esa expansión en Latinoamérica, la compañía ha establecido seis oficinas de servicio técnico en la región y un centro de monitoreo 24×7 con base en Santiago de Chile.

Y entre los proyectos emblemáticos donde Sungrow ha desplegado su tecnología, se destaca tres sistemas BESS desarrollados junto a ENGIE en la región de Antofagasta, Chile:

  • BESS Coya, que posee una capacidad de 139 MW y 638 MWh, que almacena la energía generada por la Planta Solar Coya de 181 MWac e inyecta energía a la red hasta 5 horas diarias
  • BESS Tamaya, de 68 MW/418 MWh de potencia y capacidad de almacenamiento de más de 5 horas. Sus 152 contenedores de baterías se cargan con la energía generada por la Planta Solar Tamaya (114 MWac). 
  • BESS Capricornio: de 48 MW/264 MWh de capacidad junto a la planta solar Capricornio de 88 MWac. 

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Listos para salir: Pampa Energía prepara nuevos proyectos por más de 200 MW

Pampa Energía prepara dos nuevos proyectos de generación renovable que suman casi la mitad de su capacidad ERNC operativa en Argentina, y que podría lanzarlos cuando observe una clara oportunidad de mercado.

“Tenemos dos proyectos por más de 200 MW de potencia, que podríamos avanzar en cualquier momento, aunque dependerá fundamentalmente de las cuestiones económicas y del mercado argentino”, reveló Rubén Turienzo, director comercial de Pampa Energía, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina.

“El primero es uno eólico de 150 MW, que sería el hermano mellizo del recientemente inaugurado Pampa Energía VI (PEPE VI), ya que se aprovecharán las instalaciones de 500 kV que desarrollamos. Mientras que el segundo es un proyecto solar más chico”, añadió. 

El parque eólico mencionado se configura como una réplica del Parque Eólico Pampa Energía VI, inaugurado recientemente con una potencia instalada de 140 MW, compuesto por 31 aerogeneradores y conectado a una línea de 500 kV, la primera de este tipo para un proyecto eólico en Argentina, ya que la puesta en marcha implicó la construcción de una estación transformadora y una línea de extra alta tensión de 8 km.

Con esta adición, Pampa Energía opera actualmente más de 400 MW en energía eólica, distribuidos entre cuatro parques ubicados en el sudeste de la provincia de Buenos Aires: PEPE II y PEPE III, ambos de 53 MW; PEPE IV de 81 MW; y Pampa Energía VI de 140 MW. 

A ellos se suma el Parque Eólico Arauco II, de 100 MW, ubicado en la provincia de La Rioja, adquirido a PEA por un precio de 171 millones de dólares y como forma parte del ambicioso plan de Pampa, de focalizar sus inversiones en el desarrollo de los negocios centrales de la compañía.

Consultado sobre el potencial de crecimiento, Turienzo consideró que “proyectos en desarrollo en Argentina pueden ser casi infinitos para cada uno, debido a los recursos del país, aunque las condiciones puntuales regulatorias, económicas, y de la red nos van diciendo cuántos podemos colocar”.

En ese sentido, alertó sobre las limitaciones actuales de capacidad de transporte disponible, que dificultan el desarrollo de nuevos emprendimientos a gran escala a lo largo de todo el país. 

“Para grandes proyectos, la cuestión es un poco complicada porque no hay capacidad de transporte disponible y el foco seguramente pasará por energía distribuida, donde las grandes compañías no son las mejor posicionadas para ello”, evaluó.

Durante su intervención en FES Argentina, Turienzo también se refirió al impacto del nuevo Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Si bien reconoció algunos beneficios, consideró que su alcance en materia renovable es acotado, al no ser una herramienta pensada para los proyectos renovables de Argentina.

“Para 200 millones de dólares se habla de un proyecto eólico de más de 150 MW o uno solar de más de 250 MW, que resultan difícil en esta coyuntura”, advirtió al analizar la viabilidad de utilizar este régimen en proyectos renovables, la cual está limitada por las condiciones actuales del mercado a término (MATER) y la demanda.  

No obstante, destacó que “el RIGI puede ser una ayuda importante para la expansión de transmisión”, por lo que podría ayudar el mecanismo que prepara la Secretaría de Energía de la Nación para que el sector privado participe en la expansión de la red de transporte eléctrico. 

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Tuto Power proyecta un crecimiento sostenido del suministro calificado en México

Tuto Power, grupo independiente y privado 100% mexicano, con presencia en el mercado eléctrico desde 2016, mantiene como actividad principal el suministro calificado, pero también actúan en el ámbito de la energía solar distribuida y operan como generadores solares, con una planta emblemática de 405 MW en Puerto Libertad, Sonora.

Para este año, desde la compañía apuestan a un crecimiento sostenido en el suministro calificado en México, impulsado por la demanda cada vez más activa del sector industrial por soluciones sustentables. Al respecto, Darío Leoz, director general de la compañía, señaló que los clientes buscan asegurarse un suministro de bajo costo alineado a sus estrategias ESG.

“Cada vez están más preocupados por los certificados de origen, por la huella renovable y obviamente pidiendo además no solo certificados limpios por encima de sus requisitos sino también pidiendo IRECs de manera constante”, explicó Leoz.

Este crecimiento ocurre en paralelo al avance en energía solar distribuida. Leoz adelantó durante el encuentro Future Energy Summit México (FES México) que este año ejecutarán “6 MW en generación distribuida”, lo cual considera significativo entendiendo que no es su Core Business.

De allí, el referente empresario calificó su visión del sector como “moderadamente optimista”, una percepción que se sostiene en la continuidad en los negocios que está logrando su empresa y porque “los fundamentales de México para poder hacer nuevos proyectos están ahí”.

La moderación, aclaró “tiene que ver con la parte macroeconómica”. Según detalla, cuestiones geopolíticas y la baja en el nearshoring “en los términos en los que se estaba viendo”, producto de las políticas proteccionistas y aranceles, genera dudas sobre el establecimiento de nuevas industrias que podrían hacer dar un salto al suministro calificado y generación distribuida.

No obstante, la actual administración buscaría fomentar la incorporación de suministro limpio en nuevos polos y parques industriales, lo que podría ser aprovechado durante este sexenio por empresas del sector. Un gran punto de oportunidad serían las instalaciones aisladas de 20 MW, sobre las que también hizo hincapié el referente de Tuto Energy durante su participación en FES Mexico.

“Las plantas de 20 MW yo creo que se va a dar solución a situaciones de congestión en puntos concretos”, indicó, aunque observó que será un desafío su dimensionamiento en solar fotovoltaica en caso de que solo se les permita instalarse en el punto de consumo.

“Quizás van a tener más facilidad para colocarse respecto a la solar, plantas de motores pequeñas turbinas de gas para esa solución ya que son más son más fáciles de ejecutar sin tanta necesidad de terreno y además con un funcionamiento mucho más adecuado a la red. Y con esto no estoy diciendo que sea mi punto de vista más favorable a ello. No. Me encantaría hacer esa parte solar pero no todo el mundo va a tener ese terreno”, advirtió.

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Proliferación de proyectos renovables en Perú podría motivar criterios técnicos adicionales de ingreso al SEIN

El aumento de proyectos de energías renovables en Perú, que viene desde años atrás y que se proyecta que continuará en expansión con mayor fuerza tras la modificación de la Ley 28832 a finales del 2024, plantea un reto técnico y normativo para el sistema eléctrico. Aunque no todos los proyectos RER alcanzan la etapa de ejecución, la cantidad de estudios de preoperatividad aprobados y en evaluación refleja un volumen de iniciativas en megavatios instalados que excede ampliamente la demanda requerida del país y la capacidad de transmisión de la red.

“Hay una proyección de 23.000 MW de capacidad RER (entre eólicas, solare e hidros) según los estudios en trámite y aprobados por el COES, que resulta en una apuesta de inversión arriesgada y no muy  lógica, considerando que nuestra demanda actual es en promedio 7.500 MW”, advirtió Pedro Antonio Morales, abogado especialista del sector energético y asociado senior de la firma Miranda & Amado

En diálogo con Energía Estratégica, explicó que el aumento en los desarrollos renovables, principalmente eólicos y solares, ya se observaba antes de la reforma normativa: “Esto ya se veía desde el año 2023” y el inicio de los problemas se evidenció más en 2024 cuando sus promotores se empezaron a topar con retos para su viabilidad técnica y comercial dentro de un sistema que no está preparado y adaptado para ello..

Uno de los principales cuellos de botella se encuentra en la capacidad del sistema interconectado, cuyo desarrollo e incremento con la ejecución de nuevos proyectos de transmisión no ha acompañado el ritmo de crecimiento de las renovables. “En el área operativa del sur del país, donde hay una gran demanda de proyectos eólicos y solares ya se han evidenciado problemas de congestión en las redes, por ejemplo, en la zona donde se ubica la subestación San José, Arequipa, el operador ha determinado que al 2032 habrá nueve proyectos RER por 1.750 megawatts cuya inyección en una operación normal implica la existencia de congestión y el vertimiento energético de producción RER ”, señaló Morales sobre la infraestructura de transmisión de la red troncal que se anticipa que estará congestionada.

Según explicó, el COES ya identificó este tipo de limitaciones al rededor del país en su último plan de transmisión: “Con la cantidad de proyectos RER que hoy, en teoría, deberían entrar a operar desde 2025 hasta el 2032, y aquellos que están con estudios de preoperatividad en revisión, ya estableció que hay determinados puntos, sobre todo en el sur del país, donde las líneas de transmisión no tienen la capacidad para poder exportar la energía que se inyecta a todo el sistema. Y por lo tanto, ya dijo, van a haber congestiones”.

A ello se suma un factor económico crítico: muchos desarrollos podrían ver comprometida su viabilidad financiera. “Los proyectos que se conecten a estos puntos no van a poder inyectar el 100% de su capacidad, al producirse vertimientos energéticos de producción RER. Con lo cual, van a tener una merma”, indicó. Y alertó que eso “perjudica a los proyectos que ya están en operación y desarrollo en dichas zonas, (…) y sobre los proyectos nuevos de repente si estos se piensan desarrollar con una proyección de que iban a entrar en el 2025, en el 2026, generando el 100% de su capacidad, no lo van a poder lograr y de repente muchos proyectos se van a tener que caer o al menos aplazar por la afectación en sus flujos proyectados”.

En ese escenario, cobra especial importancia el rol del regulador y del operador del sistema. Morales afirmó que no todo debe regularse, pero sí ordenarse o adaptarse: “En Perú hay un libre acceso, un acceso totalmente permitido para la generación, con lo cual el Estado no puede limitar, por ejemplo, que alguien quiera desarrollar un proyecto RER o no, ni tampoco el regulador”.

A su juicio, la clave estará en fortalecer las herramientas del operador del sistema. “Es el operador del sistema quien tiene que tener las herramientas y ahí es donde tiene que entrar, creo, el tema legislativo a tratar, que es la perfección de sus procedimientos técnicos, la posibilidad, por ejemplo, de que el operador del sistema pueda adoptar criterios técnicos adicionales para garantizar la seguridad y confiabilidad del SEIN”.

El abogado que en su momento fue asesor legal del operador del sistema recordó que en Perú los criterios de operación no se basan solo en obtener el mínimo costo en la operación, sino también es relevante el criterio de seguridad en la operación “Ambos tienen un equilibrio y ambos tienen la misma importancia”, sostuvo. Por eso, si bien las renovables aportan a la reducción de costos, también “inyectan al sistema una inseguridad” por su intermitencia y características. “Vulneran la confiabilidad si el sistema no está preparado para su atención”, puntualizó.

En consecuencia, Morales consideró indispensable que el COES “tenga las facultades necesarias para poder determinar cuándo entran, cuándo no o qué otros requisitos adicionales necesitan este tipo de proyectos que permitan el funcionamiento confiable del sistema”.

En el marco del avance hacia la diversificación energética que propone la modificación de la Ley N° 28832, Future Energy Summit (FES) llevará a cabo un megaevento de energías renovables en el Perú el próximo 29 de septiembre, el cual promete reunir a cientos de ejecutivos y ejecutivas de sector, tal como lo viene haciendo en otras latitudes.

En febrero más de 500 líderes del sector participaron en Argentina del primer encuentro FES del año, en un momento en el que el sector energético aguardaba por la actualización de nuevos mecanismos del MATER, la definición de nuevas obras de transporte eléctrico y de la licitación pública de aproximadamente 500 MW de potencia de sistemas de baterías.

Luego, en marzo la gira continuó con FES México y FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluaron la realidad del mercado y excedieron a anuncios exclusivos del sector público local y regional.

Cabe destacar que los encuentros cuentan con espacios exclusivos de networking ideales para explorar sinergias y nuevos negocios.

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

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Señales al mercado: Autoridades aseguran un ritmo de inversión sostenido en el sector energético de República Dominicana

Más de 1000 MW de nueva capacidad de generación eléctrica serán incorporados este año en República Dominicana, según confirmó el viceministro de Energía, Alfonso Rodríguez, durante una entrevista audiovisual en el marco del Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe).

“Nuestra Ley de Estrategia Nacional de Desarrollo establece un 25% de energía renovable al 2025 que va a ser cumplida ahora”, aseguró el viceministro Rodríguez.

En tal sentido, desde el Viceministerio de Energía, bajo la órbita del Ministerio de Energía y Minas, aseguró que avanzan en un monitoreo detallado del Plan Energético Nacional, elaborado por la Comisión Nacional de Energía (CNE), para garantizar el cumplimiento de los Objetivos de Desarrollo Sostenible.

En atención a las metas de este año, el funcionario reveló que en 2025 se pondrá en marcha una planta térmica de 460 MW y se interconectarán en el orden de 700 MW de energía renovable que les permitirá alcanzar del 25% de integración de renovables durante este año. Pero aquello no sería todo.

Rodríguez enfatizó que para avanzar con la meta del 30% de renovables al 2030 no se limitarán a la incorporación de generación, sino que están planificando un fortalecimiento integral del sistema eléctrico. Esto incluye la expansión de redes, el marco legal, el almacenamiento y también el rol estratégico de la generación térmica.

De allí, en exclusiva para FES Caribe anticipó que este año se inaugurará la expansión de una línea de transmisión del noroeste a 345 KV. Esta infraestructura será clave para mejorar la integración de generación en el país, en miras a prepararse para lograr la meta de integración de un 30% de renovables al 2030, para lo cual ya se discuten nuevas regulaciones y esquemas de integración.

“Ya tenemos en República Dominicana las resoluciones que establecen que ahora mismo todas las concesiones de proyecto fotovoltaico requieren un 50% de almacenamiento de batería”, detalla el viceministro. A esto se suman otros instrumentos normativos de la Superintendencia de Electricidad como aquel que habilita a los agentes térmicos a invertir en sistemas de almacenamiento para regulación de frecuencia, con el objetivo de una mayor incorporación de servicios auxiliares.

Otro eje clave será el lanzamiento de una nueva licitación para proyectos de generación y almacenamiento a través de las distribuidoras eléctricas, actualmente bajo control estatal. Si bien los pliegos definitivos aún no fueron publicados, el Ministerio trabaja junto con actores del sector para diseñar un esquema que tome en cuenta las lecciones aprendidas en América Latina.

“Estamos tomando todas las iniciativas y todas las experiencias de las licitaciones que se han realizado principalmente en Latinoamérica y no hacer un proceso desde cero sino tomar todo lo que ha pasado mal y corregimos”, sostiene Rodríguez.

Además de buscar un equilibrio entre contratos PPA y financiamiento bancario, el proceso considera la publicación de precios de referencia por parte de la CNE, los cuales podrán ser utilizados como guía para inversionistas y desarrolladores.

“Existen proyectos en el día de hoy que han sido construidos sin necesidad de un PPA, pero también entendemos que muchos bancos requieren esa figura”, aclara el funcionario. El objetivo es que las distribuidoras, como principales offtakers, lideren aquel proceso de manera sostenible y atractiva para el sector privado.

Desde el Ministerio aseguran que el crecimiento del parque de generación será suficiente para responder al dinamismo económico, liderado por sectores como el turismo y la industria. “Podemos asegurar que el ritmo de la economía de República Dominicana puede ir creciendo y será satisfecha la demanda de energía”, concluye Rodríguez.

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Exhortan por mayor claridad en la remuneración para almacenamiento en la región

El almacenamiento energético cuenta con al menos 17 aplicaciones posibles, según el Laboratorio Nacional Sandia de Estados Unidos, y desde Seraphim consideran que muchas de ellas aún no han sido contempladas en los marcos regulatorios vigentes en América Latina. Así lo señaló Nicholas Serrano, Technical Manager Latam de la compañía, durante el encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe).

“No solo hay que ofrecer una aplicación de los sistemas de baterías, sino también pensar en la migración hacia otras aplicaciones donde pueda haber un beneficio económico a futuro”, manifestó el ejecutivo.

La necesidad de ampliar la visión regulatoria fue uno de los ejes centrales de su exposición. Si bien países como República Dominicana ya avanzaron en normativas para arbitraje y regulación de frecuencia, existen otras funcionalidades críticas como el peak shaving, el black-start o el control de rampa que aún no se consideran de forma estructural en la remuneración de proyectos.

“Solamente se está enfocando en regulación de frecuencia, cuando hay más aplicaciones”, subrayó Serrano. En ese sentido, planteó la necesidad de contemplar mercados paralelos o sistemas de subastas que valoren esas otras funcionalidades, ya sea por disponibilidad, potencia entregada o número de intervenciones, como sucede en mercados maduros como Gran Bretaña.

Adaptabilidad y seguridad: pilares clave para el almacenamiento

Para el referente técnico, cualquier estrategia de desarrollo debe considerar las particularidades de cada mercado. “No es lo mismo tener un proyecto en República Dominicana que en Honduras o en Guatemala”, explicó, aludiendo a los distintos recursos naturales, condiciones geográficas y regulaciones nacionales. Por eso, destaca la importancia de traducir estos factores en propuestas técnicas adaptadas a cada cliente.

La normativa también debe contemplar un horizonte de largo plazo y ser compatible con nuevas tecnologías. Serrano enfatiza que la regulación debe tener una “columna vertebral sólida” que permita la incorporación de tecnologías futuras como el hidrógeno o las hidroeléctricas reversibles, sin necesidad de rehacer completamente los marcos legales existentes.

En paralelo, advierte sobre un aspecto central para los bancos y aseguradoras: la seguridad en los sistemas de almacenamiento. “El tema de seguridad contra incendios, por ejemplo, es lo más importante bajo la norma NFPA 855. La vida está por encima de todo”, sostuvo.

En definitiva, desde Seraphim insisten en que la rentabilidad y masificación del almacenamiento dependerá de regulaciones claras, estables y técnicas, capaces de incentivar múltiples usos de las baterías y facilitar la entrada de nuevas tecnologías sin obstáculos estructurales. Para ello, apuestan por el conocimiento aplicado y la cooperación con cada mercado.

“Es importante entender en cada mercado la regulación existente y las normativas que cada país tiene”, señaló Serrano.

Consultado en FES Caribe sobre los mercados más atractivos para almacenamiento, Serrano indicó que Chile, República Dominicana y Guatemala lideran en la región, tanto por sus avances regulatorios como por sus condiciones técnicas aunque aún tengan retos para su incorporación.

De igual modo, destacó los aprendizajes extraídos de estas experiencias. Por ejemplo, mencionó el caso de República Dominicana, que ya exige 50% de almacenamiento en proyectos solares arriba de los 20 MW, como una política que podría ser emulada por otros países.

Sin embargo, aclara que la visión de Seraphim no se limita a estos tres mercados. La intención es transferir el conocimiento adquirido hacia países que aún están dando sus primeros pasos, como Argentina o Colombia, con foco en asistencia técnica y desarrollo de marcos regulatorios adaptados.

Tecnología, producción y visión estratégica

Seraphim, tradicionalmente reconocido por sus paneles fotovoltaicos, expandió su modelo de negocio al almacenamiento energético a través de una alianza estratégica con la firma CRRC. Esta última, conocida por construir los trenes bala en China, aporta capacidad tecnológica y de producción con 25 GWh de capacidad anual y más de 45 GWh ya entregados globalmente, según datos compartidos por la empresa.

El portfolio de soluciones de almacenamiento incluye en sus containers, baterías de primera línea, sistemas de conversión de potencia (PCS), monitoreo y control (BMS, EMS), subestaciones prefabricadas y acoplamiento AC/DC, con foco en soluciones modulares y seguras.

Desde el punto de vista tecnológico, la firma también trabaja en la mejora del rendimiento energético, la densidad de almacenamiento y la reducción del consumo auxiliar, con una visión integral que incluye el análisis del ciclo de vida de los equipos (LCA). “Estamos trabajando con inteligencia artificial para que estos sistemas de monitoreo tomen las acciones preventivas antes que las correctivas”, comentó Nicholas Serrano.

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República Dominicana ratifica su compromiso con la renovabilidad y sostenibilidad energética

La República Dominicana avanza en la incorporación de energías renovables en miras a dar cumplimiento a metas concretas que buscan transformar su matriz energética con base en la sostenibilidad.

“Nosotros somos ahora mismo el país líder en ese sentido”, resaltó Betty Soto, viceministra de Innovación y Transición Energética, al explicar el crecimiento del sector en los últimos años. Desde 2020, el país duplicó su capacidad de generación renovable, pasando de 600 MW a casi 1.400 MW al cierre de 2024.

Según señaló Soto, las proyecciones para concluir 2025 contemplan la incorporación de otros 700 MW. Así, el país alcanzaría el 25% de generación renovable, con un 22% proveniente de grandes proyectos y un 3% desde generación distribuida. “Hay un compromiso real con la diversificación de la matriz al 2030”, subrayó la funcionaria.

Este esfuerzo no es aislado, sino parte del cumplimiento de los compromisos internacionales asumidos por República Dominicana en sus Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC) y esta administración de gobierno iría por más.

La transición energética dominicana se fundamenta en políticas inclusivas, marcos normativos modernos y apertura al capital extranjero. Para Soto, avanzar en estos frentes es crucial para garantizar una transformación energética sostenible y justa.

“Definitivamente también hay un compromiso real de mantener esos incentivos y promover la aceleración de la transición energética”, afirmó. La actualización del marco regulatorio es otro de los pilares que destacó: “Una transición energética que cuente con un marco regulatorio robusto y actualizado a lo que son las nuevas tecnologías es fundamental”.

Además, uno de los objetivos principales del actual gobierno es cerrar las brechas en el acceso a la energía. “Disminuir la brecha de aquellas poblaciones que aún no tienen acceso a la energía” es una prioridad que se canaliza a través de programas de electrificación rural, desarrollados por el Ministerio de Energía y Minas en conjunto con organismos multilaterales.

Entre los principales retos técnicos actuales, la viceministra identificó un desbalance entre el crecimiento de la generación renovable y el desarrollo de la infraestructura de transmisión: “La velocidad con la que crece el sector generación no es la misma velocidad con la que crece la red de transmisión”.

Por eso, uno de los focos prioritarios de esta administración es fortalecer la infraestructura de transmisión hacia el 2030, para garantizar la integración eficiente de las nuevas fuentes de generación al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado.

Además, Soto señaló el rol estratégico del almacenamiento: “Ya desde nuestros organismos […] se ha adoptado la necesidad de incorporar sistemas de almacenamiento en estos proyectos de generación de fuentes renovables”, explicó, destacando que esto permite dotar al sistema de mayor seguridad y estabilidad.

Estas declaraciones de Soto fueron brindadas en el marco de un panel de autoridades del sector público de la región durante el evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), en el que República Dominicana ofició como sede y referente.

“Un inmenso placer ser sede de un evento para el sector energético tan importante como lo es el Future Energy Summit”, expresó la viceministra, quien remarcó que el país ha sido anfitrión en ediciones previas de este encuentro líder para stackeholders de Centroamérica y el Caribe.

Frente a un auditorio con presencia de más de 500 actores estratégicos del sector energético regional, la viceministra reiteró el compromiso del país con la inversión extranjera. “Vengan a República Dominicana porque es un país que garantiza una estabilidad política, una estabilidad económica y una estabilidad social”, afirmó.

Y concluyó con una visión de futuro: “Nosotros como país quisiéramos ser reconocidos en un futuro por mantenernos siendo líderes y punteros en la transición energética”, destacando que uno de los legados de esta gestión debe ser la sostenibilidad de la matriz, el acceso universal a la energía y la confianza de los inversores.

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Liquidez, reglas claras y PPAs atractivos: Guatemala seduce a inversionistas renovables

Guatemala se consolida como uno de los mercados energéticos más atractivos de Centroamérica. Con una experiencia acumulada en licitaciones a través del Plan de Expansión de Generación (PEG) —actualmente en la antesala de su quinta edición— el país promueve un entorno de inversión basado en transparencia, competencia y estabilidad jurídica.

Así lo destacó Silvia Alvarado de Córdoba, presidente de la Junta Directiva del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), quien compartió su visión durante un panel de debate en el encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean.

“Tenemos un buen mercado eléctrico, es un mercado maduro, tiene ya 30 años de haberse reformado”, subrayó Alvarado de Córdoba.

Este marco se apoya en una Ley General de Electricidad robusta. “Privilegiamos la certeza jurídica que da eso y todos los ajustes regulatorios se hacen a nivel de regulaciones secundarias para no trastocar el marco regulatorio que ha sido tan exitoso”, explicó la referente del AMM.

Un ejemplo claro de la confianza que deposita el inversor privado en el mercado es la convocatoria a la reciente licitación PEG 4, donde se ofertaban 235 MW de potencia y energía, pero el interés superó ampliamente las expectativas: “Habían en la sala de la subasta más de 1.200 MW de oferta para hacer vía subasta inversa electrónica”, detalló la directiva. Según explicó, este sistema garantiza un proceso “muy transparente, muy competitivo”, lo que permite afirmar que “tenemos verdaderamente un sistema de compra de potencia y energía que funciona muy bien”.

En miras a la PEG-5, Guatemala avanza hacia la modernización de su regulación y normativa para adaptarse al avance tecnológico y contemplar nuevos desarrollos que pudieran querer participar de la nueva convocatoria. Como parte del trabajo, el AMM dividió en tres fases el diseño normativo para incorporar el almacenamiento energético. “El primero que está aprobado y está vigente es en atención a cómo vamos a darle el tratamiento a las centrales solares y eólicas que incorporen almacenamiento tanto para fines de arbitraje o para servicios auxiliares”, indicó Alvarado de Córdoba. Esta normativa, que ya cuenta con su código de red, representa una señal clara de previsibilidad para los potenciales inversionistas de proyectos híbridos.

En cuanto a la visión de largo plazo, Silvia Alvarado de Córdoba enfatiza que los cambios recientes en el perfil de demanda también demandaron ajustes técnicos importantes. “Durante 30 años tuvimos una curva de demanda con un pico en la noche, eso cambió y no podíamos dejar que venga una nueva licitación sin ajustar eso”, comentó. La flexibilidad institucional para adaptar el sistema a las nuevas condiciones es, a su juicio, una garantía para el inversor: “Tienes que darle certeza al que va a poner inversiones de millones, o miles de millones en el caso del gas natural”.

Con una nueva licitación en puerta —PEG 5, prevista para lanzarse tras Semana Santa— el país proyecta adjudicar hasta 1.500 MW de capacidad. No obstante, el dinamismo del mercado libre y la apertura al almacenamiento y energías renovables convierten al sistema eléctrico guatemalteco en un escenario atractivo para inversiones sostenibles.

Y es que el sistema ofrece condiciones macroeconómicas favorables: “En Guatemala todas las transacciones se pagan en dólares, no hay un problema cambiario”. A esto se suma una historia sin precedentes de cumplimiento: “Ha sido un sistema absolutamente líquido, no ha habido deudas, no ha habido defaults de pago en los casi 30 años que lleva el mercado de haber sido reformado”, precisó la presidente de la Junta Directiva del operador eléctrico nacional.

Otro aspecto clave es la segmentación del mercado entre demanda regulada y no regulada, este último también con grandes oportunidades para el inversor privado. Actualmente, cerca del 40% de la demanda del país es no regulada, con más de 1.300 grandes usuarios activos. Esto se traduce en aproximadamente 800 MW de demanda adicional por fuera de la licitación oficial, según datos del propio AMM.

“Ese volumen de transacciones está disponible para todas las empresas que quieran venir a ofrecer esos servicios”, señaló Silvia Alvarado de Córdoba.

Este bloque de mercado se vuelve cada vez más estratégico para los desarrolladores, especialmente tras los picos de precios registrados en 2023. “El año pasado tuvimos un sistema estresado y los precios se dispararon hasta más de US$350 el spot”, recuerda. Como consecuencia, los grandes usuarios buscan certeza de largo plazo y estarían evaluando nuevas formas de contratación. “Yo lo que les he recomendado que hagan es que se asocien y que lancen licitaciones privadas porque la licitación PEG 5 no compra potencia de energía para toda esa demanda”, aconsejó Alvarado de Córdoba.

Para los inversionistas, los incentivos no están solo en la estructura del mercado, sino también en la competencia entre comercializadores. Con 35 firmas activas, se abre una ventana de oportunidades de venta de energía incluso a precios por debajo del sistema tradicional. “Estas empresas son muy competitivas, se disputan hasta cinco centésimas del centavo”, remarcó. En ese sentido, añadió que es posible obtener condiciones “hasta un 30% menos del precio que consiguen con la distribuidora”.

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Banco Popular financia más de USD 1.600 millones en renovables: proyectos bancables en República Dominicana

El Banco Popular Dominicano fue una de las grandes entidades financieras que se presentó en el mega evento Future Energy Summit (FES) Central America & The Caribbean, a fin de dar a conocer su participación consolidada en la transición energética de República Dominicana

Laura Sanchis, gerenta de división del Área de Banca de Inversión del Banco Popular Dominicano, reveló que, hasta la fecha, la entidad aprobó préstamos por casi USD 900 millones para proyectos renovables que suman alrededor de 800 MW de capacidad.

“Y si también se incluyen los servicios de agencia colateral y agente administrativo, el portafolio sube a más de 1200 MW de potencia y más de USD 1600 millones en préstamos estructurados”, aseguró durante el tercer panel de debate de la segunda jornada del encuentro.  

Este respaldo financiero no solo representa volumen, sino también impacto directo en la expansión de la infraestructura energética limpia del país. 

Un ejemplo concreto de esta apuesta es el contrato de préstamo por hasta USD 100 millones firmado hacia fines de 2023 con Cotoperí Solar FV, una sociedad liderada por ACCIONA Energía y Cotosolar Holding, para el desarrollo del Parque Fotovoltaico Cotoperí Solar I, II y III. 

Ubicado en Guaymate, La Romana, este complejo mantiene una capacidad instalada de 162.6 MWp, distribuida en tres instalaciones de 54.20 MWp cada una, lo que lo posiciona como uno de los mayores parques fotovoltaicos de Centroamérica y el Caribe.

No obstante, más allá del volumen de financiamiento, la entidad también busca establecer criterios claros para asegurar la bancabilidad de los proyectos. Uno de los principales factores es la previsibilidad de los ingresos futuros, condición imprescindible para aprobar operaciones. 

“Es de vital importancia para un banco la seguridad de los ingresos, con lo cuales se repagará el préstamo. Por lo tanto, es esencial la necesidad de contratos PPAs que puedan realmente rentabilizar la inversión en baterías y reflejar ese retorno suficiente en la inversión, tanto para que al inversionista se le haga atractivo como para que a los bancos le dé seguridad en el repago del préstamo”, sostuvo Laura Sanchis.

“Sin PPA no miramos un proyecto con almacenamiento, ya que es muy cuesta arriba financiar un proyecto sin un contrato de compraventa de energía, a menos que esté ubicado dentro de una empresa que tiene otras fuentes de ingresos consolidadas y verificadas históricamente, donde el préstamo dependa del balance completo de la empresa”, subrayó.

Otro de los aspectos clave para acceder al financiamiento es el momento en que se presenta el proyecto al banco. Desde la experiencia de la institución, un error recurrente por parte de los desarrolladores es iniciar la negociación en etapas demasiado tempranas, sin claridad técnica ni financiera, donde todavía no se ha definido específicamente la tecnología que se utilizará y por tanto no hay seguridad del presupuesto.

Esta indefinición afecta no solo la eficiencia del proceso, sino también la capacidad del banco de evaluar adecuadamente el riesgo. Por lo que la especialista remarcó la importancia de contar con reportes detallados sobre la planificación, el presupuesto y las decisiones tomadas en cuanto a tecnología, construcción y operación.

Con esta hoja de ruta clara para viabilizar inversiones sostenibles, y una cartera que ya supera los USD 1.600 millones estructurados, el Banco Popular Dominicano no solo actúa como un actor financiero, sino como un facilitador estratégico de la transición energética en el país.

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CFS suma un nuevo hito con la instalación BESS más grande de Costa Rica

Costa Rica marca un nuevo precedente en materia de almacenamiento energético con la instalación de la solución BESS más grande del país, un proyecto de 11 MWh y 6 MW de potencia conectado a una empresa de distribución eléctrica y acoplado a un parque eólico existente, que ha sido impulsado por CFS en su rol de EPC.

La iniciativa, presentada por Diego Quirós Ramos, gerente de desarrollo de negocio de CFS, durante el Future Energy Summit Central America & the Caribbean, representa un paso decisivo el el rol del almacenamiento hacia la consolidación de la flexibilidad del sistema eléctrico nacional y la integración eficiente de energías renovables variables.

“Es el proyecto de almacenamiento más grande de Costa Rica conectado a una utility y acoplado a un parque eólico”, introdujo Quirós Ramos ante un auditorio de más de 500 profesionales del sector energético regional.

CFS, con más de 25 años de experiencia en soluciones para generación y transmisión, lidera un proceso de expansión regional apalancado en innovación tecnológica, digitalización y gestión inteligente de redes. Su concepto X2Grid, que integra generación, cargadores eléctricos, movilidad e industria con sistemas de almacenamiento, refleja ese enfoque integral.

Almacenamiento como solución al cambio climático

Costa Rica, históricamente reconocida por alcanzar un 99% de generación renovable durante cinco años consecutivos, enfrentó en el último año un llamado de atención.

“Tuvimos un susto con el cambio climático y una sequía muy fuerte. Eso despierta nuevamente los retos respecto a una matriz energética renovable”, advirtió el ejecutivo durante su keynote denominada «transmisión y almacenamiento como catalizadores del desarrollo renovable».

El Lago Arenal, tradicional sistema de almacenamiento plurianual del país, demostró ser vulnerable ante fenómenos climáticos extremos. En ese contexto, las baterías emergen como complemento clave para mitigar la intermitencia.

“El almacenamiento de baterías surge como una alternativa y como un complemento a toda la matriz energética”, señaló Quirós Ramos.

Uno de los proyectos que se impulsó para resolver estos retos del sistema es aquel impulsado en una empresa de distribución eléctrica y acoplado a un parque eólico preexistente.

El sistema instalado el pasado lunes 31 de marzo consta de tres contenedores de almacenamiento y tres adicionales para la conversión de energía y conexión a media tensión. El proyecto combina soluciones y servicios provistos por CLOU (BESS + PCS + MV), ETP (EMS) y la propia CFS (BOP y EPC).

Según precisó el referente de CFS, este sistema inicialmente operará para arbitraje energético, cargando en horas de baja demanda y despachando en picos, pero está diseñado para brindar otros servicios complementarios, como regulación de frecuencia.

Las oportunidades para el almacenamiento energético van en crecimiento. Más aún si se consideran las rápidas evoluciones tecnológicas y las reducciones de costos históricas que se han dado en el último tiempo.

“Hace tres o cuatro años se hablaba de los famosos US$1.000 por kWh. Hoy, incluyendo interconexión, se puede hablar de US$250 por kWh”, detalló Diego Quirós Ramos.

Además, la densidad energética de los sistemas está mejorando de forma exponencial. De acuerdo con el experto de CFS, donde antes se requerían siete contenedores para 3,5 MWh, hoy se alcanza 11 MWh con solo seis, y las nuevas tecnologías ya permiten 5 MWh en un solo contenedor de 20 pies.

“La tecnología está cambiando muchísimo. Las aplicaciones que antes no daban por temas financieros se están rentabilizando”, afirmó.

Para Quirós, el sistema ya operativo es una muestra concreta del potencial del almacenamiento y un llamado a acelerar su adopción.

“El sistema eléctrico está preparado para recibir almacenamiento y la tecnología va a contribuir a la transición eléctrica”, concluyó.

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FMO establece condiciones clave para financiar renovables en República Dominicana

FMO, banco de desarrollo que opera con el respaldo del 51% del gobierno neerlandés y cuenta con participación de bancos comerciales holandeses, dijo presente en el mega evento Future Energy Summit (FES) Central America & The Caribbean.  

Charlotte Bruyer, senior investment officer energy de FMO, reveló los criterios de financiamiento para proyectos renovables que mantienen desde la entidad, a partir de la certeza contractual, la sostenibilidad ambiental y la mitigación de riesgos técnicos y financieros. 

La entidad ya comprometió más de USD 250.000.000 en líneas de crédito activas en República Dominicana, entre ellos uno que incorpora un sistema de almacenamiento con baterías, pero para calificar a este tipo de financiamiento, FMO exige como condición estructural la existencia de un contrato de compraventa de energía de largo plazo. 

“No financiamos sin un PPA. Necesitamos un modelo financiero que demuestre que existe suficiente certeza sobre los ingresos para pagar la deuda. Necesitamos más seguridad, por lo que definitivamente para lanzar y desarrollar los proyectos con BESS esperaremos los PPA”, aseguró Bruyer. 

“Sin embargo, como banco de desarrollo, estamos dispuestos a asumir riesgos adicionales y ayudar más en el país”, añadió frente a un auditorio de más de 500 líderes del sector. 

En ese marco, la entidad puede considerar plazos más largos que coincidan con los PPA para lograr mayor amortización, cofinanciar junto a bancos locales a fin de encontrar una combinación adecuada, o consensuar términos más flexibles. 

Por ejemplo, en nuevas fases o expansiones de proyectos ya operativos, FMO puede considerar esquemas alternativos siempre que exista base técnica y comercial sólida, analizando la previsión del precio spot y la calidad de los nuevos componentes.

El esquema de debida diligencia implementado por FMO incluye una revisión profunda desde la etapa inicial, incluyendo desde cronogramas de obra y experiencia de los proveedores, hasta garantías y certificaciones de seguridad.

“Como banqueros, cuando aportamos el 70% u 80% del coste total del proyecto, realizamos una diligencia debida exhaustiva para intentar mitigar todos los riesgos potenciales durante la construcción, pero también durante todo el período de operaciones”, explicó Bruyer.

En el caso de proyectos con baterías, el análisis se extiende a los parámetros técnicos que inciden en la vida útil del sistema, y los supuestos utilizados, en particular para la batería y que la tasa de degradación asumida en el modelo financiero se mantenga y refleje la realidad. 

“Además, todos los aspectos ambientales y sociales, las evaluaciones de impacto, deben tenerse en cuenta desde el inicio del proyecto, comenzando incluso con la elección del terreno, que debe evaluarse adecuadamente para limitar el impacto en el clima, el medio ambiente y las comunidades circundantes. Mientras que en una segunda etapa, el proyecto también deberá ser resiliente al clima y al cambio climático”, detalló la senior investment officer energy de FMO. 

El caso de República Dominicana se convierte así en un mercado y condiciones clave donde se conjugan nuevas tecnologías, alianzas locales y exigencias estructurales para viabilizar proyectos renovables con impacto a largo plazo.

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¿En qué estado se encuentran los proyectos de hidrógeno verde presentados al Servicio de Evaluación Ambiental de Chile?

El Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de Chile publicó en su sitio web un nuevo panel de datos que recopila información de los proyectos que declaran actividades vinculadas a alguna etapa de la cadena de valor del hidrógeno verde y sus derivados, incluyendo generación renovable, producción de H2, acondicionamiento, almacenamiento, transporte y reconversión.

De acuerdo a la información del organismo, 17 proyectos ingresaron al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), que suman más de USD 27560 millones en posibles inversiones para el país, siendo la mayor parte para el sector energético (9). 

Sin embargo, de la totalidad de los emprendimientos registrados, sólo 6 ya tuvieron el visto bueno de la entidad (4 en Antofagasta, 1 en Valparaíso y 1 en Magallanes), presentados por las compañías INNA Soluciones Renovables, Transmisora Tal Tal, HIF Chile, Engie, ENAEX y GNL Quintero.

Los proyectos aprobados abarcan inversiones por alrededor de USD 954 millones, a fin de instalar 512 MW de capacidad fotovoltaica, 353,4 MW eólicos y 36 MW de potencia nominal de electrolizadores; y con ello producir 5.030 toneladas de hidrógeno verde por año.

Proyectos aprobados

  • Parque Terra ERNC (INNA): 512,5 MW FV y 350 MW eólicos
  • Línea de alta tensión Terra Parinas (Transmisora Tal Tal)
  • Proyecto piloto de descarbonización y producción de combustibles carbono neutral (HIF): 3,4 MW eólicos para producir 175,2 tH2V/año, 1423,5 t/año metanol +  255,5 t/año de e-diesel. 
  • HyEx – producción de H2V (ENGIE): 26 MW de electrolizadores y producción estimada de 3255 tH2V/año 
  • HyEx – síntesis de amoniaco verde (ENAEX): 18.000 t/año de producción estimada de NH3
  • Bahía de Quintero (GNL Quintero): 10 MW de electrolizadores para 1600 tH2V/año

Por otro lado, existen otros 6 proyectos en etapa de calificación dentro del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental, pertenecientes a las firmas HIF, Eólica Faro del Sur, SUSTERRA, Volta Hidrógeno, ASOE Chile Diez e INNA Soluciones Renovables, que declararon una inversión conjunta de USD 25253 millones. 

Dicha infraestructura acarrean el mayor grueso de capacidad y producción declarada de H2V y derivados, ya que involucra 2287 MW solares, 2318 MW y 5822 MW de capacidad en electrolizadores. 

El objetivo final de los proyectos en calificación es producir casi 890.000 ton/año de hidrógeno verde, 173.600 t/año de metanol, 3.759.000 t/año de amoníaco, 70.000 t/año de e-gasolina y otros 8.030 toneladas por año de e-gas licuado (eGL).

Y de acuerdo a la información proporcionada por el SEA, el término del proceso de calificación ambiental se daría entre fines de abril y noviembre del corriente año, dependiendo del proyecto en cuestión. 

Proyectos en calificación

  • Planta de combustibles carbono neutral Cabo Negro (HIF): 242 MW electrolizadores y producción estimada 24.500 t/año de H2V +  173.600 t/año de metanol + 70.000 t/año de e-gasoil + 8030 t/año eGL. 
  • Parque eólico Faro del Sur (Eólica Faro del Sur): 384 MW eólicos 
  • Planta de producción de H2V para el distrito minero de Calama (SUSTERRA): 200 MW electrolizadores y producción de 32.797 t/año de H2V 
  • Proyecto Volta – planta de H2 y NH3 (Volta Hidrógeno): 600 MW solares y 700 MW de capacidad de electrolizadores, para producir 110.000 t/año de H2 y 620.000 t/año de NH3
  • Proyecto integral para la producción y exportación de NH3 – HNH ENERGY (ASOE Chile Diez): 1400 MW eólicos + 3000 MW electrolizadores para producir 467.000 t/año de H2V y 2.409.000 t/año de NH3

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El mega encuentro de renovables de Madrid suma referentes clave del sector: Repsol, Galp y Sonnedix

FES Iberia 2025 ya comienza a marcar el pulso de la agenda energética de este año. La tercera edición del encuentro, que se celebrará el próximo 24 de junio en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt, en Madrid, reunirá a referentes estratégicos del sector renovable europeo y latinoamericano.

Entre los nombres confirmados se destacan Joao Costeira, Executive Managing Director Low Carbon Generation de Repsol; Carlos Relancio, Director de Energías Renovables de Galp; y Carolina Nester, Head of Operations Iberia de Sonnedix.

Estos líderes, junto a muchos otros del sector, protagonizarán espacios clave de debate en la jornada, consolidando el posicionamiento del evento como el principal foro de tendencias y oportunidades del sector.

Además, se suman como partners estratégicos del encuentro empresas con fuerte presencia en el desarrollo tecnológico y la cadena de valor de las energías renovables: Wattkraft, 360 Energy, Risen, Chemik, Yingli y BLC Power Generation.

Ya están disponibles las entradas con beneficios Early Bird a través del sitio oficial: Entradas FES Iberia 2025

Consultas y acreditaciones disponibles en: commercial@strategicenergycorp.com

El epicentro renovable de Europa y Latinoamérica

FES Iberia no solo representa un espacio de networking y análisis, sino que se ha consolidado como la plataforma donde se diseña el futuro del mercado energético.

La edición 2025 tendrá un fuerte enfoque temático en offtakers y en las oportunidades en el Sur de Europa, ampliando el alcance de las discusiones y abriendo espacio para compradores de energía que analizarán la evolución del mercado.

La cumbre de este año dará continuidad a lo que fue una edición 2024 histórica, donde participaron empresas como Iberdrola, Nextracker, Engie, Grenergy, Statkraft, Acciona Energía y EDP Renewables. En aquella ocasión, más de 400 ejecutivos intercambiaron perspectivas sobre almacenamiento energético, generación distribuida, energía solar y eólica, y estrategias de inversión para grandes proyectos.

Entre los panelistas del año pasado destacaron Julio Castro (Iberdrola Renovables), Rafael Esteban (Acciona Energía), Rocío Sicre (EDP Renewables), Anton Martínez Rodríguez (Enagás Renovable) y Loreto Ordóñez (Engie España). Además, se analizaron sinergias entre fotovoltaica y almacenamiento, así como oportunidades en la cadena de valor del hidrógeno verde.

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Tapia: “Chile requiere invertir USD 2000 millones en redes hasta el año 2040”

Chile enfrenta una brecha estructural en su infraestructura de transmisión eléctrica. El apagón del pasado 25 de febrero, junto a los constantes vertimientos de energía renovable y precios marginales cero, dejaron en evidencia algunos puntos críticos en la materia. 

La Asociación de Transmisoras de Energía de Chile alertó que el país se encuentra similar que antes del reciente blackout, con condiciones de seguridad que no han variado demasiado, pero también con falencias en los procesos para atraer inversiones. 

“Faltan redes de transmisión y la magnitud de los cambios en redes es más importante y requiere más tiempo de lo previsto. Construir una línea de transmisión en el país demora entre 7 a 10 años, de los cuales tres años son de construcción, mientras que el resto de permisos y los pasos previos para poder construir una línea”, señaló Javier Tapia, director ejecutivo de Transmisoras de Chile. 

“Chile requiere invertir USD 2000 millones en redes hasta el año 2040. El país necesita 2000 MW adicionales de capacidad de transmisión Y para ponernos al día en el corto plazo, se necesitan cerca de 900 MW, pero no depende de las empresas sino de lo que haga el planificador”, agregó.

Para Tapia, la raíz del problema se arrastra desde hace años, vinculados a la capacidad institucional para ejecutar esta transformación y a los extensos plazos de los procesos actuales que agravan los tiempos y, por tanto, la escasez de la capacidad de transmisión y transformación. 

“En Chile tenemos una sobreplanificación de lo que tenemos que hacer en redes. Los plazos legales de la planificación anual dura más de un año, por lo que partimos mal desde la ley. También partimos mal en la ejecución, ya que contamos con un déficit de 3 GW (900 millones de dólares) pero debemos invertir 2000 millones de dólares que incluyen una línea HVDC hacia el sur, entre otras, en transmisión nacional, sin almacenamiento y sin incluir la transmisión zonal”, apuntó., 

También advirtió que hay procesos retrasados desde la planificación del 2023-2024, a la par que las empresas deben detallar las obras urgentes y necesarias si las autoridades lo requieren, lo que dificulta aún más la preparación; que junto a malas señales para el mercado, derivan en falta de competencia dentro de la industria.

Tal es así que los números que maneja la Asociación son contundentes: 167 obras en construcción hoy día, de las cuales 140 están atrasadas, a su vez que “este año deben licitarse otros 50 proyectos de transporte eléctrico”.

«Por otro lado,  hoy día el modelo tarifario de transmisión no paga los cambios tecnológicos. Entonces se han hecho pruebas que implican desembolsar USD 800.000 con beneficios sistémicos por USD 8.000.000, pero el desembolso sale del bolsillo de las empresas”, subrayó el director ejecutivo de Transmisoras de Chile.

La visión a largo plazo: inercia institucional

Este desfase entre la planificación y la acción impide resolver la escasez de capacidad estructural que afecta al sistema. “Nos quedamos en un balance hace demasiados años y seguimos con escasez de disponibilidad de transporte”, sostuvo Tapia 

En ese contexto, insistió en que el problema no es sólo técnico, sino institucional. Por lo que la pregunta es qué garantizará que no vuelva a ocurrir un apagón en el cortísimo plazo ante las  mismas condiciones de operación.

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Sungrow proyecta una reactivación del mercado mexicano hacia finales de este 2025

Sungrow, fabricante de inversores y soluciones de almacenamiento líder en electrónica de potencia, anticipa una recuperación significativa en el desarrollo de proyectos para finales de este año.

“Somos muy optimistas. Yo me voy de este viaje, y los líderes en Sungrow también, con una visión de que este es un mercado definitivamente que se va a reactivar”, aseguró Héctor Núñez, director comercial para el norte de Latinoamérica de Sungrow.

Durante su visita al país, el referente empresario reveló que en los últimos encuentros que sostuvo con promotores y utilities, notó “claras señales de que va a haber una apertura del mercado”, a pesar de los desafíos que aún persisten en el contexto político y regulatorio. “Entendemos que ha habido un cambio de administración y por supuesto es natural que los primeros meses sea un poco de adecuación y revisión”, expresó el ejecutivo.

Desde la perspectiva de Sungrow, el desarrollo de proyectos no dependerá únicamente de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) sino que también habrá un papel clave del sector privado en el impulso de nuevos parques solares y soluciones de almacenamiento, tecnología que va ganando terreno en el país.

“Hay una necesidad de México por energía, y la manera más rápida y económica de incrementar esas bases instaladas es a través de sistemas fotovoltaicos (…) Tenemos muy buenas expectativas más allá de los proyectos que se generen a través de CFE, los proyectos que puedan generar los privados”, afirmó Núñez.

El ejecutivo destacó como un hito reciente la publicación de las Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACGs) vinculadas al almacenamiento, las cuales considera una señal positiva.

“Ya la señal de las DACGs, en mi opinión, es muy positiva y definitivamente creo que tendremos mucho trabajo los que estamos aquí presentes”, subraya Núñez.

Durante su participación en el Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), detalló cómo el avance tecnológico en almacenamiento y fotovoltaica ha cambiado el escenario actual frente a lo que ocurría hace unos años.

“Hoy en día tenemos unas tecnologías bastante más desarrolladas, sobre todo en temas de almacenamiento. Las redes o las líneas de transmisión nunca se construyen tan rápido como las plantas fotovoltaicas, pero ahora los sistemas de almacenamiento pueden acompañar desde cero a las plantas”, resalta.

Estas soluciones permiten almacenar energía en caso de curtailment y despacharla en horarios punta, lo cual mejora la rentabilidad y eficiencia del sistema. Además, Sungrow ya ha firmado más de 7 GWh en contratos de almacenamiento en Chile, de los cuales 2 GWh están operativos, demostrando la viabilidad de estas tecnologías a gran escala.

En México, si bien en los últimos años el foco estuvo en generación distribuida, Sungrow ya ha suministrado soluciones para detrás del medidor, y ahora se prepara para un nuevo ciclo donde el segmento utility scale recobrará dinamismo.

En concreto, el director comercial para el norte de Latinoamérica de Sungrow puntualizó que en sus 10 años de presencia en México ha acumulado 1 GW en proyectos utility y 60 MWh en sistemas behind the meter.

Nuevo ciclo de expansión con lo último en tecnología

Entre las tecnologías que la empresa prevé impulsar en México, se destaca el Power Titan 2.0, una batería de 5 MWh en un contenedor de 20 pies, que representa un salto cualitativo en eficiencia, compacidad y costos.

“Pasamos de tener una batería de 2,7 MWh en 30 pies a una de 5 MWh en 20 pies. Esta batería mantiene la arquitectura de refrigeración líquida y ya incluye dentro del contenedor los inversores PCS”, explicó Núñez.

La solución ofrece salida en AC directa hacia el transformador, lo que permite una integración simple y eficiente. Según Núñez, la nueva celda de 314 amperes incorporada en este modelo mejora sustancialmente el rendimiento y reduce los costos: “Hace un año las baterías costaban un poco más del doble de lo que hoy en día cuestan”.

Este equipo ha sido bien recibido en mercados como Chile, donde ya se han firmado más de 3 GWh con este modelo, y Sungrow espera que con la nueva regulación mexicana, también se impulse en el país. “Esta batería es capaz de hacer grid forming o incluso un Black Start, lo que será necesario para algunas aplicaciones”, apuntó el ejecutivo.

En cuanto a inversores, la compañía fabrica tanto tecnologías string como centrales. Al respecto, Héctor Núñez mencionó que una de las ventas más emblemáticas de Sungrow en México en el último tiempo fue el suministro de inversores centrales para la fase dos de Puerto Peñasco, que ya están preparados para conectar baterías en DC, cuando se requiera.

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Solis refuerza su presencia regional y apuesta por Argentina como mercado estratégico

Solis, uno de los fabricantes de inversores solares más relevantes a nivel mundial, redobla su apuesta por Argentina como parte de su expansión en América Latina, una región donde ya cuenta con 13 años de operación.

En el marco de los cambios económicos impulsados por el nuevo Gobierno, la empresa observa condiciones particularmente atractivas para acelerar su crecimiento en el país.

“Hay facilidad de pago, y mejoras en temas de importación, sumado a que los costos de la electricidad se han sincerado a un precio real, lo cual hace muy atractiva la instalación de un sistema fotovoltaico”, manifestó Sergio Rodríguez Moncada, CTO para Latinoamérica de Solis, durante una entrevista destacada en el marco de la cumbre Future Energy Summit (FES) Argentina

A partir de esta lectura del contexto, la compañía apunta a posicionarse como proveedor clave de tecnología solar en un país que, según proyectan, puede vivir una “ventana de oportunidad” en los próximos dos años bajo el gobierno actual. 

Con presencia desde el norte de Estados Unidos y Canadá hasta el Cono Sur, Solis ofrece una gama completa de soluciones para el sector energético: desde pequeños equipos residenciales hasta productos para plantas de gran escala. 

La empresa fabrica exclusivamente electrónica de potencia, el corazón y el cerebro de un sistema fotovoltaico, y cuenta con una de las mayores plantas de producción del mundo, con una capacidad superior a los 100 GW anuales, suficiente para abastecer la creciente demanda global de inversores solares.

En el caso argentino, la estrategia comercial se enfoca tanto en usuarios residenciales como en el segmento comercial e industrial, con énfasis en sectores como la agroindustria, donde ya hay proyectos en curso de 100, 200 y hasta 300 kW. 

“El enfoque en Argentina está en ofrecer soluciones para la persona de pie y para el sector comercial-industrial, como por ejemplo una solución que se conecta plug and play a dos paneles solares y directamente a la red”, señaló Rodríguez Moncada. 

Para atender esa demanda, la empresa está introduciendo inversores de bajo voltaje de 380 y 400 voltios, alineados con el estándar eléctrico local. En esta nueva oferta se incluyen equipos de 150 kW, y próximamente de 200 kW, ampliando las capacidades técnicas disponibles para integradores y clientes.

“También tenemos soluciones para grandes proyectos de más de 100 MW de capacidad. Por ende tenemos soluciones en toda la cadena”, complementó el CTO para Latinoamérica de Solis durante la entrevista destacada. 

Otro frente estratégico es el de almacenamiento energético, donde Solis busca ganar terreno con tecnologías que aumenten la flexibilidad operativa de sus clientes. En ese sentido, este año la compañía presentó una nueva línea de inversores híbridos dirigidos al segmento comercial e industrial, con modelos de 30 kW y 50 kW, compatibles con baterías de litio de alto voltaje. 

Estos equipos permiten configuraciones paralelas de hasta seis unidades, superando los 300 kW de almacenamiento, lo que los convierte en una opción ideal para centros comerciales, hoteles o plantas industriales con altos consumos eléctricos.

“La expectativa es buscar buenos clientes, vender y ofrecer esa democratización de energía a Argentina”, afirmó el ejecutivo. Con el apoyo de partners locales, Solis apuesta por capitalizar un entorno favorable, especialmente mientras se mantenga el actual marco económico. 

Al comparar con otros países de la región, el CTO para LATAM de Solis destacó que Chile y Uruguay presentan mercados más maduros, pero también reconoce el dinamismo que está tomando Argentina.

Por lo que desde su visión regional, Solis no solo busca expandir su cuota de mercado, sino también contribuir al avance tecnológico de la transición energética en Latinoamérica, mediante productos diseñados para adaptarse a distintos niveles de demanda, y así ser un actor clave en la democratización del acceso a energías limpias. 

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SolarCleano desembarca en Argentina con soluciones claves para evitar pérdidas fotovoltaicas de hasta el 30%

La firma luxemburguesa SolarCleano, especializada en robótica para limpieza de paneles solares, desembarca en Argentina con el objetivo de mejorar la eficiencia de los parques fotovoltaicos y prevenir pérdidas que pueden alcanzar hasta el 30% de la generación. 

La empresa, que ya opera en más de 90 países, busca posicionarse en el mercado local mediante soluciones una amplia gama de robots adaptables a distintos tipos de terreno, lo que permite una operación eficiente en proyectos de diversas escalas y configuraciones.

“Tenemos grandes expectativas de crecimiento en Argentina porque el mercado viene creciendo, ya se han implementado varios parques fotovoltaicos y el mantenimiento es clave en los proyectos”, manifestó el representante de SolarCleano, Francisco Bernardini.

“¿Por qué es fundamental? Porque un panel que tenga polución, polvo, tierra o cualquier otro tipo de residuo, genera una pérdida de generación entre un 5 y 30%, lo que afecta directamente los ingresos”, aseguró durante el evento Future Energy Summit (FES) Argentina. 

Los equipos robóticos de SolarCleano están certificados por múltiples marcas de paneles, garantizando que la limpieza no compromete la vida útil ni las condiciones de garantía de los módulos. Este respaldo técnico se complementa con beneficios operativos y económicos, ya que la automatización del mantenimiento reduce significativamente la necesidad de personal en campo. 

“Los equipos disminuyen la cantidad de operadores, lo que se traduce en más beneficios en costos operativos y mayor rendimiento”, señaló Bernardini.

La seguridad también se ve potenciada por el uso de robótica, ya que los operarios no entran en contacto directo con componentes energizados. Además, los robots están preparados para operar en condiciones variables de terreno, lo que permite mantener los estándares de limpieza en entornos desafiantes sin comprometer la integridad del sistema.

Uno de los aspectos más destacados de la tecnología de SolarCleano es su capacidad para realizar limpieza en seco, lo que implica una huella hídrica mínima. El uso de agua se limita a situaciones de suciedad extrema, haciendo de esta solución una herramienta sustentable, especialmente útil en zonas con estrés hídrico. 

“Trabajamos permanentemente en innovaciones, tratando de lograr el máximo rendimiento con la máxima eficiencia en la utilización de agua”, subrayó su representante en Argentina durante el encuentro que reunió a más de 500 líderes de las energías renovables de la región.

“Tenemos equipos que pueden limpiar desde 1 MW hasta 10 MW por día, por lo que el tiempo depende del parque, de la estrategia de implementación. Esto permite una gestión personalizada del mantenimiento, ajustada a la necesidad de limpieza y a la disposición de los módulos en cada proyecto”, detalló. 

Por otro lado, desde la empresa remarcaron que el mantenimiento continúa siendo un aspecto subestimado dentro del ciclo de vida de las centrales solares a nivel nacional, algo que esperan revertir a partir de su llegada al país y que el mercado sea “más consciente” para generar mayor energía y lograr un retorno de inversión más acelerado. 

Con una propuesta tecnológica avalada por el sector y probada en condiciones diversas a nivel global, SolarCleano busca consolidar su presencia en Argentina como un actor clave para potenciar la eficiencia energética de los proyectos fotovoltaicos y optimizar costos operativos. 

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Syngenta acuerda con Genneia el suministro de energía eléctrica de fuentes renovables para reducir su huella de carbono

Syngenta, empresa dedicada a la tecnología e innovación aplicada al agro, anunció un acuerdo con Genneia, la compañía líder en energías renovables en el país. A partir de esta colaboración, Syngenta ingresa al mercado eléctrico mayorista abasteciéndose de fuentes de energías renovables y contribuyendo al desarrollo de un sistema eléctrico más sustentable y diversificado.

El proyecto abarca las operaciones de ambas plantas de procesamiento de semillas ubicadas en Venado Tuerto, Santa Fe. Esta iniciativa se alinea con las prioridades de Syngenta, que ponen la sustentabilidad en el centro de la estrategia de negocio, e incluye un enfoque en Operaciones Sustentables, que busca reducir el impacto ambiental de las operaciones propias y de la cadena de suministro.

La colaboración con Genneia resulta fundamental para esta iniciativa. La compañía cuenta con una destacada capacidad instalada en varias provincias del país, contribuyendo a la reducción de emisiones de carbono y a la transición energética de Argentina hacia fuentes más limpias y sustentables. 

Para este proyecto, la energía renovable es suministrada desde los parques solares y eólicos que Genneia posee en diferentes puntos del país. Esta alianza se enmarca en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), un marco regulatorio y comercial que permite a grandes usuarios de energía eléctrica contratar el suministro de energía proveniente de fuentes renovables directamente con generadores privados, a través de contratos a largo plazo. El acceso al MATER fomenta proyectos de inversión de renovables que ayudan a mejorar la matriz energética del país, reduciendo la dependencia de combustibles fósiles.

“Para Syngenta, este es un importante paso. Sumado a otras acciones implementadas en los últimos años, la huella de carbono relacionada con el consumo de energía eléctrica en las operaciones de nuestras plantas de Venado Tuerto se redujo en un 100% desde la entrada en vigor de este acuerdo», afirmó Leandro González, gerente de plantas de Syngenta en esa localidad.

Por su parte, Gabriela Guzzo, gerente comercial Senior de Genneia, agregó: “Estamos muy contentos de acompañar a Syngenta en este nuevo proceso, colaborando a reducir el impacto ambiental de sus operaciones. Esta acción, que se encuentra alineada a la estrategia de sustentabilidad de ambas compañías, nos permite seguir avanzando en un cambio cada vez más sólido en materia de energías renovables para descarbonizar los procesos industriales”.

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La instalación FV sobre techo curvo más grande de Centroamérica ya está completa

Un proyecto emblemático en un parque industrial ubicado en Villanueva, San Pedro Sula, a tan solo una hora del dinámico Puerto de Cortés, el principal puerto marítimo de Honduras, ha concluido la instalación fotovoltaica sobre techo curvo más grande de Centroamérica.

Con más de 129,135 m² de espacio industrial construido y otros 109,625 m² en desarrollo, el parque alberga 10 bodegas que atienden a industrias como alimentos, textiles y tecnología. El sitio cuenta con 27 techos metálicos curvos engargolados autosoportantes, cada uno de aproximadamente 52 mx 16 m, que en conjunto generan 2.46 MW de energía solar.

Al tratarse de una zona industrial de libre comercio, el parque ofrece a las empresas una ubicación estratégica con importantes incentivos, como exenciones fiscales sobre mercancías de importación y exportación, además de procesos burocráticos simplificados.

“El nuevo sistema fotovoltaico, que utiliza módulos JinkoSolar e inversores SOLIS, permite a los inquilinos reducir sus costos de electricidad y al mismo tiempo fortalecer su compromiso con la sostenibilidad gracias a la huella ecológica de la energía solar—un atractivo incentivo para empresas que operan en zonas francas”, comentó Xavier Jara, Coordinador de Energía en SEL.

El proyecto fue desarrollado por SEL, la división solar de Corporación Dicoma, empresa de origen costarricense con amplia experiencia en instalaciones fotovoltaicas sobre techos metálicos industriales en latinoamérica.

¡El sistema solar de fijación directa fue instalado utilizando la solución de montaje S-5! PVKIT®, el primer sistema de fijación directa del mundo y el más reconocido para instalar módulos solares en toda América Latina.

“La instalación de un sistema solar sobre estos techos curvos representa un desafío importante debido a su diseño autosoportante y la ausencia de estructura de soporte inferior”, explicó Jara. “Esto exigió un análisis estructural previo minucioso para garantizar que las cubiertas pudieran soportar con seguridad la carga adicional del sistema fotovoltaico”.

Los propietarios no querrían modificar los techos existentes, por lo que se requeriría una solución ligera que pudiera apoyarse sobre la estructura ya construida. Sin una estructura de soporte debajo del techo, el proyecto debía ajustarse a estrictas limitaciones de peso, descartando el uso de sistemas con rieles. Además, no se permitiría que más de tres trabajadores estuvieran sobre un mismo techo al mismo tiempo. El preensamblaje y la instalación por etapas fueron claves para distribuir el peso de forma uniforme y evitar sobrecargas en puntos específicos. La curvatura de los techos añadió complejidad, ya que dificultaba mantener los aproximadamente 10 cm de separación requerida entre los módulos y la superficie del techo.

La impermeabilidad también fue una prioridad, ya que algunos arrendatarios requerían ambientes completamente sellados para proteger sus productos. El riesgo de filtraciones era inaceptable, y la solución debía ser estética, seguir la curvatura del techo y mantener el rendimiento del sistema.

“La solución de montaje solar S-5! PVKIT junto con la abrazadera S-5-H Mini —ideal para techos curvos autosoportantes— fue elegida sobre otras alternativas gracias a sus ventajas clave”, señaló Juan Carlos Fuentes, Director de Negocios Internacionales de S-5!. «Con solo tres componentes, el sistema de fijación es 85% más liviano que los sistemas con rieles tradicionales. Su diseño liviano y preensamblado cumple con las restricciones de peso de las cubiertas, permitiendo un transporte e instalación eficiente sin sobrecargar puntos específicos, asegurando así la seguridad y el rendimiento del sistema. Esta estrategia también mejoró la flujo del trabajo al reducir el tiempo de instalación y minimizar la necesidad de repetir trabajos.»

Para optimizar la distribución de carga y los puntos de fijación, se inició un espaciamiento entre columnas FV de 5 a 6 metros, alineado con el diseño estructural del techo y enfocado en mejorar la estabilidad del sistema y su eficiencia. La solución de montaje proporcionó la separación necesaria entre módulo y cubierta, adaptándose a la curvatura sin perforar el techo. Su diseño estético y de bajo perfil se integró perfectamente con la apariencia del edificio, ofreciendo además la impermeabilidad requerida.

“Nuestro equipo de tres personas instaló 148 módulos por día”, comentó Jara. «La seguridad y durabilidad del sistema en techos metálicos curvos autosoportantes representa un avance significativo para la industria solar. Pudimos agilizar el proceso, fijando el sistema de montaje mientras instalábamos los módulos simultáneamente, lo que redujo el tiempo de instalación en al menos un 30% en comparación con los sistemas tradicionales basados en rieles. El uso de menos componentes de fijación ajuste el peso del sistema de montaje hasta en un 85%, asegurando la viabilidad del proyecto desde la fase de diseño hasta su finalización.» Este proyecto innovador marca un nuevo estándar para las instalaciones solares en Centroamérica.”

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BAESA lanza su portafolio renovable y evalúa proyectos de almacenamiento para la licitación AlmaGBA

Buenos Aires Energía (BAESA – anteriormente conocida como Centrales de la Costa Atlántica) acelera su agenda en renovables y almacenamiento con un portafolio que incluye un nuevo parque solar a punto de licitarse, un proyecto eólico de gran escala en evaluación y el estudio de factibilidad para competir en la licitación argentina de sistemas BESS.

La central fotovoltaica se desarrollará en un terreno de 10 hectáreas, propios de la central de General Madariaga, tendrá una potencia estimada de 4,6 MW, cuya energía será comercializada a BAPRO y Aguas Bonaerenses (ABSA) a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

“Estamos lanzados en este parque solar (la licitación será modalidad llave en mano EPC + equipamiento), sumado a que en cartera tenemos algunos proyectos eólicos en etapa de revisión en la Costa Atlántica bonaerense”, indicó Alexis Zuliani, presidente de BAESA, en diálogo con Energía Estratégica

“El parque eólico pensado está dimensionado en aproximadamente 90 MW de capacidad. Está todo el proyecto armado, desde estudio de impacto, ambiental y más; aunque estamos trabados por la capacidad de transmisión disponible y la evacuación de la energía”, agregó. 

Cabe recordar que BAESA posee cuatro centrales térmicas con una capacidad instalada total de 450 MW, de los cuales 100 MW se encuentran bajo contrato de la Resolución SE 21, mientras que el resto se vende en el mercado spot. Además, participa del parque eólico Vientos de Necochea (39 MW) en sociedad con un actor privado.

Pero el foco actual de la empresa está puesto en la reconversión tecnológica de sus instalaciones más antiguas, ubicadas en Mar del Plata y Necochea, de modo que participaron activamente en la licitación TerCONF, en la que fue adjudicataria de 330 MW, aunque el proceso fue cancelado por el gobierno de Milei antes de la firma de los contratos.

Con esos antecedentes, la firma provincial revisó su cartera de proyectos, enfocándose en el MATER y los emprendimientos que pueden concretarse a corto plazo.

“Apuntamos a estándares técnicos y económicos de alta exigencia”, sostuvo el presidente de la empresa, y aclaró que la compañía está certificada bajo la norma ISO 37001, y opera con el sistema de gestión SAP para sus procesos financieros y de compras.

BAESA también analiza su participación en la licitación AlmaGBA, que tiene el objetivo de adjudicar 500 MW de potencia en sistemas BESS, con capacidad de almacenamiento de cuatro horas consecutivas por ciclo de descarga completa

Los proyectos a instalarse en las redes de Edenor y Edesur deberán tener entre 10 y 150 MW, con habilitación comercial máxima al 31 de diciembre de 2028, y fecha objetivo de inicio de contratos al 1 de enero de 2027. La apertura de sobres A está prevista para el 19 de mayo, y la adjudicación se anunciará el 27 de junio.

“Estamos viendo la disponibilidad de terrenos y en qué puntos podríamos evacuar. Nos encontramos en plena etapa de estudio de los nodos donde podemos conectarnos de acuerdo a los terrenos que tenemos”, afirmó Zuliani. 

“El problema es la capacidad de carga y descarga de los proyectos, de acuerdo a las estaciones transformadoras de los puntos que estamos eligiendo. Conlleva un análisis técnico de los nodos para saber si realmente se podrá conectar la potencia o el proyecto”, añadió. 

“Tenemos terrenos, pero debemos ver si es factible que Edenor o Edesur brinden la factibilidad para evacuar el proyecto. Estamos evaluando presentarnos, siempre y cuando sea factible técnicamente”, continuó, por lo que la decisión final dependerá del resultado de los estudios.

Rol estratégico en la política energética provincial

Como empresa de energía de la provincia de Buenos Aires, BAESA se posiciona como brazo ejecutor de los proyectos definidos por la Subsecretaría de Energía bonaerense. En un contexto de apertura regulatoria, su rol será clave para canalizar inversiones públicas y privadas hacia el desarrollo energético provincial.

“Somos la herramienta para que cualquier proyecto que surja desde PBA se encauce técnicamente y se ejecute eficientemente”, manifestó Zuliani. Y en el caso de que la provincia de Buenos Aires decida replicar el modelo de AlmaGBA con sus distribuidoras, BAESA podría asumir un rol central en la planificación y ejecución de esos proyectos.

En paralelo, la empresa permanece atenta a cómo evolucionarán los lineamientos de mercado, con la expectativa de reactivar proyectos presentados en la TerCONF y darle continuidad al proceso de transición energética con más parques renovables. 

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JA Solar identifica una nueva ventana para proyectos fotovoltaicos en México

Con dos décadas de trayectoria global y una presencia consolidada en México desde hace 10 años, JA Solar se ha posicionado como un actor clave en el desarrollo del sector fotovoltaico del país, tanto en el segmento de generación distribuida como en proyectos utility scale.

En el marco del encuentro Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), Alexander Foeth, Country Manager México de JA Solar, consideró que el país atraviesa una coyuntura favorable para nuevos desarrollos solares. “Esto puede detonar mañana y como sabemos México se mueve bien rápido; por lo que nosotros estamos listos”, aseguró.

Sin embargo, advirtió que alcanzar el volumen de capacidad renovable propuesto por la nueva administración para la iniciativa privada —entre 6,400 MW y 9,550 MW al 2030— aunque sería insuficiente para el ritmo al que crece la demanda, requerirá de todas maneras de una base más sólida que la actual.

Para el ejecutivo, el país necesita avanzar simultáneamente en tres frentes: “la infraestructura energética que sabemos que hay un rezago”, la “legislación”, y el acceso a financiamiento que “estoy convencido y lo sé que hay capital dispuesto a invertir en México tanto nacional como internacional y específicamente en energía solar”, indicó.

Sobre el segundo pilar, profundizó: “El mercado eléctrico no es un mercado natural, es un mercado completamente generado a través de las leyes, entonces las leyes siempre van a definir cómo va el juego”, explicó, en referencia a las Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACGs) y las leyes secundarias recientemente publicadas y pendientes de reglamentar.

En este contexto, observó que uno de los segmentos que cobrará relevancia es el de autoconsumo de hasta 20 MW, que a juicio de Foeth, “van a ser proyectos muy complejos hasta comparado con utility”. Según explicó, estos sistemas implican intervenciones sobre plantas en operación, lo que requiere una ingeniería más especializada.

En este sentido, hizo un llamado a desarrolladores, diseñadores y especialistas a acercarse a JA Solar. “Podemos hacer una revisión con nuestro equipo técnico especializado de revisar justamente esos diseños esas entregas de 20 MW, 15 MW o 10 MW”, dijo, y añadió: “Ojalá que sean paneles”.

Sobre el portafolio tecnológico para dar respuesta a este segmento atractivo para el desarrollo de nuevos proyectos, destacó el modelo Deep Blue 4.0 Pro con celdas tipo n TopCon, al que calificó como la tecnología dominante para los próximos cinco o seis años y al que garantizan altos porcentajes de eficiencias a largo plazo. “Le damos garantía de generación de 30 años”, señaló. Además, mencionó líneas específicas como Ocean Blue y Sky Blue, diseñadas para ambientes marinos o flotantes que podrían explorarse en aplicaciones específicas.

Por lo pronto, este fabricante de módulos se mantiene como uno de los líderes del mercado mexicano. Así lo afirmó Alexander Foeth, quien destacó que la empresa cerró 2024 como número uno en el mercado de generación distribuida, con “un porcentaje de mercado arriba del 23%”.

En utility, JA Solar también ha mantenido una participación relevante. “Hemos ido también con 2 GW instalados en parques utility en la primera ola de solar que hubo”, subrayó Foeth, al tiempo que remarcó la intención de “seguir siendo el número uno en México”.

Para lograrlo, la compañía ha apostado por el fortalecimiento de sus capacidades locales. “Tenemos más de 30 personas que nada más atienden el mercado de Latam y en China tenemos un equipo de más de 10 personas que también solo se ocupan del mercado mexicano y resto de Latam”, explicó.

Mirando hacia el futuro, Foeth anticipa que en un próximo FES Mexico espera que uno de los grandes temas a debatir sea la necesidad de más talento especializado: “Vamos a estar hablando de cómo conseguir más gente calificada en este ámbito solar energético porque va a estar en un Boom”, confió.

Los precios bajos podrían ser uno de los drivers de aquel éxito, pero los interesados deberán estar atentos a las ventanas de oportunidad. El referente explicó que el mercado fotovoltaico ya opera casi como un “mercado spot”. “El precio del panel hay que estarlo preguntando casi semanal”, sostuvo. Y aunque considera que ya se ha alcanzado un “rock bottom en caída de precios”, insistió en que habrá que seguir monitoreando los cambios de demanda y producción, especialmente en China, que “va a impactar en todo el mundo”.

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GPM reiteró el pedido de reforma a la ley de distribución para paliar la “deuda histórica” del sector eléctrico chileno

La Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM) de Chile alertó sobre una de las principales falencias estructurales del sistema energético: la falta de una legislación moderna que regule la distribución eléctrica. 

El marco vigente, prácticamente inalterado desde hace cuatro décadas, se ha convertido en un obstáculo para el despliegue eficiente de las energías renovables y la integración tecnológica de los PMG, segmento que representa cerca del 35% de la capacidad instalada nacional. 

El director ejecutivo de GPM, Mauricio Utreras, conversó con Energía Estratégica y advirtió que es prioritario avanzar hacia una nueva normativa que responda a los desafíos actuales, en pos de optimizar el uso de la infraestructura existente, facilitar la coordinación operativa entre los generadores y las empresas distribuidoras, e incorporar tecnologías que incrementen la seguridad del suministro ante eventos como el corte del pasado 25 de febrero.

“El proyecto ley de reforma a la distribución es la deuda histórica del sector eléctrico de Chile. Ya lo hablamos con las distribuidoras porque creemos que hay que modernizar, desde la visibilidad de los PMGD hasta un trabajo de coordinación que optimice su utilización”, aseguró Utreras. 

Cabe recordar que el ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, prometió presentar una reforma integral antes del primer trimestre del año próximo, con la expectativa de que se abriera una “ventana de oportunidad” para viabilizar el debate legislativo antes del recambio político. 

Sin embargo, el proyecto aún no ha sido ingresado al Congreso, porque a pesar de las urgencias técnicas, la proximidad de las elecciones parlamentarias y presidenciales plantean un obstáculo político para ello.

En paralelo, la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores plantea que el país debe prepararse para una transición hacia un mercado de oferta, en el contexto de una creciente sobreoferta de energías renovables. 

“Son cambios importantes y trascendentes para el sector, especialmente a largo plazo para el segmento que abarca el gremio”, aseguró el director ejecutivo, quien destacó que se trata de una discusión que debe abordarse con consenso entre todos los actores involucrados y que debe formar parte de la agenda de los nuevos ejecutivos del sector energético, independientemente del origen político que tengan. 

El análisis de GPM también pone en evidencia los retrasos que afectan al desarrollo de la infraestructura de transmisión, aspecto que compromete tanto a proyectos PMGD como utility scale y sufren vertimientos  en algunas zonas del país. 

Por lo que desde el gremio consideran fundamental que se respeten los cronogramas y se ejecuten las obras comprometidas para evitar cuellos de botella que frenen el crecimiento de la generación renovable. 

Por otro lado, tras el apagón del 25 de febrero, la entidad realizó un llamado explícito a no debilitar al Coordinador Eléctrico Nacional en medio del debate público, señalando que es necesario actuar con responsabilidad mientras se desarrolla la investigación. 

“Tenemos que sacar la experiencia con la información, con un buen diagnóstico y tomar las conclusiones y mejorar, obviamente. Creemos donde se podría aportar es mejorar. Pero en este caso, hay que fortalecer al CEN”, subrayó Utreras. 

“Necesitamos que se cumplan los plazos de las obras de transmisión. Y esos retrasos también son parte de que el Coordinador pueda seguir enfocándose en el futuro, no solo en la operación”, concluyó. 

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Brasil proyecta una matriz eléctrica 85% renovable y 311 GW instalados para 2034

El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil aprobó el Plan Decenal de Expansión Energética (PDE) 2034 (a través de la Ordenanza N° 831/2025) que proporciona una visión integrada del futuro y participación de los recursos energéticos del país, además de contribuir a la construcción de políticas públicas.

El documento estima una inversión de R$ 3,2 billones en los próximos diez años y proyecta una capacidad instalada de 311 GW para 2034, con un nivel de renovabilidad del 85% en la generación eléctrica.

Dentro de la matriz eléctrica, las fuentes renovables mantendrán un rol protagónico, representando el 87% de la capacidad instalada proyectada, mientras que las tecnologías no renovables se limitarán al 12%, siendo complementadas por almacenamiento energético y mecanismos de respuesta a la demanda. 

El documento establece que el crecimiento de la oferta interna de energía será de aproximadamente 25% en los próximos diez años, con un fuerte protagonismo de las fuentes eólica y solar, así como de la generación distribuida.

“Las renovables muestran un crecimiento promedio anual de 2,5% para abastecimiento interno, destacando un crecimiento promedio de 5,2% anual. Así, se estima que el porcentaje de energía renovable en la matriz energética brasileña aumentará, llegando al 49% en 2034”, detalla el documento.

Durante el período proyectado, la diversificación de la matriz eléctrica se profundizará. Si bien disminuirá la participación hidroeléctrica, esta será compensada por el crecimiento de fuentes como la solar y la eólica, repartidas de la siguiente manera:

  • 13147 MW fotovoltaicos
  • 6.479 MW de grandes hidroeléctricas (mayormente por la modernización de proyectos existentes)
  • 3.287 MW de pequeñas centrales hidráulicas
  • 2.272 MW en termoeléctricas renovables, 15.504 MW en eólicas, 13.147 MW en solares 

Mientras que la micro y mini generación distribuida (MMGD) superaría los 59 GW de capacidad instalada hacia 2034 (actualmente suma 37,2 GW) repartida en más de cuatro millones de sistemas instalados, y que contribuirá con cerca del 9% de la carga nacional. 

“La participación de fuentes ERNC en la autoproducción y generación distribuida aumentará del 16% al 21%, lo que significa que la capacidad instalada de generación eléctrica de Brasil tendrá un nivel de renovabilidad del 85% en 2034”, manifiesta el PDE 2034. 

El plan también prevé la incorporación de 800 MW de capacidad de almacenamiento, aunque reconoce que su desarrollo está limitado por la falta de una regulación clara en torno al modelo de remuneración. 

En ese sentido, el gobierno advirtió que “las baterías todavía tienen baja viabilidad económica en el horizonte de diez años debido al alto costo de los equipos, la elevada carga fiscal y señales de precio débiles para el consumidor final”. 

No obstante, el documento elaborado por el Ministerio de Minas y Energía de Brasil no tiene en cuenta la primera subasta de baterías del país, denominada “LRCAP Almacenamiento”, que se publicará a finales de mayo y se espera que la licitación se lleve a cabo hacia finales del corriente año.

Y si bien se desconocen los pormenores de la convocatoria, entre ellas la definición de la tarifa CUST/D aplicable, las reglas para el otorgamiento de licencias, o bien la cantidad de capacidad a subastar, la intención sería contratar entre 1 y 2 GW en sistemas de baterías, números cercanos a lo estimado por el sector energético del país. 

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Gira Clean Energy Spotlight cierra con éxito rotundo en Centroamérica y el Caribe

La esperada gira Clean Energy Spotlight, encabezada por los líderes del sector Solis Inverters, LONGi y Pylontech, concluyó con una respuesta extraordinaria por parte de profesionales y actores clave de la industria solar. Realizada en República Dominicana, Nicaragua y Panamá, la gira reunió a más de 180 participantes interesados en recibir formación avanzada y sesiones técnicas ofrecidas por estas tres marcas de primer nivel.

Solis Inverters fue protagonista al presentar su más reciente serie de inversores Solis Solarator, diseñada específicamente para responder a las necesidades energéticas y marcos regulatorios de cada uno de los países visitados. Esta nueva línea despertó un gran interés gracias a sus características localizadas, alto rendimiento e integración fluida con sistemas de almacenamiento y monitoreo.

Además del lanzamiento del producto, Solis ofreció sesiones completas que abordaron aspectos clave de sus operaciones, incluyendo soporte postventa, servicios técnicos, la plataforma de monitoreo SolisCloud, y su herramienta de atención al cliente Freshdesk, diseñada para optimizar la gestión de solicitudes y mejorar la experiencia del usuario.

Las jornadas de capacitación no solo sirvieron como un espacio de transferencia de conocimiento, sino también para fortalecer relaciones con EPCs locales, distribuidores e instaladores. Los asistentes destacaron la gira como una oportunidad necesaria para el aprendizaje práctico, el contacto directo con los equipos técnicos y para mantenerse actualizados en un sector energético en constante evolución.

Esta gira dio continuidad a una iniciativa estratégica anunciada el mes pasado, con el objetivo de fortalecer el ecosistema de soluciones solares y de almacenamiento en toda América Latina, conectando a los actores del sector con las últimas tecnologías y sistemas de soporte.

Acerca de Solis

Solis (Ginlong Technologies) es uno de los fabricantes de inversores solares más grandes y con mayor experiencia del mundo. Fundada en 2005, la compañía está comprometida con acelerar la transición global hacia la energía limpia mediante soluciones innovadoras de inversores string para proyectos solares residenciales, comerciales y a gran escala. Para más información, visita www.solisinverters.com o síguenos en redes sociales como Solis Latam.

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La próxima semana se realizará el evento virtual sobre almacenamiento con baterías en Latinoamérica

La próxima semana se llevará a cabo uno de los eventos más esperados del sector energético regional: el webinar gratuito «Storage: Oportunidades en Latinoamérica», organizado por Energía Estratégica, parte de Strategic Energy Corp.

El encuentro virtual tendrá lugar el martes 23 de abril y reunirá a referentes de empresas líderes, especialistas y actores clave del ecosistema energético, con el objetivo de analizar el presente y futuro del almacenamiento con baterías en América Latina.

Durante la jornada, se abordarán temas centrales como los modelos de negocio más rentables, las tecnologías emergentes, los marcos regulatorios y las oportunidades para desarrollar proyectos en diferentes mercados de la región.

Inscríbete ahora

El evento comenzará a las 8:00 h (México), 9:00 h (Colombia y Panamá) y 11:00 h (Argentina, Chile y Uruguay). La inscripción continúa abierta y la participación es completamente gratuita.

Panel 1 – 9:00 h (Colombia): «El futuro del almacenamiento en Latinoamérica: claves para la expansión»

Este panel analizará cómo desarrolladores, generadores y fabricantes están capitalizando el crecimiento del almacenamiento con baterías en la región. También se debatirá sobre los mercados más prometedores, el rol de la innovación tecnológica y el impacto de estas soluciones en la estabilidad del sistema eléctrico.

Entre las empresas confirmadas para este bloque se encuentran Sungrow, Solis, Pylontech y Quartux.

Panel 2 – 9:45 h (Colombia): «Las múltiples ventajas del almacenamiento con baterías y los modelos de negocios para apalancarlos»

El segundo panel se enfocará en los beneficios que el almacenamiento energético puede aportar tanto al sistema como al mercado, abordando estrategias de monetización, mecanismos de financiamiento y políticas públicas. El caso de Chile será uno de los ejes centrales del debate.

Participarán empresas como Amara NZero, APsystems y Growatt.

“Storage: Oportunidades en Latinoamérica” se perfila como una cita ineludible para quienes buscan entender la evolución del almacenamiento con baterías en la región, conocer experiencias reales y anticipar las tendencias que marcarán el futuro del sector.

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Panamá abre el juego a más energías renovables avanzando con licitaciones

Panamá avanza con un calendario ordenado de licitaciones de largo y corto plazo que abre nuevas oportunidades para tecnologías renovables, con foco inmediato en centrales hidroeléctricas y eólicas, y el compromiso de ampliar la competencia a proyectos solares. Según confirmaron desde la Secretaría Nacional de Energía, durante la reunión aclaratoria del proceso eólico y solar —prevista posiblemente para fines de mayo— se lanzará oficialmente el pliego correspondiente a esta convocatoria.

“Nosotros vamos a estar anunciando nuestro calendario de licitaciones en la próxima licitación 0125, en la reunión aclaratoria vamos a estar definiendo cuál va a ser ese listado de licitaciones que pronto van a venir”, señaló Liliana Morales Córdoba, directora de Promoción y Relacionamiento de la Secretaría Nacional de Energía de Panamá.

En el marco del encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean, Morales Córdoba detalló que Panamá tenía en agenda el lanzamiento de sus dos primeros procesos de licitación: uno de corto plazo, efectuado en octubre de 2024, y otro de largo plazo, programado para marzo de 2025. Ambos están a cargo de ETESA, la empresa de transmisión estatal, aunque la planificación -indicó- es coordinada entre múltiples actores como la Secretaría de Energía, el Centro Nacional de Despacho, la ASEP y la propia ETESA.

“Ese trabajo armonioso de planificación técnica ha hecho de que las licitaciones de corto plazo, todo lo que son los anuncios y los términos, vayan a ser en 60 días, y las de largo plazo vayan a ser en 120 días, permitiendo que las personas o los oferentes puedan prepararse”, destacó la funcionaria.

La próxima licitación prevé contratos de suministro de hasta 15 años, lo cual, según la estrategia de la Secretaría, busca consolidar la participación de nuevas centrales hidroeléctricas y eólicas. Sin embargo, la ausencia de tecnología solar en esta convocatoria ha generado interrogantes en el sector, ante lo cual Morales Córdoba aclaró que una nueva licitación específica para esta fuente se encuentra en etapa de planificación.

“Queremos que las hidro y las eólicas puedan entrar en un suministro en 2029 pero (…) por supuesto en esa planificación hemos visto que vamos a hacer prontamente una licitación exclusivamente para solares para que ellos puedan competir”, aseguró. Y explicó que la energía solar ha tenido un desarrollo autónomo en el país gracias a su bajo costo de instalación, sin depender directamente de licitaciones con las distribuidoras, pero un nuevo proceso apuntaría a lograr una mayor competitividad.

“Lo que estamos buscando es garantizar el precio en beneficio al usuario final”, sostuvo.

Tal es así que para la licitación donde se priorizará la participación de nuevas centrales hidroeléctricas y eólicas, la Secretaría de Energía propuso un precio máximo de $97.50 por MWh para evitar sobrecostos y garantizar estabilidad en las tarifas.

En paralelo al avance en licitaciones, el país impulsa una reforma integral del marco legal y regulatorio del subsector eléctrico, particularmente de la Ley 6 de Electricidad, que data de 1997. “Así como se van moviendo las tecnologías, el marco regulatorio tiene que ojalá ir a la misma velocidad”, expresó la directora.

El Gobierno panameño también prioriza la agenda de acceso universal, con foco en una población rural que aún se encuentra entre un 5% y 10% sin servicio eléctrico, lo cual representa una deuda estructural que Morales Córdoba calificó como crítica. “El acceso universal es un derecho humano. Detrás de este sector técnico está el usuario que requiere el servicio”, enfatiza.

A ocho meses de iniciada esta administración, la Secretaría Nacional de Energía reafirma su apertura al diálogo técnico y comercial con inversores. “Queremos evitar la desinformación en estos temas de planificación”, subrayó Morales Córdoba, al referirse a los canales abiertos de comunicación con actores del sector para responder consultas.

“Panamá se encuentra en un momento de cambio a nivel energético. Retomamos las estrategias y políticas, con experiencia acumulada y condiciones que facilitan la inversión”, concluyó Morales Córdoba.

Panamá llama a licitación de energía renovable para garantizar mejores tarifas en mediano plazo

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Senado chileno avanza con el proyecto de ley de subsidio eléctrico sin cargo FET para PMGD

El Senado de Chile dio cuenta del informe de su Comisión de Minería y Energía e hizo presente la urgencia de discusión inmediata del proyecto de ley que amplía la cobertura del subsidio eléctrico para los hogares más vulnerables del país. 

La iniciativa que despachada de la Diputados hacia la Cámara Alta del Congreso Nacional no contempla el Cargo FET (Fondo de Estabilización de Tarifa) por el cual se proponía que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financien parte de los subsidios a las cuentas eléctricas. 

Cargo que fue muy criticado por parte del sector renovable de Chile debido al perjuicio hacia los PMGD por la reducción de sus ingresos y que incluso fue marcado como un “grave” problema regulatorio y constitucional, de modo que representaba una reforma tributaria encubierta que no aportaba al desarrollo de las renovables.

De acuerdo a recientes estimaciones, de continuar el cargo FET, el ingreso de los Pequeños Medios de Generación Distribuida se vería afectado en alrededor del 27%, más allá de la incertidumbre y el freno ya puesto a las inversiones a partir de la propuesta del Ministerio de Energía

Y si bien en esta instancia no se considera el Cargo FET para los PMGD, el proyecto de ley que continúa en el Senado todavía mantiene los puntos vinculados al componente fiscal (IVA), una sobretasa al impuesto a las emisiones de CO2 (equivalente a USD 5 por tonelada emitida) y la creación de la bolsa PyME. 

Este último punto plantea que las pequeñas y medianas empresas accedan a un descuento en las cuentas de electricidad, mediante aportes de los Pequeños Medios de Generación Distribuida a través de la habilitación de la inyección y retiros de energía en el mismo punto de conexión, para comercializarla con las concesionarias de servicio público de distribución que presten servicio en dicha zona. 

Por lo que las distribuidoras podrán traspasar dicho precio a la bolsa de clientes conformada por las PyMEs y operadores de servicios sanitarios rurales que cumplan con los requisitos objetivos de focalización. Aunque el volumen de energía anual consumido no podrá ser superior a 500.000.000 kWh. 

Además, de acuerdo al artículo transitorio, el Precio Preferente Pyme aplicará hasta un consumo mensual individual de 7.500 kWh; en tanto que los retiros de energía efectuados por los PMGD se encontrarán exentos del pago de servicios complementarios, pagos laterales u otros costos sistémicos asignados a los suministradores a prorrata de los retiros del sistema.

Según pudo averiguar Energía Estratégica, la Cámara Alta del Congreso realizará la votación en general durante la próxima semana y, en caso de aprobarse, se abrirá un período de indicaciones y volverá a la Comisión de Minería y Energía. 

“A partir de allí, tanto senadores como el Poder Ejecutivo pueden presentarlas, donde el gobierno  podría reponer, por ejemplo, el Cargo FET para los PMGD”, indicaron fuentes del sector. 

Por lo que, aunque la propuesta del Cargo FET fue rechazada en la Cámara de Diputados, se prevé que el Ministerio de Energía reingrese la iniciativa que podría prolongarse hasta 2027 y, en caso de extensión, hasta 2028 con un eventual cargo de compensación.

“En ese período de indicaciones se verá si se reponen cosas o cambios a los pilares. Por tanto, todavía queda mucho por saber”, agregaron en diálogo con este portal de noticias.

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CNE prepara el lanzamiento de un nuevo Plan Energético Nacional

La Comisión Nacional de Energía (CNE) de República Dominicana avanza en la publicación de una nueva versión de su Plan Energético Nacional, un documento estratégico que marcará el rumbo del sector durante 2025 y 2038. La iniciativa responde al mandato legal de la Ley 125-01, que exige una planificación integral del sistema eléctrico nacional.

Según explicó el director ejecutivo de la CNE, Edward Veras, el documento “plantea un reto mayor, que es cómo podemos seguir integrando más renovables a través del sistema de almacenamiento, tener mayor disponibilidad de energía solar en horas de la noche y tener también una agresividad en el plan de integración de energía térmica, básicamente a partir de energía de base a gas natural”.

Durante una entrevista realizada en el marco del evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Veras detalló que el nuevo plan incluye dos escenarios de crecimiento. Uno de carácter tendencial, proyectado sobre una economía con evolución estable, y otro de crecimiento acelerado, que al duplicase el PIB buscaría duplicar la oferta energética en un plazo de 12 a 13 años.

Como parte del proceso de elaboración, la CNE está cumpliendo con el requisito establecido en la Ley 107-13, que obliga a realizar una consulta pública antes de pasar a la fase de ejecución. “El plan fue publicado en diciembre del 2024. Entre enero y febrero hicimos una primera fase de socialización. Algunas asociaciones como ADIE, ASOFER y las academias nos pidieron un espacio de acción y entendimiento”, explica Veras.

Actualmente, el organismo está recopilando observaciones para consolidar una propuesta final que será elevada al directorio de la Comisión. “Hoy día nos aprestamos a hacer un cúmulo o un filtro de esas observaciones, mirando la duplicidad, etcétera, y presentar ante el directorio de la CNE en el mes de abril una propuesta final con todas las observaciones recogidas”, aclaró la autoridad, anticipando que la presentación oficial al público está prevista para mayo de 2025.

Aquel no sería la única tarea que impulsó la CNE en el último año. La planificación energética también avanza sobre el terreno del almacenamiento energético. En tal sentido, uno de los ejes centrales ha sido la actualización de los requisitos para sistemas de almacenamiento con baterías, en línea con la necesidad de garantizar estabilidad en la red ante el avance de la energía solar.

De acuerdo con Veras, el concepto de batería a gran escala “es un desarrollo de hace pocos años y comercialmente son posibles de cinco años para acá”. Esto explica las resistencias iniciales que provocó la resolución de 2022, posteriormente aprobada en 2023 y reformulada en el 2024.

“El concepto batería generaba ruido financiero en los proponentes de los proyectos”, reconoció el directivo, aunque confirmó durante FES Caribe que “unos 18 proyectos ya concesionados cuentan con sistema de almacenamiento”.

El proceso de modificación impulsado en coordinación con la Superintendencia de Electricidad fue claro: “No es posible más generación de energía solar en hora de sol; ya tenemos la cantidad suficiente para que el sistema entre tal vez en un esquema de inestabilidad si se restringe más la energía base”.

En consecuencia, la nueva normativa aumentó los requisitos de un 30% a un 50% de capacidad de almacenamiento y redujo la exención de potencia de 50MW a 20 MW. Esta segunda fase de regulación ya está mostrando resultados concretos. Veras señaló que “ya hay unas 20 propuestas adicionales que corren para concesión definitiva”, estos representarían alrededor de 1,860 MW en capacidad de generación y en el orden de 542 M160 MWh de almacenamiento.

La Planificación de la Expansión de la Generación 2025–2038, contenida en los borradores técnicos del plan, ya sugiere que la incorporación óptima de renovables requerirá entre 160 y 210 MW adicionales al año. Sin un adecuado respaldo de almacenamiento, ese volumen podría poner en riesgo la estabilidad de la red. Por eso, desde la CNE se insiste en que el almacenamiento “es la única herramienta que en el corto plazo nos va a permitir integrar más energía renovable en República Dominicana”.

Recomiendan incorporar entre 160 y 210 MW más de capacidad renovable al año en República Dominicana

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