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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Lo que sigue

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Información técnica: 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Geopolítica y su impacto en el sector energético

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Desafíos y oportunidades en la transmisión y generación distribuida

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

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

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

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

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

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

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

Generación distribuida y nuevas soluciones para Argentina

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

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

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

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

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

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

Apuesta por inversores híbridos

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo inscribirse? 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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La Cámara de Diputadas y Diputados de Chile rechazó la resolución que proponía tramitar un proyecto de ley para crear y regular una Empresa Chilena de Energía Eléctrica, como posible medida para mejorar el sistema y fortalecer la fiscalización.

La propuesta fue descartada con 63 votos en contra y 57 a favor durante una sesión especial de la Cámara Baja, destinada a analizar el masivo blackout del pasado 25 de febrero, que dejó sin suministro eléctrico a aproximadamente 20 millones de chilenos desde Arica hasta Chiloé (más del 90% del país) por más de seis horas.

“La crisis que estamos viviendo a propósito de la intermitencia eléctrica es un tema a remediar por el Poder Ejecutivo y el Congreso Nacional. El proyecto de ley proponía establecer elementos orientadores y objetivos para que el Estado participe en un área estratégica que actualmente está privatizada”, indicó Daniela Serrano, diputada por el Partido Comunista de Chile e impulsora de la medida.

Y si bien la resolución para la creación y regulación de la Empresa Chilena de Energía Eléctrica fue considerada “inadmisible”, ésta no es la primera vez en el último año que se propuso que el Estado participe activamente y maneje una compañía de esta índole. 

El ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, abrió las puertas a la creación de una empresa estatal de distribución eléctrica en agosto del 2024, a tal punto que deslizó que ésta funcionaría de manera similar a la Empresa Nacional de Petróleo (ENAP) y a la par de distribuidoras privadas.

En aquel entonces, las declaraciones se dieron tras el fuerte temporal que afectó principalmente a la zona centro-sur de Chile, con vientos de hasta 124 kilómetros por hora que produjeron la caída de árboles y postes que dañaron el tendido eléctrico. 

Hecho que puso en la mira la situación y accionar de las distribuidoras de energía eléctrica, de tal modo que el Poder Ejecutivo anunció el inicio del proceso de caducidad de la concesión de ENEL (principal distribuidora de energía en la Región Metropolitana).

Aunque cabe aclarar que la posible creación de la empresa estatal de distribución eléctrica tampoco llegó a buen puerto e, incluso, el gobierno sabía que no sería de forma inmediata ya que resultaría “imposible imaginar” que la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) del país automáticamente desarrolle esa propuesta. 

Medidas que sí tuvieron el visto bueno del Legislativo

La Cámara Baja aprobó cinco resoluciones vinculadas al fortalecimiento de la infraestructura de generación y transmisión en el país, incluyendo la N°1464 por el gobierno debe diseñar la expansión de líneas de transmisión eléctrica, mediante la construcción de nuevas líneas de alta tensión, el refuerzo de infraestructura existente e implementación de baterías de gran capacidad y sistemas de respaldo descentralizados, que permitan mitigar cortes prolongados.

Además, se prevé que el Estado evalúe el estado actual del SEN (Res. 1466), elabore un plan de fortalecimiento del control del Estado en empresas estratégicas (Res. 1462) y que protejan la capacidad de generación y transmisión (Res. 1467), como también reformas para fortalecer los mecanismos de supervisión, control, autonomía y soberanía energética (Res. 1465).

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El sector energético mexicano se encuentra en una etapa de definiciones de las leyes secundarias en materia energética, lo que marcará el rumbo de las inversiones y la estabilidad del mercado durante este sexenio. Con el 18 de marzo como fecha clave, la iniciativa privada se mantiene a la expectativa de las nuevas reglas del juego.

En el marco de Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), encuentro que reunió a más de 500 profesionales del sector local e internacional, representantes de Contour Global, EDF Renewables, Sempra Infraestructura y el Consejo Mexicano de la Energía (COMENER) manifestaron la necesidad de mayor claridad en la política y legislación energética como determinante para concretar nuevas inversiones.

Durante el panel de debate «Visión estratégica sobre el futuro energético de México», coincidieron en que la clave para el futuro del sector estará en la capacidad del gobierno para generar confianza, incentivar la participación privada y fortalecer la infraestructura energética.

Estrategia de negocios latente

Como consideró Eva Ribera, gerente general para México y el Caribe de Contour Global, la postura de las empresas hoy es «de posición neutra, con muchas ganas de crecer, pero todo dependerá de cómo se termine de definir la legislación».

La referente empresaria destacó que el panorama para México ha cambiado respecto al gobierno anterior y que la industria energética está en espera de las definiciones clave. «Nosotros estamos mucho más esperanzados de lo que pasó en el sexenio pasado. Se están clarificando las leyes, las veremos al 18 de marzo», señaló Ribera. En este contexto, enfatizó que el optimismo del sector dependerá de cómo se establezcan las reglas de juego: «Eso va a marcar cuál va a ser nuestro optimismo, situación neutral o simplemente mantenimiento».

Desde la perspectiva de Contour Global, México sigue siendo un mercado prioritario, a pesar de la incertidumbre. Ribera resaltó que la empresa planea duplicar su capacidad global en los próximos cinco años, pasando de 5 GW a 10 GW, y que el país es parte de esta estrategia de expansión. Sin embargo, advirtió que el futuro de sus operaciones dependerá de la evolución de las reglas del juego: «Estamos en 20 países y en México nos queremos quedar, pero sí estamos muy pendientes de cómo se vaya a terminar de definir la legislación».

Certeza jurídica y bancabilidad de contratos

El tema de la confianza en el mercado fue central en la discusión del panel. Juan Acra, presidente del Consejo Mexicano de la Energía (COMENER), subrayó que para atraer inversiones, es fundamental fortalecer el marco legal y garantizar el estado de derecho.

«Tenemos que dar señal de que vivimos en un estado de derecho. La certeza jurídica es muy importante para que podamos tener estos energéticos en el corto, mediano y largo plazo», explicó Acra.

El representante de COMENER también hizo énfasis en la necesidad de que las nuevas leyes contemplen esquemas que garanticen la bancabilidad de los contratos energéticos. «Antes, la causa de fuerza mayor tenía un liability ahí en el tema de este tipo de contratos, para estas inversiones», explicó, y agregó que la revisión de las leyes secundarias debe enfocarse en generar confianza en los mercados internacionales.

Ritmo de inversión estatal 

Por su parte, Sergio Romero Orozco, vicepresidente de Regulación y Asuntos Públicos de Sempra Infraestructura, advirtió que las estrategias del gobierno en materia energética mantienen una lógica consistente con la prevalencia de CFE y un modelo más centralizado. «Los planes y las prioridades de este gobierno son consistentes con la narrativa que hemos venido escuchando ya desde hace varios años», sostuvo. En esta línea, detalló que los planes de inversión presentados por CFE contemplan 33,5 billones de dólares en infraestructura energética, con el objetivo de agregar 22 GW de capacidad de generación.

Sin embargo, Romero Orozco señaló que el plan gubernamental impone desafíos financieros importantes, ya que CFE tendría que duplicar su inversión anual de 3 billones a casi 6 billones de dólares para cumplir con estos objetivos.

«Parece todo un reto que puedan mantener ese ritmo de inversión», sostuvo, sugiriendo que la participación del sector privado será clave para complementar el desarrollo del sector.

Participación mixta para acelerar transmisión y distribución

El déficit en infraestructura de transmisión y distribución de energía fue otro de los puntos críticos abordados en el panel. Gerardo Pérez, Country Manager & EVP de EDF Renewables, expresó su preocupación sobre los retrasos en la modernización de la red eléctrica y el impacto que esto tiene en el crecimiento del sector renovable. «El problema es que el retraso causó un daño importante, porque hoy, aunque dejamos plantas para operar, aunque se terminen, el problema está en la red de transmisión y de distribución», enfatizó Pérez.

En este sentido, subrayó que la inversión anunciada por CFE en transmisión debe acelerarse para evitar que los proyectos renovables queden limitados por falta de infraestructura. En el sector eólico, por ejemplo, observó como presidente de la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE) que hay más de 5 GW en diferentes etapas de desarrollo, pero su operación efectiva dependerá de la capacidad de la red para soportar esta nueva generación. «Creo que es donde más debe acelerar la CFE y probablemente encontrar esquemas de participación mixta para poder los privados ayudar a agilizar esa transición», planteó.

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La transición energética en México entra en una nueva fase con la promulgación de las nueve leyes secundarias en materia energética. En este contexto, Walter Julián Ángel Jiménez, comisionado de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), delineó los próximos pasos en regulación y normatividad durante su intervención en el Future Energy Summit México (FES México). El encuentro, llevado a cabo el martes 11 de marzo de 2025, congregó a más de 500 profesionales del sector energético local e internacional, consolidándose como un foro clave para discutir el futuro de la energía en el país.

Jiménez inició su intervención destacando la importancia del calendario normativo y regulatorio tras la aprobación de las nuevas leyes. “Las leyes se van a promulgar el 18 de marzo. La presidenta lo dijo en la mañana, que ella quiere ya la promulgación y su consecuente publicación en el Diario Oficial”, afirmó. A partir de esa fecha, el foco estará en la construcción del andamiaje de políticas públicas, un proceso que, según explicó, ya comenzó a tomar forma.

El comisionado detalló que  los próximos pasos incluirán el Plan México y el Plan Nacional de Desarrollo, cuyo primer borrador ya se encuentra en discusión en la Cámara de Diputados. A esto se sumarán los programas sectoriales y especiales, elementos que serán fundamentales para la materialización de la política energética. Jiménez enfatizó que “la regulación materializa la política”, subrayando la necesidad de que ambos aspectos operen alineados.

Recordando los cambios constitucionales de 2013, explicó que la regulación establecida por la entonces CRE buscó garantizar la apertura del sector, aunque, en su opinión, “un poco descontrolada”. Ahora, el enfoque será diferente: se establecen primero los instrumentos de política y posteriormente la regulación correspondiente. En este sentido, destacó que “nos han dado luz verde con todo lo que hemos querido hacer”, asegurando que la simplificación regulatoria será un eje central en la implementación de las nuevas disposiciones.

Normas pendientes 

“He sido el presidente del Comité Consultivo Nacional de Normalización Eléctrica y ahí dejamos pendientes seis normas oficiales mexicanas”, precisó. Entre ellas, mencionó normativas en estructura de carga, inversores de potencia y de sistemas fotovoltaicos. Actualmente, estas regulaciones están en proceso de revisión y se espera que sean sometidas a consulta pública en las próximas plenarias del Comité.

Uno de los aspectos clave abordados por Jiménez fue la necesidad de generar un entorno regulatorio que incentive la inversión privada en el sector energético. Destacó que la creación de un marco normativo claro y estable es fundamental para atraer capital extranjero y desarrollar tecnologías innovadoras.

“Cuando comienzas a darle un andamiaje regulatorio, un andamiaje legal, esos temas comienzan a despertar la atención porque se comienza a brindar lo que los abogados llaman certeza jurídica”, afirmó.

De allí, Jiménez subrayó que más allá de los incentivos económicos, la certeza jurídica y la estabilidad regulatoria son determinantes para el desarrollo de nuevos proyectos. “Si no se aterrizan desde el terreno de la política pública, de los aspectos legales y normativos, muy difícilmente esta inversión se materializa”, enfatizó.

Nueva etapa con la CNE

Respecto a la transición de facultades de la CRE a la Comisión Nacional de Energía (CNE), enfatizó que este cambio no implica una continuidad directa, sino la conformación de un organismo completamente nuevo. “La CNE no es la afirmación dialéctica de la CRE. En todo caso, es su negación histórica”, consideró.

Jiménez destacó que la transición a la CNE requerirá tiempo y acompañamiento por parte de todos los actores del sector. “Va a necesitar mucho apoyo de toda la gente, porque en el primer error todo el mundo va a salir a decir: ya, ya se los dije, no sirve”, advirtió en la parte final de su intervención en FES Mexico.

No obstante, se mostró optimista sobre el proceso y aseguró que los nuevos equipos contarán con las herramientas necesarias para llevar adelante la transformación del sector. «Está en mi voluntad, en mi deseo, que todo camine bien. Yo voy a entregar todo, tanto para que la normalización eléctrica como la regulación del sistema energético se pueda retomar tal cual. A mí no me importa quién se cuelgue la medalla. Lo que me importa es que el sistema pueda avanzar en su transformación y que eso nos haga a todos partícipes más activos».

De allí, hizo un llamado al sector privado para que se involucren en el porvenir del nuevo organismo: “Les corresponderá, creo yo, asimilar ese nuevo entendimiento en el sistema energético y hacer las propuestas que nos ayuden a fortalecer la regulación, la política y la implementación y su vigilancia; porque no puede ser posible que todavía tengamos una gran cantidad de incumplimientos en el sistema energético. Eso es lo que se va a tener que enfrentar la Comisión Nacional de Energía y entre todos creo que les podemos ayudar”, concluyó.

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El encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina que reunió a más de 500 líderes del sector energético y dejó marcado que crece con fuerza el interés por financiar proyectos renovables y de infraestructura en el país.

La Corporación Financiera Internacional (IFC), brazo del Grupo Banco Mundial que invierte en el sector privado, participó de FES Argentina y reveló que está reforzando su presencia a nivel local, con el objetivo de garantizar la viabilidad de inversiones a largo plazo, como en generación limpia, expansión de la transmisión eléctrica y almacenamiento en baterías. 

“Hay mucho optimismo a pesar de la volatilidad habitual del país, e interés por normalizar el sector, atraer inversiones privadas, como a través del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y líneas de transmisión; y ojalá se pueda llegar a una regulación que permita proyectos bancables, y competir – cooperar por el financiamiento como en otros países”, indicó Luis Medina, Senior Investment Officer de IFC. 

Tal es así que IFC observa con optimismo la evolución del marco macroeconómico y fiscal, lo que ha permitido reducir los costos de financiamiento y generar nuevas condiciones para la atracción de capital.

“Sin embargo, el despegue del sector vendrá de compañías locales que siempre invirtieron, aún durante los tiempos más difíciles. Por un lado tenemos las compañías que quieren financiamiento a largo plazo tipo project finance, que todavía no está disponible a gran escala como nos gustaría, y la idea es movilizar a bancos comerciales y llevarlos a plazos más largos para que haya un mayor volumen de proyectos y compañías para financiar”, aclaró el especialista. 

El organismo ya cuenta con experiencia en el país tras haber participado en el financiamiento de proyectos bajo el Programa RenovAr entre 2016 y 2017; o mismo con el reciente anuncio de cooperación con Central Puerto para avanzar en los estudios de factibilidad técnica, económica y ambiental de una línea de alta tensión de aproximadamente 140 kilómetros con origen en la Estación Transformadora (ET) Puna.

Dicho proyecto estima una inversión total de USD 600 millones e implica la intención de llegar a 400 MW (700 MW de potencial), ofreciendo suministro energético competitivo principalmente de origen renovable. 

Por lo que será el puntapié para que otros agentes del sector energético y minero presenten su interés a la iniciativa a este nuevo mecanismo del IFC, que según pudo averiguar Energía Estratégica, será un similar al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), 100% privado y sin garantías del Estado como sí lo tuvo el Programa RenovAr (FODER + Banco Mundial). 

Incluso, la primera fase de la propuesta del Corporación Financiera Internacional abarca la posibilidad de construcción de 690 MW de capacidad a abastecer a las empresas mineras, pero se espera que a futuro haya más firmas del sector y, por ende, se pueda conectar más potencia renovable y nueva infraestructura de transporte eléctrico.

“El MATER (contratos entre privados) tiene espacio para seguir creciendo y una de las aristas más importantes era llegar a industrias estratégicas como la minería argentina. El desarrollo de líneas de transmisión que lleven energía más barata y renovable a los minerales críticos es súper interesante”, aseguró Medina durante el primer panel de debate de la segunda jornada de FES Argentina. 

En este marco, IFC no se limita a un solo proyecto, sino que evalúa múltiples alternativas con compañías locales a través de contratos entre privados, a la par que el Grupo Banco Mundial trabaja en conjunto con la administración nacional para diseñar esquemas de financiamiento que viabilicen inversiones en transmisión eléctrica. 

“Hay un gran interés del gobierno de resolver la transmisión en el Área Metropolitana de Buenos Aires y desde IFC nos encantaría financiar líneas de transmisión, que permitiría aumentar más la penetración de renovables y darle estabilidad al sistema”, subrayó el Senior Investment Officer de IFC.

“Además, el financiamiento de sistemas de baterías también interesan”, agregó, reconociendo que hay un ojo puesto en la licitación “AlmaGBA” por 500 MW de almacenamiento que la Secretaría de Energía de la Nación publicó a mediados de febrero y en la que se espera gran participación del sector. 

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Con presencia en 170 países y más de 207.000 empleados, Huawei destina más del 50% de sus ganancias a investigación y desarrollo, consolidando su liderazgo como empresa tecnológica a nivel global.

En Latinoamérica, la compañía opera en diversidad de mercados, con más de 10.000 empleados y un equipo técnico que ofrece asistencia las 24 horas, los 7 días de la semana.

Entre las plazas estratégicas en la región, Huawei está en Argentina desde 2001, donde aproximadamente el 80% de la infraestructura de la telefonía en el país tiene hardware de la marca, apoyando el Core Business de la compañía centrado en telecomunicaciones. Ahora bien, el departamento de Digital Power, que es la unidad que se dedica a energía, con solo 6 años de trayectoria en el mercado argentino acumula grandes hitos.

A nivel global, Huawei ha implementado 400 GW de inversores y 15 GW de almacenamiento, abarcando desde soluciones residenciales hasta proyectos a gran escala. «Entre los proyectos solares en Argentina se encuentra Cauchari, un parque solar de 300 MW ubicado a más de 3.000 metros de altura, un proyecto insignia para nosotros», señaló Favio Gastón Rearte, responsable de desarrollo de negocios PV y BESS de Huawei Digital Power.

Durante la ponencia «Huawei FusionSolar smart string ESS solution» llevada a cabo en el encuentro Future Energy Summit Argentina (FES Argentina), el responsable de desarrollo de negocios PV y BESS de Huawei Digital Power destacó las tendencias clave del sector y los casos de éxito de la compañía a nivel mundial.

Tendencias en almacenamiento energético y transición energética

El almacenamiento energético juega un papel crucial en la transición hacia la neutralidad de carbono, especialmente en mercados con una alta penetración de energías renovables. Según  Favio Gastón Rearte, los compromisos asumidos en países como China, Estados Unidos, Japón y la Unión Europea se alinean a la creciente importancia que dan al almacenamiento para garantizar estabilidad de red, seguridad energética y viabilidad comercial.

«Una de las funciones del almacenamiento es cubrir el exceso de generación en parques solares, donde, por limitaciones de línea o de absorción de demanda, esa energía se perdería si no se almacena para ser evacuada en momentos de mayor exigencia del sistema», explicó Rearte.

Este tipo de tecnología permite también aplicar estrategias como el arbitraje energético, que consiste en almacenar energía cuando el costo es bajo y liberarla en momentos de mayor demanda.

«Además, con el almacenamiento podemos suavizar la Curva del Pato, minimizando la caída y el ascenso brusco de la generación solar en horas pico», agregó el ejecutivo durante su ponencia en FES Argentina.

Casos de éxito de Huawei 

Huawei ha desarrollado tecnología para proyectos de energía renovable en diversos entornos y escalas. En Arabia Saudita, la empresa participó del Saudi Arabia Red Sea Project, la mayor microrred aislada del mundo basada en 100% energía solar y almacenamiento. «Son 400 MW de generación solar anexados a 1.3 GWh de almacenamiento, garantizando suministro para un millón de personas en la nueva ciudad del Mar Rojo», detalla Rearte.

Otro caso emblemático es el Sembcorp BESS Project en Singapur, el mayor sistema de almacenamiento de energía del sudeste asiático (115 MW/146 MWh). «Este proyecto nos permitió comparar soluciones string frente a soluciones centralizadas, y los resultados demostraron una tasa de fallas significativamente menor en nuestra tecnología string», enfatiza.

En China, Huawei también trabajó en la integración de almacenamiento en una central nuclear, combinando 100 MW de generación con 200 MWh de almacenamiento. Rearte explica que esta solución permite absorber energía en horas valle y despacharla en horas pico, optimizando el consumo.

En Latinoamérica, un caso de referencia es aquel denominado por la compañía como Peru Rural Microgrid Project, que provee energía renovable a 20.000 personas en comunidades cercanas al río Amazonas. De acuerdo a lo presentado por el referente de Huawei Digital Power, el sistema combina 2.5 MW de generación solar con 1 MW/2 MWh de almacenamiento, logrando reducir en una tonelada diaria el consumo de diésel.

Aquel no sería el único proyecto PV+BESS en la región, en Argentina Huawei avanza en la implementación de soluciones híbridas de energía para aplicaciones industriales y mineras. «En un esquema off-grid, como el que manejamos con una minera, combinamos un parque solar con almacenamiento y equipos rotantes para reducir significativamente el consumo de combustibles fósiles», mencionó Rearte.

Además, subrayó la viabilidad de estos sistemas no sólo en zonas aisladas sino también en entornos urbanos, como el Jiangsu Linyang Energy Project en China, donde un sistema de 3 MW/6 MWh de almacenamiento optimiza la integración de energía solar a la red eléctrica sin afectar la estabilidad en la cuidad donde opera. «Este tipo de soluciones demuestra que no hay barreras para implementar almacenamiento en ciudades, siempre que se cuente con el espacio adecuado», afirma.

Las tecnologías de almacenamiento de Huawei pueden adaptarse a las necesidades del mercado argentino. Rearte consideró que, gracias a la reducción de costos del litio, las soluciones con baterías son más competitivas.

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La Asociación de Generación Renovable (AGR) de Chile envió una nota al director ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), Ernesto Huber, en el que manifiesta su preocupación  y advierten los impactos para las renovables de las medidas tomadas, producto del blackout del pasado 25 de febrero que afectó más del 90% de la población local. 

“Expresamos nuestra preocupación por la reciente reducción del límite de transferencias en las líneas de transmisión 2×500 kV Nueva Maitencillo-Nueva Pan de Azúcar y 2×500 kV Nueva Pan de Azúcar-Polpaico, implementada por el CEN”, asegura la carta firmada por  por Jaime Toledo, presidente de AGR y director general de Acciona para Sudamérica, y Manuel Tagle, vicepresidente del gremio y gerente general de Mainstream Renewable Power. 

La misma plantea que dicha decisión aumentó significativamente los vertimientos de energías renovables no convencionales, e incrementa costos al utilizar generación forzada más contaminante, contra los objetivos de descarbonización del país. 

“La restricción aplicada por el Coordinador obliga a desechar entre un 56% y un 63% de la energía limpia y económica que generan las centrales renovables, la que debe ser sustituida por electricidad proveniente de combustibles fósiles, encareciendo los costos de abastecimiento y aumentando las emisiones contaminantes, entorpeciendo la transición energética de Chile”, detalla. 

“Es importante señalar que los propietarios de las centrales de generación de energías renovables, que ya enfrentan un escenario complejo por el vertimiento en horario solar, han visto su situación agravada considerablemente. La imposibilidad de poder integrar a la red eléctrica una gran parte de su producción de energía limpia y económica las obliga a tener que comprar a otros generadores electricidad generada con combustibles fósiles, a precios excesivamente altos, para cumplir con las obligaciones de suministro de energía eléctrica a sus clientes libres y residenciales”, agrega.

Para ser precisos, tras el apagón masivo el CEN fijó un límite de 1000 MW, lo que representa 800 MW menos que el valor de transferencia hacia el centro del país al momento del incidente tras la intervención de ISA Interchile (propietaria de la línea Cardones-Polpaico, en cuyo tramo mencionado se produjo el incidente). 

Sin embargo, la más reciente versión del “Estudio de Plan de Defensa contra Contingencias” elaborado por el CEN fijaba las pruebas para modelar eventos de apagón total en dicha línea con un límite máximo de 1600 MW. 

Por lo que desde el gremio apuntaron que las medidas de restricción como la implementada debieran estar avaladas por fundamentos tanto técnicos como económicos y considerar un balance entre costos y beneficios, “siempre bajo el estricto cumplimiento de los estándares de seguridad y calidad exigidos por la regulación vigente”. 

“No obstante, hasta la fecha, las empresas generadoras de energías renovables no conocen los antecedentes económicos ni los estudios técnicos que justifican la determinación del nuevo límite de transferencias que el Coordinador está aplicando”, subraya la misiva enviada a Huber 

“Por lo anterior, y en virtud de lo que establece el artículo 5-4 de la NTSyCS, respetuosamente le solicitamos al Coordinador que, a la brevedad posible, comparta todos los antecedentes y estudios técnicos que sustentaron la definición del nuevo límite de transferencias que actualmente está aplicando en las líneas 2×500 kV Nueva Maitencillo-Nueva Pan de Azúcar y 2×500 kV Nueva Pan de Azúcar-Polpaico”, añade.

Y cabe recordar que las limitaciones tendrán vigencia por, al menos, dos semanas más, lo que podría seguir repercutiendo en el curtailment de renovables y continuar una dinámica negativa para un sector golpeado y que ya vio duplicados los números del año pasado. 

El Congreso debatirá más impactos del blackout

Esta semana se esperan sesiones en ambas cámaras del Poder Legislativo de Chile para abordar más puntos del apagón que dejó sin suministro eléctrico a aproximadamente 20 millones de chilenos desde Arica hasta Chiloé, como también recibir información sobre los niveles de seguridad energética del país y la vulnerabilidad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

Sesiones que llegarán pocos días después de diversos senadores solicitaran “un paso al costado” por parte de las autoridades del Coordinador Eléctrico Nacional, ante el escenario y ausencias de respuestas; a pesar que dicho organismo apuntado plantearon que la autocrítica la realizarán una vez dispongan de evidencia tras el estudio de fallas.

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A medida que la industria solar se acelera, la aplicación de sistemas de montaje flexibles continúa expandiéndose, abarcando desde sistemas distribuidos hasta proyectos a gran escala. Con sus ventajas únicas en adaptabilidad y facilidad de instalación, los sistemas de montaje flexibles han ganado un amplio reconocimiento en el mercado.

En los últimos años, las políticas han enfatizado cada vez más la necesidad de que los proyectos fotovoltaicos se alineen con la sostenibilidad ecológica, abogando por un impacto ambiental mínimo y una restauración ecológica activa. Con su gran envergadura, fácil instalación y fuerte adaptabilidad a diversos terrenos, el sistema de montaje flexible se ha convertido en una estrella en ascenso en la construcción de plantas de energía fotovoltaica. Como líder de la industria en este campo, DAS Solar está redefiniendo los estándares de la industria e impulsando la innovación hacia una mayor eficiencia y confiabilidad.

Los sistemas de montaje flexible generalmente se pueden clasificar en cuatro tipos principales. Si bien las estructuras de cable de acero y de cable doble son rentables, son propensas a deformarse bajo la presión del viento y las cargas externas, lo que potencialmente compromete la estabilidad del módulo. Las estructuras de red de cable espacial y de tres cables ofrecen mayor estabilidad, aunque algunas configuraciones son complejas y costosas.

Frente a los diferentes niveles de calidad en la industria, DAS Solar sigue comprometida con la innovación tecnológica y el estricto control de calidad, ofreciendo soluciones de montaje flexibles de alto rendimiento y alta confiabilidad.

DAS Solar prioriza la seguridad y la adaptabilidad en su investigación y aplicaciones. El sistema de montaje flexible de próxima generación de la empresa reemplaza las correas tradicionales con cordones de acero pretensado. El sistema presenta un diseño único con dos cordones de acero pretensado que sostienen la estructura de este a oeste y un sistema de estabilización flexible que la refuerza de norte a sur, formando una estructura de red de cables espacial integrada.

Esta configuración mejora significativamente la resistencia al viento, lo que garantiza el funcionamiento estable a largo plazo de las plantas de energía fotovoltaica. Para mejorar aún más la integridad del sistema, DAS Solar ha desarrollado un innovador diseño de enclavamiento mecánico para las conexiones de los módulos. Esto evita que los pernos se aflojen debido a las vibraciones inducidas por el viento, lo que reduce de manera efectiva el riesgo de microfisuras en los módulos. A través de una regulación precisa del pretensado y la optimización estructural, el sistema de montaje flexible de la empresa minimiza la deformación excesiva, lo que fortalece la resiliencia estructural y la longevidad de la planta de energía.

El compromiso de DAS Solar con la calidad y la fiabilidad está respaldado por pruebas rigurosas. El sistema de montaje flexible ha superado con éxito las rigurosas pruebas en túnel de viento (velocidad del viento de 46 m/s) realizadas por la Universidad de Aeronáutica y Astronáutica de Nanjing. Las plantas de energía solar construidas con este sistema han resistido los impactos de tifones y han superado las rigurosas inspecciones de TÜV Rheinland, obteniendo la certificación de cero microfisuras en los módulos. Los resultados confirman que el sistema se mantiene muy estable incluso en condiciones de viento extremas, lo que consolida aún más su reputación como una opción de confianza para los clientes globales. El rendimiento en el mundo real también ha resistido los desafíos ambientales más duros.

En el proyecto agrícola-fotovoltaico de Hainan, el sistema soportó varios tifones, incluido el súper tifón Yagi de nivel 17, sin ningún daño estructural ni pérdida de funcionalidad. Esta capacidad excepcional de resistencia al viento ofrece información valiosa para el desarrollo de plantas de energía fotovoltaica en regiones propensas a tifones.

A medida que el cambio climático y la degradación ecológica plantean desafíos cada vez mayores, los gobiernos están promoviendo activamente soluciones que integran la energía renovable con la restauración ambiental. La solución de montaje flexible de DAS Solar está diseñada para superar los desafíos de los entornos desérticos al minimizar la alteración del suelo, reducir la erosión eólica y facilitar el crecimiento de la vegetación. Al mejorar las condiciones microclimáticas debajo de los paneles fotovoltaicos, el sistema mejora la retención de humedad del suelo y la biodiversidad, fomentando un nuevo ecosistema desértico donde la energía renovable y la conservación ecológica van de la mano. Este enfoque representa un gran avance en el uso sostenible de la tierra y ejemplifica el compromiso de China con el desarrollo verde y la restauración ecológica.

Más allá de los entornos desérticos, el sistema de montaje flexible de la empresa ha demostrado una adaptabilidad excepcional en terrenos montañosos, sirviendo como un facilitador clave para la restauración ecológica. El diseño flexible del sistema se ajusta a los contornos naturales del terreno, optimizando la utilización de la tierra y minimizando la alteración ambiental. Al preservar la vegetación natural y reducir la erosión del suelo, facilita una coexistencia armoniosa entre la infraestructura de energía renovable y los ecosistemas frágiles.

A medida que las aplicaciones solares se diversifican y los entornos globales se vuelven más complejos, el futuro de los sistemas de montaje flexible enfrentará nuevos desafíos. DAS Solar mantiene su compromiso con la investigación y el desarrollo continuos, explorando tecnologías y materiales de vanguardia para mejorar la inteligencia y la modularización del sistema. Al impulsar la innovación en soluciones de montaje, DAS Solar se dedica a promover un futuro más ecológico y sostenible.

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Deetken Impact Sustainable Energy (DISE), firma que administra fondos de inversión de impacto, alcanzó la meta de colocar 60 millones de dólares en capital de inversión en proyectos y empresas de energía renovable en Centroamérica y el Caribe, durante 2024, impulsando la instalación de 310 MW de capacidad renovable, de los cuales el 90% corresponde a energía solar fotovoltaica.

«Hemos logrado alcanzar uno de los objetivos de los fondos que era agregar capacidad de generación renovable de manera considerable en la región», resalta Fernando Alvarado, CEO de DISE.

Este esfuerzo se termina por materializar en el inicio de este 2025 con el desembolso final para dos plantas solares utility scale en República Dominicana y El Salvador, consolidando la presencia de la compañía en estos mercados. 

Un aspecto importante es que no sólo ha invertido en utility scale. «De esos 310 MW, tenemos unos 10 MW aproximadamente repartidos en un poco más de 15 proyectos de generación distribuida para clientes comerciales e industriales en el Caribe y en Centroamérica», detalla Alvarado.

Más allá de la inversión directa, los fondos administrados por Deetken Impact han sido un catalizador financiero para atraer capital adicional. «Nosotros hemos logrado colocar un total de 60 millones de dólares en capital de inversión que, a su vez, como son recursos de equity, catalizan capital de otras fuentes, como algo de coinversión en equity en los proyectos en que participamos, pero sobre todo de deuda por unas siete veces el monto que nosotros hemos invertido directamente», explica el CEO. Como resultado, la compañía ha contribuido a la financiación de cerca de 500 millones de dólares en activos renovables, fortaleciendo el crecimiento del sector en la región.

Oportunidades en el sector renovable en 2025

Con la inversión de los fondos iniciales completada, Deetken Impact mantiene su atención en las nuevas oportunidades que se presentan en la región. Panamá, Guatemala y República Dominicana emergen como mercados prioritarios, especialmente debido a la estabilidad de sus mercados eléctricos.

«República Dominicana, Panamá y Guatemala son prioridad porque, además de tener un sector eléctrico maduro, tienen la particularidad de que tienen mercados spot que funcionan bastante bien y algunos están en procesos de licitaciones», señala Alvarado.

Guatemala, por ejemplo, avanza con su licitación PEG 5, que ha generado gran expectativa en el sector. En Panamá, el gobierno impulsaría nuevos contratos de corto y largo plazo, mientras que en República Dominicana se mantiene el dinamismo con concesiones directas. 

La compañía busca formas de seguir participando en el crecimiento del sector, explorando nuevas estrategias de inversión y desarrollo de proyectos. Tal es así que mira otros mercados de la región como Jamaica y Barbados que han iniciado proyectos específicos de almacenamiento de baterías y energía renovable, abriendo oportunidades adicionales.

Nuevo fondo de 300 millones de dólares: expansión en América Latina y el Caribe

Para continuar con su impacto en la transición energética, Deetken Impact se encuentra en la fase de estructuración de un nuevo fondo de inversión climática y de enfoque de género de mayor escala. «Ahora también, de manera simultánea y un poco para llenar este vacío de capital, Deetken Impact está trabajando en el desarrollo de lo que será su próximo fondo de impacto», detalla Alvarado.

Esta nueva iniciativa tendrá un enfoque más amplio, con inversiones que contribuyan a la mitigación del cambio climática y la adaptación a sus efectos, destinadas no solo al sector de energía renovable, sino también a otros sectores estratégicos como las finanzas verdes e inclusivas, bosques sostenibles, y agricultura y acuacultura. «Además, va a ser un fondo para invertir ahora sí ya en toda la región de América Latina y el Caribe «, explica el CEO.

Un elemento central de este fondo es su estructura de blended capital, que combinará recursos concesionales con capital comercial para ofrecer soluciones financieras más flexibles, movilizar capital del sector privado, y avanzar de manera significativa en los resultados climáticos en la región. Además, al ser un fondo con enfoque de género, incorporarán consideraciones de género en cada etapa del proceso de inversión para garantizar que las inversiones promuevan la equidad de género y mejoren las vidas de las poblaciones vulnerables. 

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Sungrow Power Supply, fabricante líder en electrónica de potencia y almacenamiento de energía, refuerza su presencia en Latinoamérica con una estrategia centrada en el acompañamiento técnico desde las primeras etapas de los proyectos. Gonzalo Feito, responsable de la región Andina, Caribe y México, destacó que la clave del éxito de la compañía ha sido su involucramiento desde el diseño inicial hasta la operación de sus equipos.

«Nuestra filosofía es estar con el cliente desde el primer día en que decide diseñar un proyecto hasta el último día de la vida útil de nuestras máquinas», afirma Feito. En el marco del Future Energy Summit Argentina (FES Argentina), el ejecutivo resaltó la importancia de asesorar a los desarrolladores en la selección de tecnología para optimizar la producción y la disponibilidad de los sistemas.

Soluciones de inversores: Evaluaciones personalizadas para cada proyecto

Sungrow es una de las pocas compañías que ofrece tanto inversores string como centrales, proporcionando soluciones adaptadas a cada tipo de instalación. En este sentido, Feito subraya que la empresa no solo suministra equipos, sino que también realiza simulaciones comparativas para ayudar a los clientes a tomar decisiones informadas.

«Si tenemos un cliente con dudas sobre qué tecnología utilizar, realizamos una simulación en ambas opciones y vemos qué encaja mejor con su planta», explica el ejecutivo. En particular, destacó que los inversores string ofrecen ventajas en términos de disponibilidad y mantenimiento, ya que en caso de falla de una unidad, su reemplazo es rápido y sencillo.

Por otro lado, los inversores centrales han evolucionado hacia una mayor modularidad, lo que les permite operar sin interrupciones incluso si una parte del sistema presenta inconvenientes. Además, estos sistemas presentan beneficios específicos en proyectos híbridos que combinan energía solar y almacenamiento. «En Chile, por ejemplo, los inversores centrales son ideales para plantas que planean integrar baterías en el futuro, ya que permiten un acoplamiento en DC más eficiente», señala Feito.

Otra de las innovaciones recientes de Sungrow es la incorporación de Combiner Boxes con lectura de curvas IV, una característica previamente exclusiva de los inversores string. «Ahora ofrecemos Combiner Boxes que no necesitan cables de comunicación, ya que operan en diferentes frecuencias en el bus de corriente continua», explica el ejecutivo.

Almacenamiento de energía: Un pilar estratégico en la región

Sungrow se ha consolidado como el fabricante líder en almacenamiento de energía en Latinoamérica, con 6 GWh suministrados en la región. En Argentina, la compañía está actualmente suministrando un proyecto de 300 MWh para una microrred, lo que refuerza su posicionamiento en soluciones de almacenamiento escalables y adaptables a distintos mercados.

Ante la creciente demanda de almacenamiento energético, Sungrow busca formar y preparar a los actores del sector para los próximos desafíos. En particular, Feito destacó que la empresa brindará cursos de capacitación destinados a los potenciales oferentes de la licitación de 500 MW de almacenamiento en Argentina. «Estamos encantados de ofrecer cursos y compartir las lecciones aprendidas en otros mercados como México y Chile para que los desarrolladores lleguen lo más preparados posible a la licitación», asegura.

En este contexto, la licitación de 500 MW de almacenamiento en Argentina representa una oportunidad clave para la integración de energías renovables y la estabilización del sistema eléctrico. Este proceso ha generado un gran interés en la industria, y empresas como Sungrow buscan posicionarse como socios estratégicos para los proyectos que se adjudicarán en este marco.

Certificación de seguridad: Un respaldo para la bancabilidad

Uno de los desafíos en la adopción de almacenamiento a gran escala ha sido la percepción de riesgo por parte de aseguradoras e inversionistas. Para mitigar esta barrera, Sungrow ha obtenido la certificación de DNV, que avala la seguridad y confiabilidad de sus sistemas.

«Hemos realizado pruebas destructivas, incluyendo incendios y cortocircuitos, para demostrar cómo nuestras estaciones resisten y no afectan a las vecinas», detalla Feito. Esta certificación brinda tranquilidad a los financiadores y aseguradoras, facilitando la concreción de proyectos en un sector donde la seguridad es un factor crítico.

Además, la compañía ha introducido sus celdas Long Life de baja degradación, una innovación basada en un proceso químico optimizado para mejorar la vida útil de las baterías. «Ya están disponibles y pueden integrarse en modelos financieros para maximizar la rentabilidad de los proyectos», afirma el ejecutivo.

Expansión en Latinoamérica: Un enfoque estratégico

Sungrow ha experimentado un crecimiento sostenido en Latinoamérica, con más de 20 GW suministrados en la región. Su expansión ha seguido una estrategia dinámica, adaptándose a las oportunidades emergentes en distintos países.

«Cuando Argentina desaceleró su ritmo de desarrollo, nos enfocamos en mercados como Colombia, Chile y México. Ahora, estamos apostando por la República Dominicana, donde hay una fuerte dependencia de los combustibles fósiles y un gran potencial para renovables y almacenamiento», explica Feito.

El ejecutivo también señala que México será un mercado clave en los próximos años, con una alta necesidad energética que impulsará la adopción de energía solar. Además, la empresa ha superado el gigavatio de suministro en Perú y refuerza su presencia en Argentina, donde ha establecido bodegas, canales de distribución y un equipo local.

«Estamos aquí para quedarnos, formando alianzas estratégicas y capacitando a nuestros socios en almacenamiento, un segmento donde queremos acompañar desde el inicio», concluye Feito.

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Desde su llegada a México en 2014, Invenergy ha desarrollado con éxito cerca de 900 megavatios de energía limpia, que permiten abastecer a casi 1 millón de hogares mexicanos. En la última década, la compañía se ha consolidado como un generador tecnológicamente diversificado en el país, con seis proyectos que abarcan la generación eólica, solar fotovoltaica, a gas natural, así como sistemas de almacenamiento de energía con baterías.

Parte de la estrategia de Invenergy al 2030 pasa por contribuir a que México alcance sus objetivos de energía limpia de al menos 38% a 2030, anunciado recientemente por la Presidenta Sheinbaum como parte del Plan de Fortalecimiento y Expansión del SEN. 

“Invenergy reconoce el potencial y las oportunidades que ofrece México en el ámbito energético”, introdujo Gabriel Monroy, vicepresidente senior de Finanzas y Country Manager para México de Invenergy. 

En exclusiva para Energía Estratégica, el referente empresario señaló que durante este sexenio seguirán desarrollando infraestructura energética de vanguardia en línea con los objetivos de política energética del país, con soluciones que permitan fortalecer el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y contar con una red más confiable, resiliente y segura.

“Estamos comprometidos a explorar y desarrollar proyectos que nos permitan expandir nuestra capacidad de generación de energía limpia”, aseguró Monroy.  

Entre los proyectos emblemáticos de Invenergy en México se destaca la Central Eléctrica La Toba en Baja California Sur. Actualmente, es el primer y único proyecto en operación designado por el CENACE como híbrido, ya que combina la generación solar fotovoltaica con un sistema de almacenamiento de energía con baterías, que a la fecha es el más grande de México. 

Desde su entrada en operación comercial en octubre de 2022, La Toba ha proporcionado energía renovable sin intermitencia durante las horas de demanda pico, tanto diurnas como nocturnas. 

Según precisaron desde la compañía, la capacidad instalada de esta central es suficiente para abastecer a 30,000 hogares por año y cubrir el 3% de la demanda máxima de energía en el verano. Además, su operación cotidiana responde a eventos de baja frecuencia y ha reducido la desconexión de usuarios, especialmente durante los meses de mayor demanda. 

“Gracias a esta década de trabajo en México, así como a nuestra amplia experiencia a nivel global, a la diversidad de tecnologías en nuestro portafolio y a las sólidas relaciones con clientes, comunidades e inversionistas, Invenergy está en una posición única para ofrecer las mejores soluciones de energía limpia, confiable y asequible, de acuerdo con las prioridades del gobierno”, reforzó el ejecutivo de la empresa en México. 

Entre los planes de Invenergy está seguir avanzando en la construcción de proyectos de energía limpia en México. Además de sus seis proyectos en operación, cuentan con más de 10 en proceso de desarrollo, los cuales contemplan diversas tecnologías. 

“Este año, continuaremos con el desarrollo de nuestra cartera de proyectos, refrendando nuestro compromiso con México y con proveer soluciones innovadoras que permitan atender la demanda creciente de energía, así como avanzar en los esfuerzos de descarbonización del país”, finalizó Gabriel Monroy, vicepresidente senior de Finanzas y Country Manager para México de Invenergy. 

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El Future Energy Summit Argentina 2025 reunió en Buenos Aires a más de 500 líderes del sector energético. Con la presencia de CEOs, directores y funcionarios gubernamentales, el encuentro abordó temas centrales para el crecimiento de las energías renovables en Argentina y resto de la región.

En el marco del streaming en vivo de FES Argentina 2025, Luis Contreras, director ejecutivo para Latinoamérica y España de Yingli Solar, brindó un análisis detallado sobre el panorama de la energía fotovoltaica y la reconfiguración del mercado ante los cambios en las cadenas de suministro globales.

«Latinoamérica se abre como una alternativa para poder colocar volumen de producción en los proyectos sobre todo en países como puede ser Argentina con un pipeline interesante», afirmó el ejecutivo.

Uno de los principales desafíos que enfrenta la industria fotovoltaica es la volatilidad del comercio internacional. Contreras explicó que el cierre del mercado estadounidense a los fabricantes chinos ha generado una reubicación de las cadenas de suministro y una redistribución de la demanda a nivel global.

«Todo lo que íbamos a vender al cliente en Estados Unidos, yo te hablo por ejemplo de clientes españoles, la mayoría de los top clientes españoles tenían una cartera de proyectos muy fuerte en Estados Unidos y eso hace que esos proyectos paralicen y claro que todos vayamos a mirar a otros mercados», comentó.

Europa se ha consolidado como el mercado número uno para la industria solar, impulsado por la crisis energética que atraviesa el continente. Sin embargo, Latinoamérica ha cobrado un papel clave como destino de inversión, especialmente en países con alto potencial de generación renovable. «Se mueven tanto los objetivos estratégicos en cuanto a país como las cadenas de suministro», subrayó Contreras.

Latinoamérica: mercados más atractivos para la energía fotovoltaica

Al analizar el potencial de la región, el ejecutivo destacó que Brasil sigue siendo un mercado clave, aunque «muy agresivo en precios, muy difícil sobrevivir en un mercado como el brasileño además con temas como el régimen Ex-Tarifário que ha desaparecido de los beneficios impositivos en la importación».

Chile, por su parte, mantiene un alto interés en la fotovoltaica, aunque la integración del almacenamiento energético ha cambiado la dinámica del sector. «Sí que es cierto que siguen apareciendo proyectos, se van a seguir construyendo proyectos que tenían que construirse ya, ya autorizados y demás, y si podemos entrar ahí, pero bueno, es algo puntual», explicó Contreras.

Perú y Colombia también aparecen en el radar de Yingli Solar. «En Perú estamos viendo proyectos súper interesantes, empezamos a licitar proyectos muy importantes en el Perú», indicó. En cuanto a Colombia, advirtió que «vemos poca estabilidad en la evolución solvente de los proyectos», lo que genera incertidumbre en la inversión a largo plazo.

Otros mercados emergentes incluyen República Dominicana y Panamá, con planes de desarrollo fotovoltaico en los próximos años. Contreras destacó el caso dominicano, donde «abre una ventana de dos, tres años donde sí que va a haber proyectos interesantes, 300 MW, 400 MW, porque tiene una limitación geográfica, una limitación también en cuanto a capacidad de crecimiento». Sin embargo, el potencial más fuerte en la región lo tiene Argentina, donde «los grandes generadores de energía están entrando, la regulación empieza a ordenarse o hay un interés por ordenarla por parte de la administración y se convierte en un país muy interesante para nosotros».

Evolución de precios y sostenibilidad de la industria

Uno de los temas más críticos que abordó Contreras en su exposición fue la evolución de los precios de los paneles solares y su impacto en la sostenibilidad del negocio. «La capacidad de producción global ya supera ampliamente la demanda», señaló, advirtiendo que esto puede generar distorsiones en el mercado. «En 2024 se acababa con 700 GW aproximadamente de capacidad de producción a los 300 MW de demanda global internacional», agregó.

Sin embargo, el ejecutivo destacó que los actuales niveles de precios no son sostenibles a largo plazo. «Si seguimos en esa tendencia de precios a la baja, es imposible ser solvente a largo plazo», aseguró. Para lograr un equilibrio financiero en la industria, Contreras consideró necesario un ajuste de «en torno a los 5 centavos de dólar» en el precio de los paneles.

Enfoque en clientes estratégicos y el futuro del almacenamiento
Frente a este escenario, la estrategia de Yingli Solar apunta a fortalecer relaciones con clientes estratégicos que comprendan la importancia de la tecnología y la sostenibilidad en el negocio. «Nosotros tenemos que ir con clientes estratégicos que entiendan la tecnología como algo diferencial y que entiendan que el panel fotovoltaico es un compañero que va a largo plazo con 30 años de garantía», enfatizó Contreras.

En cuanto al almacenamiento energético, el director de Yingli Solar explicó que la empresa no ha integrado soluciones de baterías en su portafolio, pero sí trabaja con socios estratégicos para incorporarlas en los proyectos. «Al día de hoy no estamos integrados en la parte del storage. Sí que acompañamos a los clientes con socios estratégicos, fabricantes de storage, a los que introducimos en los proyectos», afirmó.

El Future Energy Summit Argentina 2025, transmitido en vivo a través del canal oficial de Strategic Energy Corp, permitió seguir de cerca las tendencias clave del sector y el análisis de expertos como Contreras, quien concluyó con un mensaje contundente sobre el futuro del mercado: «No se puede estar compitiendo muriendo o matando y muriendo. Esto es algo que no lleva a ningún sitio, si realmente queremos seguir siendo una industria fuerte, solvente y potente en los próximos 30 años».

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La presencia de Growatt en RE+ México 2025 ha sido un rotundo éxito, consolidando su influencia en el sector fotovoltaico del país. Durante los días del evento, celebrado del 5 al 7 de marzo en Guadalajara, la compañía atrajo la atención de instaladores, distribuidores y profesionales de la industria con sus innovaciones en inversores y baterías. Con una amplia gama de soluciones expuestas y la presentación de nuevos productos, Growatt demostró su compromiso con la transición energética y el crecimiento del mercado solar en México.

En su stand, Growatt exhibió tecnologías avanzadas para diversas aplicaciones, desde sistemas residenciales hasta soluciones comerciales e industriales. Entre los productos que generaron mayor interés se encuentran los inversores híbridos SPH y SPE, además de la batería HPOE, diseñada para ofrecer una mayor eficiencia y durabilidad. Estas innovaciones captaron la atención de los asistentes por su alta densidad energética, seguridad mejorada y compatibilidad con distintas configuraciones fotovoltaicas.

Además de su exhibición de productos, Growatt participó en el IBESA MEXICAN ENERGY STORAGE DAY, un foro de alto nivel sobre almacenamiento energético. Luis Colín, compartió una ponencia clave el 6 de marzo titulada “Impulsando el futuro energético de México: Estrategias transformadoras”. En su intervención, abordó las oportunidades que tiene el país para expandir el uso de energías renovables y cómo Growatt está contribuyendo a este desarrollo.

El evento también sirvió como una plataforma estratégica para fortalecer relaciones comerciales y establecer nuevas alianzas en el sector. Growatt ha sido reconocido en México con el galardón Top Brand PV de EUPD por cuarto año consecutivo y se mantiene como líder en energía distribuida mexicana según informes de S&P Global. Este reconocimiento subraya la confianza que instaladores y clientes han depositado en sus soluciones fotovoltaicas.

Con una visión a futuro y un firme compromiso con la innovación, Growatt continuará desempeñando un papel fundamental en la evolución del sector fotovoltaico en México y América Latina, impulsando la adopción de tecnologías limpias y sostenibles.

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La Secretaría de Energía de la Nación sancionó nuevos precios mayoristas de la energía, que no tienen incidencia ni cambian el actual valor agregado de distribución—único ingreso de las empresas distribuidoras de energía eléctrica—, de acuerdo a la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA).

A través de la Resolución SE N° 110-25, sancionada el 28 de febrero, se establecieron los nuevos valores de la energía que, a los efectos de un adecuado direccionamiento de los subsidios a la tarifa de los usuarios finales, la energía adquirida por los Agentes Distribuidores de todo el país y sus cuadros tarifarios, deberán ser respaldados por los entes reguladores o autoridades locales con competencia en cada jurisdicción.

En particular, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) dispuso a través de sus Resoluciones 160-25 y 162 -25 del 07-03, correspondientes a Edenor y Edesur respectivamente, que a partir de marzo se aplicará un aumento en las facturas de energía eléctrica que se emitirán en el AMBA, aprobando nuevos cuadros tarifarios. En ellos, se mantuvo el subsidio al que accederán los usuarios de clase media y de bajos ingresos (N3 y N2), mientras que los de clase alta (N1) tendrán un incremento del 1,7%.

Asimismo, se fijó que el Precio Estacional de la Electricidad (PEST) subirá un 2,5%, mientras que el Valor Agregado de Distribución (VAD) no presentará cambios. Este tratamiento del nivel de subsidio que aportará el Estado Nacional se refiere exclusivamente a los precios mayoristas de electricidad, dejando fuera de análisis los ingresos de las distribuidoras.

Asimismo, cabe aclarar que la definición del segmento (N1, N2 o N3) en el que estáubicado cada consumidor del servicio eléctrico es una decisión exclusiva del Estado, así como los criterios mediante cuáles serán los requerimientos para el pasaje de un estamento a otro.

Las facturas del servicio eléctrico se conforman de tres componentes: i) el precio de la energía, ii) el Valor Agregado de Distribución -VAD- y iii) los impuestos. El VAD, que no tuvo variaciones en las recientes resoluciones, representa en promedio el 30% del total y es el único ingreso que reciben las distribuidoras para llevar a cabo todas sus actividades y concretar los planes de inversión.1

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Tras alcanzar el hito de 250 MW de capacidad instalada para abastecer a importantes empresas de Argentina, la compañía 360Energy, especializada en el desarrollo de proyectos de energía renovable y almacenamiento, se fija nuevas metas de expansión en el país y resto de la región latinoamericana.

Durante este año, comenzarán la construcción y montaje de 3 proyectos en el marco de las licitaciones RenMDI, donde fue el único proponente con ofertas PV + BESS adjudicadas. Se trata de las instalaciones en Colón, Realicó y Arrecifes, cada una en el orden de los 20MW fotovoltaicos y 14MWh de almacenamiento.

Aquello no sería todo. Maximiliano Ivanissevich, director de Asuntos Corporativos y Capital Humano de 360Energy, aseguró que, con el ingreso del Grupo Stellantis a la composición accionaria de la compañía, han iniciado un ambicioso proceso de internacionalización de sus actividades de desarrollo y suministro de energía solar a plantas industriales de Stellantis en diferentes países.

Entre las plazas estratégicas en las que impulsarán nuevos proyectos se encuentra México. Es por ello que la compañía confirmó su participación como Silver Partner de Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), el encuentro de profesionales del sector energético a realizarse el próximo martes 11 de marzo del 2025.

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«En México estamos trabajando en el desarrollo de proyectos ubicados en la zona de Saltillo y Toluca, relacionados con el abastecimiento de energía solar a plantas industriales de Stellantis», detalló el director de Asuntos Corporativos y Capital Humano de 360Energy.

El ingreso de 360Energy a México no es casualidad. Además de tener la prioridad de cubrir la demanda eléctrica de uno de sus accionistas, la empresa ha identificado una creciente demanda de energía renovable en toda industria, especialmente en compañías comprometidas con la descarbonización.

«Tenemos grandes expectativas de nuestro inicio de actividades en México, donde además estamos evaluando más proyectos para abastecer otras empresas. Consideramos que tenemos la capacidad para trasladar nuestro know how adquirido en Argentina haciendo las adaptaciones necesarias», consideró Maximiliano Ivanissevich. 

Además del desarrollo de estos proyectos fotovoltaicos, la compañía mantiene una estrategia clara y eficaz de integración de fotovoltaica con sistemas de almacenamiento en baterías (BESS), un ejemplo de ello es que fue la primer compañía en instalar BESS en unos de los parques solares dentro del Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

“Desde su inicio 360Energy tiene la convicción que la energía solar es y será el principal vector en la transición energética y aspiramos a ser un verdadero actor protagonista en ella. (…) La aplicación de BESS es asimismo uno de los pilares en los que estamos trabajando en todos nuestros proyectos, tanto en México como en los otros países”, añadió Ivanissevich.

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FES México: oportunidad para el posicionamiento 

Future Energy Summit Mexico se presenta como una oportunidad estratégica para 360Energy, ya que en el mercado mexicano están impulsando instalaciones fotovoltaicas de tipo carport y a futuro están contemplando otros diseños PV + BESS con estructuras fijas o trackers.

“Estamos en el proceso de generar la red de proveedores locales para afrontar las etapas venideras. Participar del FES México tiene mucha relación con este punto. Nuestro objetivo es darnos a conocer y construir una red sólida de contactos, aliados y proveedores”, enfatizó el director de Asuntos Corporativos y Capital Humano de 360Energy.

Con la participación de líderes del mercado, C Level de empresas nacionales e internacionales, y representantes del gobierno, FES Mexico promete abordar las líneas estratégicas que definirán el rumbo de las inversiones en generación renovable, almacenamiento en baterías e hidrógeno verde para el periodo 2025-2030.

En tal sentido, el gerente de Desarrollo de Proyectos y Tecnología en 360Energy, Juan Pablo Alagia, formará parte del panel «El impacto del crecimiento renovable mexicano en la competitividad del país. Visión de líderes de la cadena de valor» y analizará cómo el desarrollo de proyectos renovables podrá influir en la estabilidad del mercado energético y en la atracción de nuevas inversiones.

FES Mexico no solo servirá como espacio de debate, sino también de conexión. Los asistentes tendrán la oportunidad de interactuar directamente entre líderes del mercado y coincidir con referentes de 360Energy en los espacios de networking para explorar sinergias y generar alianzas que aceleren la transición energética con energías renovables en México.

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Itziar Aránguiz, jefa de Monitoreo y Regulación del Mercado Eléctrico del Ministerio de Energía de Chile, fue una de las referentes gubernamentales que participó del desayuno exclusivo de networking en el marco de Future Energy Summit (FES) Argentina, junto a empresarios y autoridades del sector renovable de LATAM, en el que se conversó sobre nuevas oportunidades de inversión en la región.

La especialista abordó las señales para el sector e hizo hincapié en la incorporación de sistemas de almacenamiento en baterías para estabilizar el sistema eléctrico y alcanzar un 80% de penetración de energías renovables hacia el año 2030. 

“Este cambio estructural presenta un desafío en la resiliencia del sistema, ya que las carboneras cumplían un rol clave en seguridad y flexibilidad, atributos que ahora deben ser cubiertos con tecnologías variables. La creciente penetración solar ha provocado una gran volatilidad de precios, con valores cercanos a USD 0/MWh durante el día y USD 70-90/MWh en horarios diurnos”, subrayó.

“Por ello es que la diferencia de precios representa una tremenda oportunidad para integrar baterías, que sirva para gestionar la energía que se inyecta en el día, ya que hay vertimientos cercanos a 25 GWh solares por día, debido a que la falta de líneas de transmisión o por mayor oferta energética de lo que se requiere”, agregó..

Además, Chile implementó un marco regulatorio de diez años para estabilizar los ingresos de los sistemas de almacenamiento mediante el reglamento de transferencia de potencia, publicado vía el Decreto Supremo N° 70/2023 a principios de junio del 2024. Hecho que representó un nuevo hito en el impulso para el almacenamiento y las energías renovables, dado que el sector energético chileno esperó su actualización por mucho tiempo. 

Una de las principales modificaciones del reglamento en cuestión está vinculada al porcentaje de reconocimiento de potencia inicial de un SAE o de la componente de storage de un parque renovable híbrido; a tal punto que para aquellos proyectos con capacidad de storage menor a una hora, no se reconoce ningún porcentaje, pero a partir de aquellos que sí puedan acumular energía por más de una hora, el porcentaje varía desde 36% hasta 100%. 

Hasta el momento, el país cuenta con 2,8 GWh de capacidad instalada en baterías y se espera la incorporación de 2,3 GWh adicionales en 2025. Sumado a que existen más de 6 GWh en proceso de evaluación o tramitando permisos, lo que refleja un fuerte interés del sector en aprovechar el crecimiento de esta tecnología. 

Sin embargo, para Itziar Aránguiz, la alta penetración de sistemas BESS también podría conllevar el riesgo de “canibalización en el mercado”, un fenómeno que ya afectó a los parques solares debido a la saturación de la oferta. 

“Para evitar desbalances, resulta clave estudiar la entrada de baterías y coordinar su integración en el sistema de manera estratégica”, insistió la jefa de Monitoreo y Regulación del Mercado Eléctrico del Ministerio de Energía de Chile. 

Otro de los desafíos centrales del sistema eléctrico chileno es su resiliencia. La infraestructura de transmisión del país se basa en una única columna vertebral que lo recorre de norte a sur, lo que genera vulnerabilidad ante fallas, como por ejemplo el reciente blackout que dejó sin electricidad a la mayor parte de los usuarios del país. 

En este contexto, las baterías podrían desempeñar un papel clave como respaldo en caso de interrupciones, al tiempo que se busca fomentar la generación distribuida (con o sin almacenamiento) entre los ciudadanos. 

“Queremos promover una mejora de los recursos distribuidos y abrir el mercado de energía y de potencia a la propia demanda, que ésta sea capaz de prestar control de frecuencia o atributos de resiliencia en caso de fallas”, indicó Aránguiz en el desayuno exclusivo de networking de FES Argentina.

“Además, a medida que la penetración de renovables aumenta, se vuelve necesario mejorar el mercado de servicios complementarios para atraer inversiones en nuevas tecnologías, tanto para la demanda y oferta de baterías y condensadores síncronos”, concluyó. 

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Paraguay avanza en una transformación clave para integrar nuevas fuentes renovables a su matriz energética, históricamente dominada por la hidroelectricidad, de modo que en un contexto de crecimiento acelerado del consumo, el gobierno trabaja en un marco regulatorio que permita la inversión en más tecnologías de generación. 

Sin embargo, el viceministro de Minas y Energía de Paraguay, Mauricio Bejarano, reveló en un desayuno exclusivo de networking en FES Argentina que la estructura de costos y mecanismos de financiamiento para integrar ERNC continúan siendo un desafío, pero que pronto se verán resultados positivos.

“A finales de año estaremos en condiciones de introducir solar fotovoltaica, que será la estrella del país por las condiciones excepcionales. Habrá una gran licitación que será un punto de partida interesante”, aseguró frente a empresarios y autoridades del sector renovable de LATAM.

El país cuenta con abundante energía hidroeléctrica gracias a Itaipú Binacional y Yacyretá, lo que ha garantizado un suministro estable y a bajo costo. Sin embargo, esta ventaja competitiva también ha generado dificultades debido a que resulta muy difícil meter capacidad renovable a otro costo que no sea la hídrica, que ya está totalmente re-pagada. 

¿Por qué? Según explicó Bejarano, la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) fija un precio de referencia de USD 20 x MWh, cifra que imposibilita la competitividad de proyectos ERNC, a pesar de la necesidad de sumar más capacidad, ya que de mantenerse los parámetros actuales, la potencia  punta se verá comprometidas en 2031 o antes, por lo que se prevé acelerar los procesos para crear las condiciones para que ingresen nuevas inversiones en el país.

“Vemos la diferencia entre USD 20 por MWh y USD 50 por MWh, que es el costo en grandes proyectos, y nos preguntamos quién pagará esa diferencia (…) Debemos pensar siempre quién paga la cuenta de una energía más cara y cómo convencer a la ciudadanía o industria que se le subirá la tarifa porque ingresará nuevas fuentes de generación alternativas”, planteó. 

A pesar de ello, el gobierno ya dio un primer paso con cambios en la ley de renovables para la realización de la licitación del parque solar en Chaco Central y la flexibilización de concesiones en infraestructura eléctrica para dinamizar inversiones privadas.

La licitación del primer parque solar de Chaco Central, con una capacidad inicial de 100 MW, que podría expandirse a 140 MW es una de las apuestas más importantes, ya que abriría las puertas a futuras convocatorias y un punto de inflexión en la transición energética del país.

Incluso, desde el Ejecutivo avanzan en extender los períodos de suscripción de un contrato PPA (Power Purchase Agreement) por hasta 30 años entre la ANDE y los generadores, cogeneradores, transportistas y exportadores de energías renovables no convencionales (inicialmente era de 15 años).

Por otro lado, el plan de diversificación energética también contempla la implementación de fotovoltaica flotante en los embalses de Itaipú y Yacyretá, un modelo que permitiría optimizar el uso de los recursos disponibles sin ocupar grandes extensiones de tierra. Al mismo tiempo, el país explora la construcción de pequeñas centrales hidroeléctricas con un potencial de 1.000 MW en la Cuenca del Río Paraná. 

Otro aspecto clave en la transición energética es la renegociación de Itaipú, que pasará de ser Itaipú Hidro a Itaipú Generación. El cambio permitirá una mayor integración de renovables y fortalecerá la infraestructura energética del país, a la par de modernizar el modelo energético y adaptarse a los nuevos desafíos del sector. 

“La mayor inserción de renovables será una realidad, con una mirada en la que se desarrollará la propia energía solar, embalses con fotovoltaica y pequeñas hidroeléctricas complementarias”, aseveró el viceministro. 

“Por lo que el momento para invertir en Paraguay, generar y vender energía, será a finales de este año o comienzos del 2026, dado que se tendrá todo el espectro de posibilidades”, concluyó durante el desayuno exclusivo de networking junto a empresarios y autoridades del sector renovable de LATAM en el marco de FES Argentina.

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Genneia fue una de las grandes empresas que se hizo presente en el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina 2025, encuentro que congregó a más de 500 líderes y referentes del sector renovable de la región. 

Gustavo Anbinder, director de Negocio y Desarrollo de Genneia, se sumó al streaming realizado por Strategic Energy Corp durante FES Argentina y reveló que la compañía proyecta alcanzar 2 GW de capacidad instalada para finales de 2026. 

La empresa, que en febrero de 2024 se convirtió en la primera en el país en superar 1 GW de renovables en operación, continúa consolidando su expansión con nuevos proyectos y estrategias para viabilizar su crecimiento en un contexto desafiante y duplicar su potencia verde en los próximos meses.

“El objetivo de Genneia al 2030 es ser 100% renovable, pero no tenemos una meta de capacidad instalada. Estamos lejos de la competencia, pero hoy no tenemos un objetivo de GW en determinado año. Sin embargo, al ritmo que vamos, para finales de 2026 seguramente llegaremos a 2 GW”, afirmó. 

“Hoy en día, Genneia está construyendo 500 MW, de los cuales no tiene comprado todo el equipamiento, sino que recién pasamos el 50%”, reconoció en la transmisión en vivo de la primera jornada del encuentro.

El crecimiento de Genneia responde a la oportunidad que representa el mercado argentino, donde el financiamiento disponible y la demanda creciente han captado la atención de diversos actores del sector. 

«Hay muchos ojos sobre Argentina, en particular porque hay financiamiento y posibilidades de desarrollo. Si se compara con otros mercados que se están cerrando, Argentina aparece como una oportunidad para ingresar con volumen», manifestó el especialista. 

En ese sentido, la empresa ha presentado tres proyectos en la convocatoria vigente del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), que en conjunto suman 256 MW de nueva capacidad. A pesar de ello, no toda la potencia tendrá prioridad de despacho en esta instancia, ya que mediante las plantas solares San Juan Sur (120 MW) y Agua del Toro – San Rafael Etapa III (100 MW), y el parque eólico Villalonga III (36 MW), solicitó adjudicación mínima de 22 MW y máxima de 136 MW.

“¿Qué tipo de proyectos se analizan? Cuando empezamos con el Programa RenovAr, el módulo económico era 50 MW, mientras que hoy en día no podemos ver nada por debajo de 200 MW, ya que no dan los números, ya sea por la tasa de financiamiento o por los gravámenes existentes”, respondió Anbinder. 

“Ese se contradice con el espacio que está quedando en la red de transmisión. Porque conectar un proyecto de 200 MW no se puede en muchos lugares, y donde queda capacidad disponible, el recurso no es el mejor por lo que afecta al proyecto”, complementó.

Es decir que uno de los factores determinantes para la expansión del sector argentino es la ampliación de la infraestructura de transmisión, que actualmente limita la conexión de nuevos proyectos. 

Según estudios de la empresa, si existiera suficiente capacidad en las líneas de transporte eléctrico, podrían instalarse hasta 10000 MW de nueva potencia renovable en el país, principalmente impulsados por la demanda entre las distribuidoras y los Grandes Usuarios que todavía no salieron al mercado, que “representa más del 65% de toda la demanda de Argentina”. 

“Asimismo, hay mercados que todavía no están atendidos y que están creciendo. Por ejemplo, el oil & gas incorporará 250 MW en los próximos dos años, la minería del cobre son 2500 MW de demanda en 4-5 años, mientras que el rubro del agro es más difícil porque está en zonas donde no se puede acceder con las redes actuales y la demanda es estacional”, detalló Anbinder.

Para superar esta barrera, Genneia trabaja junto a la Cámara de Generadores y Cadena de Valor de la Industria Renovable (CEA – anteriormente Cámara Eólica Argentina) y las autoridades en propuestas para permitir que el sector privado invierta en infraestructura de transmisión. 

El esquema que se busca implementar tiene similitudes con los modelos de Participación Público-Privada (PPP), donde los inversores financian el desarrollo de la red y recuperan su inversión en el largo plazo. Esta estrategia permitiría destrabar potencia en las redes y asegurar un crecimiento sostenido.

“Es imperioso que ampliemos la red transporte en alta tensión porque eso viabilizará los proyectos”, subrayó el director de Negocio y Desarrollo de Genneia.

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El mercado de la energía solar en Sudamérica (SAM) sigue evolucionando con nuevas normativas, tecnologías y desafíos. En este contexto, GoodWe invita a profesionales del sector a participar en su próximo webinar: «GoodWeek SAM. Revelando el potencial solar», una sesión que se celebrará el 19 de marzo con horarios ajustados a distintos países de la región:

• 10:00 – Colombia, Ecuador y Perú
• 11:00 – Bolivia
• 12:00 – Argentina, Chile y Paraguay

El evento será una oportunidad clave para actualizarse sobre las principales innovaciones del sector y sus implicaciones en los mercados locales.

El webinar es gratuito y está dirigido a desarrolladores, instaladores, inversores y reguladores del sector energético en Sudamérica. Los interesados pueden registrarse a través del siguiente enlace:
📌 Formulario de inscripción

Temáticas clave del webinar

El evento abarcará cuatro ejes principales, enfocados en el presente y el futuro de la energía solar en la región:

1. Evolución de la regulación fotovoltaica en Sudamérica
   Se analizarán los marcos normativos actuales y sus tendencias futuras, proporcionando un panorama detallado sobre los cambios en los diferentes países de la región.

2. Soluciones de almacenamiento para el sector comercial e industrial (C&I)
   En un contexto donde la gestión eficiente de la energía es fundamental, se abordarán tecnologías de almacenamiento en 220Vac, su aplicación en industrias y los beneficios que ofrecen en términos de optimización y autonomía energética.

3. Seguridad y protección contra incendios en sistemas fotovoltaicos
   La seguridad es un factor crítico en cualquier instalación solar. Este segmento destacará las mejores prácticas y normativas para prevenir riesgos en proyectos de gran escala.

4. Tecnología AFCI y sus beneficios
   Se profundizará en la tecnología Arc-Fault Circuit Interrupter (AFCI), que permite la detección y mitigación temprana de fallas eléctricas, mejorando la seguridad y confiabilidad de los sistemas solares.

Innovación en almacenamiento: soluciones de GoodWe

Uno de los aspectos más esperados del webinar será la presentación de las soluciones avanzadas de almacenamiento de GoodWe para el sector C&I. La empresa ha desarrollado sistemas inteligentes diseñados para maximizar la eficiencia energética, reducir costos operativos y mejorar la estabilidad en instalaciones fotovoltaicas de alto consumo​.

Estos sistemas ofrecen gestión inteligente de la energía, integración con baterías de alta capacidad y compatibilidad con sistemas híbridos. Además, sus soluciones permiten un monitoreo en tiempo real, facilitando la optimización del consumo energético y reduciendo la dependencia de la red eléctrica.

Inscripción gratuita y acceso al evento

El webinar es gratuito y está dirigido a desarrolladores, instaladores, inversores y reguladores del sector energético en Sudamérica. Los interesados pueden registrarse a través del siguiente enlace:
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Con un enfoque técnico y estratégico, GoodWe continúa consolidando su liderazgo en soluciones fotovoltaicas para la región, impulsando la adopción de energías renovables y promoviendo la innovación en almacenamiento y seguridad.

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El sector de energías renovables en Chile se destacó durante años por su dinamismo y estabilidad regulatoria, lo que permitió el desarrollo de proyectos de distintas capacidades y la atracción de inversiones locales e internacionales 

Sin embargo, la reciente incertidumbre normativa ha cambiado el panorama y generado un impacto directo en el desarrollo del mercado, principalmente a partir de la propuesta del Poder Ejecutivo de que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financien parte de los subsidios a las cuentas eléctricas mediante el cargo de Fondo de Estabilización de Tarifa (Cargo FET), que podría prolongarse hasta 2027 o 2028 con un eventual cargo de compensación.

“Las discusiones normativas en Chile causaron un congelamiento de todos los proyectos, se frenó todo el mercado. En ese sentido, cuando un gobierno trata de regular el mercado arbitrariamente, tiene que fijarse que evidentemente si esas cuestiones no son planificadas con una visión de largo plazo, se puede producir un freno del mercado”, apuntó Víctor Sobarzo, senior manager business development de JA Solar, durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina. 

Incluso, la propuesta de Cargo FET dentro del proyecto de ley de subsidios sigue en debate en el Senado y mantiene en vilo a las empresas y entidades financieras, atrasando el pipeline de muchas entidades, lo que genera falta de previsibilidad y pérdida del impulso y desarrollo de nuevas iniciativas.

Bajo la mirada de Sobarzo, Argentina puede extraer valiosas lecciones de este escenario para evitar que su mercado energético enfrente problemas similares. ¿Cómo? A partir de estabilidad normativa que ayude a consolidar el crecimiento de la generación renovable. 

“Si Argentina modifica su estructura de forma violenta y abrupta, el mercado simplemente reacciona de la misma forma y tendrá el efecto que tiene Chile en la actualidad”, sostuvo el especialista durante el primer panel de debate del encuentro que reunió a más de 500 líderes del sector.

Otro aspecto que quedó en evidencia en Chile fue la necesidad de contar con sistemas de almacenamiento confiables ante eventos inesperados. El blackout del pasado 25 de febrero en el país expuso una falencia estructural en la red eléctrica, ya que si bien los sistemas de respaldo funcionaron con diésel, los vehículos eléctricos quedaron sin puntos de carga y la movilidad sostenible se vio comprometida. 

“Por ello, el almacenamiento debe cubrir una necesidad de certeza y seguridad de la red, no solo un propósito en sí mismo. Hay que preguntarse cuál es el plan B si se producen cortes masivos de electricidad”, enfatizó Sobarzo.

“Si bien afortunadamente en Chile sólo fue un par de horas, quizás en otros países puede ser un evento de días; entonces el almacenamiento debe cubrir una necesidad, de certeza y seguridad de la red”, agregó.

Ante este contexto, JA Solar también apuesta fuertemente al crecimiento de la generación distribuida como pilar clave para fortalecer la seguridad energética y reducir la dependencia de las grandes distribuidoras. 

“La idea es masificar y traer a Argentina opciones para que podamos levantar la generación distribuida, ya que es un segmento que tiene mucha importancia y que todavía puede y debe crecer muchísimo”, destacó Sobarzo.

Para consolidar esta estrategia, JA Solar anunció a principios de 2025 una alianza estratégica con EcoSol, con el objetivo de fortalecer su presencia en el mercado local y ofrecer soluciones que combinen tecnología avanzada con disponibilidad inmediata de productos. La iniciativa contempla un suministro eficiente de módulos fotovoltaicos de última generación, capacitaciones para instaladores locales y soporte técnico continuo. 

En Argentina, JA Solar liderará su oferta con módulos bifaciales de tecnología TOPCon N-Type, disponibles en potencias de 585 W, 610 W y 640 W, a fin de ofrecer mayor eficiencia y performance. 

“Estamos perfeccionando continuamente nuestros productos y creo que ya a fin de año podremos lanzar una nueva línea con mejor eficiencia, con mejor watt pico por panel en los próximos 11 meses”, anticipó el senior manager business development de JA Solar.

Si bien otras tecnologías como HJT y back-contact están ganando relevancia en mercados premium como Europa, donde los clientes están dispuestos a pagar por innovaciones de alto costo, en América Latina el precio sigue siendo un factor determinante. Por ello, la apuesta de JA Solar en la región se centra en TOPCon como la mejor relación costo-beneficio.

“En la región, el precio es un factor determinante, por lo tanto apostamos fuertemente con la tecnología TOPCon”, concluyó Sobarzo, recordando que JA Solar dejó atrás los módulos P-Type y que se centrará en la tipología de celda ya mencionada. 

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MSU Green Energy fue una de las grandes energéticas que participaron de FES Argentina, encuentro organizado por Future Energy Summit que reunió a más de 500 líderes del sector renovable de la región. 

Tomás Darmandrail, gerente de Desarrollo Corporativo de MSU Green Energy, pasó por los micrófonos del streaming de Strategic Energy Corp en el marco de FES Argentina y dio a conocer cómo la compañía acelera su expansión solar y analiza nuevas oportunidades de negocio. 

“Ya contamos con 230 MW de capacidad renovable en operación, con la intención de cerrar el presente año con 370 MW operativos en el país”, afirmó durante el primer día del encuentro en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. 

El portafolio de MSU Green Energy incluye los parques solares en operación Las Lomas (32 MW) en la provincia de La Rioja, Pampa del Infierno (130 MW), Charata (28 MW) y Villa Ángela (40 MW) en Chaco; a la par que avanza con la construcción de los parques Sáenz Peña, Castelli, Ingeniero Juárez y Las Lomitas.

En paralelo, MSU Green Energy apuesta al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para desarrollar un ambicioso proyecto de 330 MW de potencia en Catamarca, que ya tiene prioridad de despacho junto a otros parques en Neuquén y Chaco (PS La Escondida – 100 MW de capacidad). 

“El proyecto de Catamarca representa una inversión de USD 270.000.000, con la intención de iniciar la construcción en la segunda mitad de 2025. Ya tenemos el terreno comprado, los permisos avanzados y estamos cerrando la compra de los equipos principales”, detalló Darmandrail. 

“Con todo ello, superaremos 1 GW de potencia renovable, puramente solar, y la intención es poder ejecutarlos en los próximos 2 – 3 años, con financiamiento mediante”, agregó en el streaming de  Strategic Energy Corp del encuentro FES Argentina. 

La diversificación de MSU Green Energy no se limita solo a la generación de energía solar, sino que la empresa evalúa su participación en la primera gran licitación por 500 MW en baterías, a instalarse en las redes del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). 

“Estamos analizando varios proyectos, revisando el pliego licitatorio, los límites de precio y el mecanismo de adjudicación”, explicó el gerente de Desarrollo Corporativo de la compañía, aclarando que la decisión final dependerá de la viabilidad económica y de los acuerdos con proveedores, ya que el monto de inversión depende fuertemente del costo de la baterías. 

“Debemos ser muy finos en el análisis financiero, por lo que estamos en conversaciones con distintos proveedores y evaluando mecanismos de financiamiento”, añadió.

Mercado financiero y oportunidades de financiamiento en renovables

El desarrollo de energías renovables en Argentina sigue atado a la evolución del marco normativo y a las oportunidades de financiamiento. 

En este sentido, MSU Green Energy observa un mayor apetito y apertura del mercado financiero por proyectos energéticos, especialmente para contratos PPA de centrales renovables, ya sea puramente generación o híbridas con sistemas BESS. 

“Hay más interés en renovables y, muchas veces, el almacenamiento se asocia directamente con estos proyectos. Hay muchos fondos de inversión internacionales o multilaterales que tienen líneas de crédito específicas para renovables o baterías”, manifestó.

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La Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile abordó el apagón masivo que el pasado 25 de febrero dejó sin suministro eléctrico a aproximadamente 20 millones de chilenos desde Arica hasta Chiloé (más del 90% del país) por más de seis horas.

A pesar de las explicaciones del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) y los próximos pasos que se tomarán para determinar las causas de manera puntillosa (incluyendo más de 500 informes de parte de los coordinados), legisladores apuntaron contra las autoridades del CEN y solicitaron su salida del organismo. 

“Le tengo un gran respeto a la itinerancia del Coordinador Eléctrico, pero no percibo una autocrítica, sino que veo una transferencia de responsabilidad distribuida entre las empresas y actos de fé de las mismas que no se compatibilizan con los hechos”, indicó el senador y presidente de la Comisión de Minería y Energía del Senado, Juan Luis Castro.

“Considero cuesta arriba que desde que se ideó un plan de contingencia, no lo tengamos, y que el plan de rescate no haya tenido simulaciones para haber detectado si el sistema funcionaba o no (…) Por lo que pregunto si han evaluado dar un paso al costado ante el escenario y ausencias fuertes de respuestas”, señaló contra las autoridades del CEN presentes, Juan Carlos Olmedo (presidente) y Ernesto Huber (director ejecutivo). 

Mientras que la legisladora Yasna Provoste apuntó contra el “grave incumplimiento de obligaciones técnica y regulatorias” del CEN y la falta de implementación del plan de defensa contra las contingencias extremas, independientemente si las hubieran podido (o no) prevenir el blackout. 

“La ausencia de la certificación impide tener certezas técnicas sobre la real condición operativa y la disponibilidad efectiva de las unidades al momento del apagón. El Coordinador Eléctrico Nacional es el organismo responsable de asegurar la operación segura y técnicamente adecuada del sistema eléctrico nacional en todo momento. Entonces no tengo dudas de quién es el responsable”, remarcó. 

Estas posturas parlamentarias se debe a que las explicaciones del organismo independiente no resultan suficientes para explicar el masivo corte eléctrico, que alegó que “no se puede descartar la participación de terceros”.

“Es parte de la investigación. La información que tenemos es que se había inhabilitado y finalmente terminó operando y desconectando la línea. No se puede descartar si la intervención que hizo la empresa ISA Interchile (propietaria de la línea Cardones-Polpaico, en cuyo tramo mencionado se produjo el incidente) de haber inhabilitado la protección correctamente o no, si hizo un trabajo posterior a la comunicación que implicara una operación errónea o incorrecta de la intervención”, insistieron desde el CEN. 

“El Consejo Directivo y toda la organización del Coordinador hará su autocrítica, pero en el momento que dispongamos de evidencia. Estamos haciendo todo el esfuerzo en elaborar el estudio de análisis de falla, y junto a la auditoría correspondiente veremos si ISA Interchile no deshabilitó, rehabilitó o intervino la línea en cuestión”, aclararon. 

Próximo análisis en el Legislativo

Con el fin de analizar las causas, consecuencias y las medidas anunciadas por el Ejecutivo en relación al corte general de energía eléctrica vivido hace unos días, la Sala del Senado informó que el próximo 11 de marzo se realizará sesión especial de 17 a 20 horas, con la presencia de autoridades del Estado vinculadas al área.

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El 1.° de marzo asumió el presidente electo, Yamandú Orsi, junto a las autoridades que lo acompañarán durante su gestión. De esta forma, Uruguay celebra 40 años ininterrumpidos de democracia.

Durante la ceremonia, Fernanda Cardona firmó el Libro de Actas y asumió así oficialmente el cargo de ministra de Industria, Energía y Minería.

Cardona es doctora en Derecho y Ciencias Sociales y cuenta con una experiencia de 25 años en la administración pública. Durante los últimos cinco años fue directora de UTE en representación del Frente Amplio.

La acompañarán en su gestión Eugenia Villar, como subsecretaria, y Rodrigo Díaz, como director general de Secretaría.

Trayectoria de la nueva gestión

Cardona es doctora en Derecho y Ciencias Sociales y posee una extensa trayectoria en la administración pública, con 25 años de experiencia en distintos organismos del Estado.

En los últimos cinco años, se desempeñó como directora de UTE en representación del Frente Amplio, participando en la toma de decisiones estratégicas en el sector energético.

Quien le sigue en su puesto es Eugenia Villar, subsecretaria de la cartera y Doctora en Derecho y Ciencias Sociales de la (UdelaR). También se desempeña como abogada independiente, asesora parlamentaria y de la Asociación de Feriantes del Uruguay.

El Director General de Secretaría será Rodrigo Díaz, quien se desempeña como docente y asesor jurídico de legisladores del Frente Amplio en temas vinculados a la industria, energía, minería y empresas públicas. También trabajó de asesor en el Ministerio de Salud Pública y en el Ministerio de Industria, Energía y Minería.

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En un contexto global donde la descarbonización y la estabilidad del suministro eléctrico son prioridades, la combinación de distintas tecnologías de generación de energía y almacenamiento se han convertido en un factor clave para la sostenibilidad y eficiencia energética. La variabilidad de las fuentes renovables, como la solar y la eólica, requiere soluciones inteligentes que permitan garantizar un suministro confiable y optimizar el rendimiento de los sistemas eléctricos.

En respuesta a estos desafíos, BLC Power Generation, empresa del grupo BLC Global, ofrece soluciones innovadoras que se adaptan e integran diversas tecnologías para maximizar la eficiencia y rentabilidad de los proyectos energéticos. Con más de 30 años de experiencia en el desarrollo de sistemas de monitorización, control y gestión de activos de generación de energía, la empresa ha participado en importantes proyectos híbridos en Argentina, Colombia, Perú y Estados Unidos. Su enfoque en la integración de tecnologías híbridas y su capacidad de adaptación la posiciona como un socio clave en el desarrollo de este tipo de proyectos.

Proyectos que transforman el futuro energético

Las soluciones de BLC Power Generation son altamente flexibles y se adaptan a distintos tipos de generación eléctrica, permitiendo integrar múltiples fuentes de energía para optimizar la eficiencia, estabilidad y rentabilidad de las operaciones.

Uno de los proyectos más destacados de los últimos años es la Microgrid Campus Thomas Aquinas College, en Estados Unidos. BLC Power Generation brindó un sistema para controlar y gestionar toda la energía del campo, que integra diferentes tecnologías como microturbinas de gas, paneles solares y baterías de almacenamiento.

Además, la empresa participó en el Complejo Cañahuate I de la minera Drummond en Colombia, donde integramos el Parque Solar Fotovoltaico Cañahuate l, con una capacidad de 65 MW, con turbinas térmicas y toda la red eléctrica del complejo minero.

También en Colombia, BLC Power Generation implementó su solución Optimum PG – EMS desarrollada específicamente para el manejo de baterías, en el Parque Solar La Martina, la primera granja solar del país equipada con un sistema de almacenamiento de energía a gran escala. Gracias a la implementación de baterías, este parque puede generar hasta 2.200 MW adicionales cada año, marcando un hito sin precedentes en el sector eléctrico del país.

En Perú, en el complejo industrial Yura, BLC Power Generation implementó sus soluciones para controlar y gestionar la energía de la planta integrando el Parque Solar Yura de 30MW con la central térmica existente.

En Argentina, en el complejo petrolero Manantiales Behr, integramos el Parque Eólico Manantiales Behr, emplazado sobre un yacimiento de gas y petróleo en operación, combinando infraestructura eólica con subestaciones de alta y media tensión y una central térmica a motores, logrando una capacidad instalada de 99 MW. Todo el complejo es monitoreado, controlado y gestionado eléctricamente con la solución Optimum PG de la empresa.

Diego Riobo, Product Leader de BLC Power Generation, expresó: «Cada uno de estos proyectos representó un gran desafío para nuestra empresa, impulsando nuestro crecimiento y reafirmando nuestro liderazgo en la generación de energía en la región. Nos enorgullece contribuir a la transición energética con soluciones innovadoras que garanticen la estabilidad de la red.»

Innovación para un futuro más sostenible

BLC Power Generation continúa su compromiso con el desarrollo de soluciones basadas en tecnologías de última generación para monitorear, controlar y gestionar activos de generación de energía renovable para todo tipo de tecnología de generación de energía eléctrica de forma individual e integrada.

Martín Lopez, Director de Operaciones de BLC Power Generation destacó: «La participación en proyectos híbridos nos permite ofrecer soluciones energéticas adaptadas a las necesidades del mercado. Apostamos por la innovación para consolidarnos como referentes en la transición energética.»

Gracias a su capacidad de adaptación y compromiso con la sostenibilidad, BLC Power Generation se consolida como la opción estratégica para empresas que buscan maximizar la eficiencia y el potencial de sus proyectos energéticos, con el fin de impulsar un futuro más sustentable.

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DAS Solar, líder en tecnología fotovoltaica N-type, exhibió una gama de módulos N-type 4.0, módulos DAS Black y módulos DBC en la Energy Transition Expo en Rimini, Italia, presentando sus últimos avances y logros en innovación tecnológica solar a una audiencia global.

Europa sigue siendo una de las regiones más dinámicas para la energía solar, desempeñando un papel fundamental en la estrategia de expansión global de DAS Solar.

Como economía europea clave, Italia ha experimentado un crecimiento notable en su industria solar. Para finales de 2024, el país contaba con más de 1.87 millones de instalaciones solares conectadas a la red, con una capacidad instalada total que alcanzó los 37.08 GW, lo que representa un aumento del 30% en comparación con el año anterior. Este fuerte impulso subraya el compromiso de Italia con la energía limpia y presenta amplias oportunidades para empresas fotovoltaicas como DAS Solar.

Desde sus inicios, DAS Solar se ha dedicado a una estrategia orientada a la innovación, ofreciendo de manera constante productos fotovoltaicos de alta eficiencia y gran fiabilidad para satisfacer las demandas del mercado global.

En la exposición, la empresa presentó una impresionante gama de módulos, que incluyó módulos N-type 4.0 de 720W y 630W, un módulo DBC de 470W y un módulo DAS Black de 460W. Estos módulos avanzados demuestran la sólida experiencia tecnológica y las capacidades innovadoras de DAS Solar, a la vez que subrayan la profunda comprensión que tiene la compañía del cambiante panorama energético.

Para atender las diversas necesidades del mercado global, DAS Solar ha desarrollado estratégicamente una hoja de ruta tecnológica denominada “Un Núcleo, Tres Ramas”. Con TOPCon como su núcleo, la empresa está avanzando simultáneamente en tecnologías DBC, TSiP y SFOS, construyendo una red integral de innovación para futuras aplicaciones solares.

Entre los productos destacados, la serie DBC se distinguió por su rendimiento excepcional y su diseño estéticamente agradable, popular entre el mercado residencial local. Basada en la tecnología de capa de túnel TOPCon 4.0, combina las ventajas de las tecnologías TOPCon y BC, logrando una eficiencia de conversión ultra alta de más del 26.88%, lo que evidencia el liderazgo de DAS Solar en innovación solar de alto rendimiento.

Los módulos de la serie N-type 4.0 se convirtieron en uno de los principales atractivos del evento, llamando la atención por su alta densidad de potencia y su sobresaliente rendimiento en generación bifacial. Impulsadas por la tecnología N-type patentada de DAS Solar, las últimas celdas TOPCon 4.0 Plus cuentan ahora con una eficiencia media en producción en masa superior al 26.7%, estableciendo nuevos estándares de eficiencia. Con una fiabilidad, estabilidad y seguridad excepcionales, estos módulos están diseñados para sobresalir en una variedad de escenarios de aplicación, asegurando una producción energética de alto rendimiento a largo plazo.

En Italia, una nación reconocida por su profundo patrimonio artístico y arquitectónico, la estética juega un papel crucial en la selección de productos. Conscientes de ello, DAS Solar ha integrado de forma armoniosa la elegancia del diseño con la tecnología fotovoltaica de vanguardia. La serie DAS Black ejemplifica esta fusión, presentando una tecnología avanzada de recubrimiento y vidrio recubierto sin color que maximiza la absorción de luz, a la vez que realza una estética moderna y elegante.

Esta innovación se alinea perfectamente con la apreciación de Italia por la belleza y la funcionalidad, estableciendo nuevos estándares en la estética de los productos fotovoltaicos.

Como dos de las civilizaciones más prominentes del mundo, China e Italia han fortalecido la colaboración en el sector de las energías renovables en los últimos años. Con un mercado eléctrico bien establecido, abundantes recursos solares y un fuerte apoyo político a las energías renovables, Italia ofrece un entorno altamente favorable para las empresas fotovoltaicas.

En línea con su estrategia de expansión global, DAS Solar está abordando activamente las necesidades energéticas locales de Italia, alineando sus soluciones con los objetivos de neutralidad de carbono e independencia energética del país. A través de sistemas fotovoltaicos personalizados y de alta eficiencia, la empresa se compromete a impulsar la transformación energética sostenible en la región.

A medida que la demanda de energía renovable continúa en aumento en todo el mundo, DAS Solar se mantendrá a la vanguardia de los avances tecnológicos y el desarrollo de productos, ofreciendo soluciones solares más eficientes y fiables a clientes globales. Al trabajar estrechamente con socios internacionales, la empresa tiene como objetivo acelerar la transición global hacia la energía limpia, contribuyendo a un futuro de cero emisiones netas para todos.

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El 11 de marzo, la Ciudad de México será el epicentro de las discusiones clave sobre el futuro del mercado energético con la llegada de Future Energy Summit México 2025. El evento reunirá a los ejecutivos más influyentes del sector para debatir sobre la transición energética, las oportunidades de inversión y el papel estratégico del almacenamiento y el hidrógeno en la descarbonización de la matriz energética.

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Con el objetivo de facilitar la instalación de equipos de generación distribuida, el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos de la provincia de Buenos Aires publicó la resolución 1313/2024, que modifica los criterios técnicos para la instalación de sistemas de generación renovable destinados al autoconsumo y a la inyección de energía en la red de distribución. 

Con esta Resolución, se autoriza a pequeños y medianos comercios, talleres, y fábricas (usuarios de las categorías tarifarias T2 y T3) que deseen inyectar energía a la red, a instalar únicamente un medidor bidireccional, siempre que cuenten con la factibilidad técnica de la distribuidora para llevar a cabo la instalación de Generación Distribuida renovable. Esto simplificará significativamente el proceso de instalación y permitirá una inyección más eficiente de energía generada en exceso a la red.

Es importante subrayar que esta modificación tiene por objetivo promover el uso de energías renovables (fotovoltaicas o eólicas) a la vez que economizar los costos de producción teniendo en cuenta que la energía inyectada será descontada de la factura final.  

La resolución modifica los criterios del Anexo I de la Resolución Nº 463/2023. En las categorías tarifarias T2 (potencia entre 10 kW y 50 kW) y T3 (potencia superior a 50 kW) con suministro en baja o media tensión, los cargos tarifarios actuales ya contemplan el «valor agregado de distribución total asignado», asegurando que la remuneración por el mantenimiento de las instalaciones no se vea afectada. Es importante señalar que sólo los usuarios de estas categorías están contemplados en la resolución. 

Entre las ventajas destacadas de esta resolución se incluye la disminución en la cantidad de cobre requerido y el costo del zanjado para conectar el sistema al medidor, además de eliminar la necesidad de modificar los pilares de acometida. Esto simplificará a los propietarios e inversores mejorar su huella de carbono y reducir su impacto energético al facilitar la inyección del excedente de energía generada a la red. 

Esta modificación es el resultado de un diálogo con la Cámara de Energía Renovables (CADER) y profesionales del sector, y marca un avance significativo en la facilitación para instalar sistemas de generación distribuida, promoviendo el uso de energías renovables y apoyando a los usuarios en sus esfuerzos por contribuir a un ambiente más sostenible en la Provincia de Buenos Aires. 

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Huawei Digital Power, líder mundial en la integración de tecnologías digitales para el desarrollo de energía limpia y la digitalización del sector energético, continúa fortaleciendo su presencia en el mercado latinoamericano con soluciones innovadoras que combinan electrónica de potencia y tecnología digital. Uno de sus lanzamientos más destacados es la batería C&I Hybrid Cooling ESS 215kWh, diseñada para optimizar el almacenamiento de energía en entornos comerciales e industriales.

Esta solución fue presentada durante el Global Installer Summit 2024, celebrado en Shenzhen, China, un evento que reunió a más de 400 expertos y líderes del sector solar a nivel mundial para debatir el futuro de la industria energética y sus principales innovaciones.

«Esta nueva batería incorpora un sistema avanzado de refrigeración híbrida y una arquitectura de gestión térmica altamente eficiente, garantizando fiabilidad a largo plazo y optimizando el rendimiento energético», señalaron representantes de Huawei Digital Power en diálogo con Energía Estratégica.

Principales beneficios y características

Entre sus características más destacadas, la C&I Hybrid Cooling ESS 215kWh cuenta con:

– Seguridad de enlace dual, que integra múltiples capas de protección eléctrica y térmica, desde las celdas de litio hasta el consumo final de energía.

– Gestión térmica avanzada, que permite una disipación de calor eficiente y reduce el riesgo de sobrecalentamiento.

– Sistemas inteligentes contra incendios, diseñados para evitar la propagación del fuego y garantizar la seguridad operativa.

– Reducción de costos operativos y de inversión, disminuyendo el Costo Nivelado de Almacenamiento (LCOS), así como los gastos de CAPEX y OPEX en proyectos de almacenamiento de energía.

– Versatilidad en diferentes aplicaciones, proporcionando energía de alta calidad en escenarios conectados a la red y una potencia estable en sistemas aislados, además de maximizar el autoconsumo, reducir la demanda por potencia, optimizar el uso de tarifas pico y valle, mejorar el factor de potencia y sostener microrredes inteligentes.

Mayor eficiencia y reducción del LCOS

Huawei Digital Power informó que el avanzado sistema de gestión térmica de la batería permite reducir el consumo energético en más de un 30%. Además, la batería cuenta con tres modos de enfriamiento, una vida útil de hasta 15 años, y un sistema de refrigeración sin necesidad de reemplazo de refrigerante durante 10 años, lo que disminuye significativamente los costos de operación y mantenimiento (O&M), al tiempo que incrementa la energía entregada.

Además, su diseño compacto y modular, con gabinete todo en uno, facilita el transporte e instalación, reduciendo los costos logísticos en un 20% y aumentando la densidad de energía por unidad de área.

Impacto global y compromiso con la sostenibilidad

Huawei Digital Power ha implementado más de 175 MWh en proyectos de almacenamiento de energía en Centroamérica y el Caribe. Un caso destacado es el de un centro educativo en El Salvador, donde su tecnología ha optimizado la gestión energética.

A nivel global, se estima que, para finales de diciembre de 2024, Huawei Digital Power habrá contribuido a la generación de 1,411,300 millones de kWh de energía verde, permitiendo un ahorro de 81,800 millones de kWh de electricidad y la reducción de 710 millones de toneladas de CO₂, equivalente a la plantación de aproximadamente 970 millones de árboles.

Con la C&I Hybrid Cooling ESS 215kWh, Huawei reafirma su liderazgo en el sector energético, proporcionando soluciones innovadoras, eficientes y sostenibles para el mercado latinoamericano.

Asesoramiento y más información

Huawei ofrece asesoramiento personalizado para el dimensionamiento de proyectos, asegurando soluciones adaptadas a las necesidades específicas de cada empresa. Este servicio se complementa con asesoría local en cada país a través del siguiente enlace: https://www.operadoresn.com/soluciones-fotovoltaicas-huawei

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Tras el éxito de Future Energy Summit (FES) Argentina 2025, donde más de 500 ejecutivos del sector renovable se dieron cita los días 26 y 27 de febrero, la gira de eventos más influyente en Latinoamérica llega a México. El próximo 11 de marzo, en la Ciudad de México, líderes de la industria se reunirán en un espacio estratégico de debate y networking para analizar las tendencias y desafíos que definirán el futuro del mercado energético en el país y la región.

Con un programa de conferencias de alto nivel y la presencia de los principales actores del sector, FES México 2025 se consolida como el punto de encuentro imprescindible para ejecutivos, inversionistas y referentes de la transición energética.

Las entradas ya están disponibles a través del siguiente enlace: ENTRADAS DISPONIBLES.

Este encuentro reunirá a líderes de empresas clave en el desarrollo de energías renovables, quienes compartirán su visión sobre el futuro del sector en el país. Entre los speakers se destacan Gerardo Pérez, CEO de EDF México; Pamela Tadeo Henríquez, directora de Inteligencia Comercial y Regulación de Saavi Energía; Luis Rafael Ordóñez Segur, CEO de Telener 360; Elisa Figueroa, sales manager para México, Centroamérica y el Caribe de Nordex Group; José Antonio Aguilar, principal y presidente del Consejo de Vive Energía, y Héctor J. Treviño, director ejecutivo de AMDEE, quienes aportarán su experiencia sobre los desafíos del mercado eléctrico y las oportunidades de inversión en renovables.

Así mismo, participarán Victoria Sandoval, senior sales de Risen Energy; Eva Ribera, general manager para México y el Caribe en Contour Global; Yolanda Villegas, directora legal de Compliance y Relaciones Institucionales de Envases; Alejandro de Keiser, director de Energía y Sostenibilidad de De Acero; David Briseño, EVP de Gauss Energía; Naomi Aguirre Rivera, consultora en Energía en Acclaim Energy México; Paola Forero, gerente comercial de México en DIPREM, e Israel Hurtado, presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno, quienes abordarán temas clave como el crecimiento del hidrógeno renovable, la competitividad de la generación solar y eólica, y el papel de la industria en la descarbonización.

También asistirán Manuel Ahumada, socio director de Enlight México; Carla Ortiz, country manager de RER Energy Group; Manuel Arredondo, country manager de ZNShine Solar; Scott Squires, reportero de Energía en Bloomberg; José Francisco Castro, energy planning manager de Ternium; Ana Laura Ludlow, VP de AAGG y Sustentabilidad en Engie México, y Andrés Cabrera, director comercial y de Regulación en AES México, quienes compartirán su análisis sobre el marco regulatorio, el financiamiento de proyectos y las estrategias de crecimiento del sector energético en México, entre otros expertos.

Espacios de networking y análisis de las tendencias del mercado

Más allá de las conferencias, FES México 2025 se caracteriza por ofrecer espacios exclusivos de networking, donde los asistentes tienen la oportunidad de conectar con inversionistas, desarrolladores de proyectos, representantes gubernamentales y expertos de la industria. En un contexto donde el sector energético mexicano enfrenta desafíos regulatorios y nuevas oportunidades de expansión, el evento se posiciona como una plataforma clave para cerrar acuerdos y avanzar en la consolidación de nuevos proyectos.

El crecimiento de las energías renovables en México sigue siendo un eje estratégico para la sostenibilidad y la seguridad energética del país. En este sentido, FES México 2025 será el escenario donde se debatirán las tendencias del mercado, las innovaciones tecnológicas y las estrategias para acelerar la transición energética en la región.

Con la presencia de los principales ejecutivos del sector y un programa diseñado para el análisis profundo de los desafíos energéticos, Future Energy Summit México 2025 se posiciona como el evento imprescindible del año para quienes lideran la transformación del mercado energético en el país y en toda Hispanoamérica.

Participa en FES México 2025

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Central Puerto continúa fortaleciendo su presencia en el sector renovable con una estrategia que se adapta a las oportunidades del mercado y las limitaciones de la red de transmisión. 

Leonardo Katz, director de Planeamiento Estratégico de Central Puerto, participó del streaming de  Strategic Energy Corp en el marco del encuentro FES Argentina y destacó que la compañía evalúa varios frentes tecnológicos, con proyectos en distintas etapas de desarrollo y a la espera de posibles cambios regulatorios.

Por ejemplo, la empresa recientemente se presentó al Mercado a Término (MATER) con dos proyectos eólicos y dos solares que totalizan 540 MW de capacidad, aunque competirán por una asignación de entre 201 MW y 311 MW dentro del mecanismo «Referencial A» 

La particularidad es que para el parque fotovoltaico Hunuc I, la empresa elevó dos solicitudes ya que realizó análisis de interconexión y operatividad de la red para plantear una opción para optimizar el uso de la infraestructura disponible.

«La red de transmisión está con problemas de acceso y niveles de saturación relevantes. Por lo que hicimos unos análisis de puntos de interconexión (PDI) y de operatividad de la red y planteamos una alternativa no es exactamente la misma que está planteada en PDI del nodo. Eso permite la apertura con barras separadas de un mismo punto, es decir la conexión de un único parque en un mismo PDI con conexión en dos barras”, indicó Katz durante el evento organizado por Future Energy Summit (FES). 

Además, Central Puerto cerró un acuerdo estratégico con YPF Luz para elaborar un estudio y desarrollo de un importante proyecto de interconexión para abastecer de energía eléctrica limpia y eficiente a la zona de la Puna Argentina. 

La iniciativa contempla una línea de alta tensión de 140 kilómetros, que potencialmente podría ampliarse hasta  350 km de extensión, con origen en la Estación Transformadora (ET) Puna, y una inversión estimada de entre USD 250 – 400 millones.

«Queremos que se materialice el proyecto de energizar las compañías mineras de la Puna. Y la potencialidad minera dice que toda la demanda de la zona podría alcanzar 400 – 450 MW, por lo que luego construiríamos los parques renovables para abastecer esa demanda que se conectaría al sistema”, indicó el director de Planeamiento Energético de Central Puerto. 

“La industria de litio está atravesando una situación de precios muy restrictivos, viviendo un proceso de concentración de de proyectos, lo cual hoy el objetivo es tratar de conseguir contratos por alrededor de 200 MW, volúmenes de contrato que harían viable el proyecto. Estamos en plenas tratativas con toda la demanda minera”,agregó. 

En paralelo a sus desarrollos en generación y transmisión, la generadora argentina considera su participación en la licitación de almacenamiento en baterías “AlmaGBA”, la primera de esta índole en Argentina por la que se instalarán 500 MW de sistemas BESS. 

«Ya en la convocatoria AlmaMDI presentamos algunos proyectos y a uno de ellos le estamos dando más precisión para adaptarlo al formato de AlmaGBA. En principio estaríamos participando, pero la definición final será en función de los análisis más finos que estamos llevando adelante y a partir de los planteos que le acerquemos al regulador”, comentó Katz.

La evolución del mercado eléctrico y la transición hacia un modelo liberalizado

El sector eléctrico en Argentina se encuentra en plena transformación a partir de los lineamientos de la Resolución 21/25 de la Secretaría de Energía de la Nación, que da inicio a la liberación de la comercialización y competencia del abastecimiento energético a través de contratos en el Mercado a Término (MAT).

«El país transita un proceso de transición que debería llevar a libertad de mercado en el sector de generación y contratación. Creemos que proyectos activos requieren financiar un mercado de contratos elevado, pero también debe haber una proporción transaccionada en un mercado de precios horarios o más volátil», afirmó Katz.

En este contexto, la posibilidad de estructurar un mercado spot o pool eléctrico cobra cada vez más relevancia. En dicho esquema, las transacciones de energía se realizarían a precios horarios y permitirían la aparición de nuevos modelos de negocio. Sin embargo, la implementación de este sistema no se daría a corto plazo, sino que requerirá de varias medidas en el camino por parte de la Sec. de Energía, a tal punto que para el director de Planeamiento Estratégico de Central Puerto la transformación sectorial podría durar todo este gobierno en términos regulatorios.

«Si Argentina transiciona hacia ello, aparecerá un mercado spot, donde se realizarán transacciones de diferencias y surgirán nuevos modelos de negocio. Pero no lo vemos en el corto plazo. La Secretaría de Energía llevará varios años acomodando el mercado de generación», advirtió.

“La resolución SE 21/25 es una buena señal, marca un norte claro. Cualquier proyecto término que consiga combustible saldrá a competir en el mismo mercado que cualquier proyecto renovable. Por lo que está por verse cómo será la competencia entre las tecnologías”, concluyó. 

Próximos eventos FES

Luego del FES Argentina 2025, la gira continuará en México, el 11 de marzo, con FES México. Y el 2 y 3 de abril el en Hotel Intercontinental de Santo Domingo Republica Dominicana, se llevará a cabo FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluarán la realidad del mercado y de la región. Y cabe destacar que los encuentros contarán con espacios exclusivos de networking.

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

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Las pequeñas y medianas empresas (PyMEs) del sector energético en Chile siguen a la espera que se resuelvan los incumplimientos de pagos en proyectos de generación renovable a lo largo de todo el país.

Según denunció Mauricio Ocaranza, vocero de las PyMEs estafadas de la Zona Norte, la deuda acumulada por proyectos energéticos ya supera los 15.000 millones de pesos y no hay señales de una pronta solución.

«No hemos tenido ninguna solución por parte del Gobierno hasta el momento. De hecho, hay algunas empresas que tienen demandas contra otras empresas que no han dado ninguna solución en ninguno de sus proyectos», manifestó Ocaranza, advirtiendo que la situación ha permanecido sin cambios desde hace años. 

Incluso, a inicios del 2024, el Ministerio de Energía de Chile exigió cumplimiento de pagos para obras de transmisión, a través de una serie de normas que tenían como objetivo evitar más endeudamientos y asegurar que los pagos se realizaran en un plazo máximo de 30 días.

Entre las medidas analizadas se prevía la gestión de casos que no tengan posibilidad de judicializar, mediante el pago conjunto entre empresas mandantes que se hayan encontrado realizando el trabajo en el territorio en un período similar, la generación de una mesa de trabajo para la gestión de los casos que sea más amplia, y el envío de propuestas y comentarios desde la perspectiva de las empresas mandantes para proyecto de ley que aborda esta temática

Sin embargo, los diálogos no prosperaron y hasta la fecha no se ha reportado ningún avance en la aplicación de esta regulación según lo que explicó Ocaranza: “El Gobierno no nos contactó nunca más. Fue puro palabrerío”.

“Por parte del ministro de Energía, Diego Pardow, no hubo ninguna respuesta, ni del subsecretario, los seremis y mucho menos del gobierno central, quien anticipó que iba a haber un compromiso, pero no sucedió nada. Y, lamentablemente, siguen las malas prácticas en los proyectos”, agregó en diálogo con Energía Estratégica. 

Como consecuencia de la falta de avances, el vocero de las PyMEs estafadas de la Zona Norte de Chile anticipó que posiblemente se retomen las manifestaciones y reclamos a través de redes sociales, y las movilizaciones en la calle o en aquellos sitios donde se llevan adelante los parques de generación.

El entrevistado destacó que el sector esperaba una mayor intervención gubernamental para resolver las deudas, pero a pocos meses del fin del actual Gobierno, las empresas continúan sin soluciones y enfrentando problemas financieros que comprometen su sostenibilidad.

«No es la idea llegar a esto, pero el tiempo pasa y más que soluciones, el Gobierno ha generado más problemas al país completo», enfatizó Ocaranza.

Un sector en crisis que exige respuestas inmediatas

El proyecto de ley N° 20.416, que busca proteger a las PyMEs ante fraudes en la construcción de energías renovables, se encuentra estancado en el Congreso. Luego de haber sido aprobado por la Cámara de Diputados hace más de tres años, actualmente sigue en discusión en la Comisión de Economía del Senado sin señales de avances significativos.

«Queremos que se regule el proyecto de ley y que las autoridades sean más rigurosas. Deben existir más garantías para los subcontratistas porque, al fin y al cabo, los proyectos energéticos se construyen gracias a las PyMEs», sostuvo Ocaranza.

Recientemente, diversos representantes de las PyMEs han participado en debates legislativos sobre el proyecto de ley de transición energética, buscando acelerar su aprobación y evitar que más empresas sean afectadas por incumplimientos de pago y malas prácticas en el sector.

Por lo que mientras las PyMEs del sector energético exigen soluciones, la incertidumbre crece y las movilizaciones parecen ser el último recurso para presionar al Gobierno y al Congreso a tomar cartas en el asunto. 

«Esperamos que este año se concrete la ley en favor de las PyMEs», concluyó Ocaranza, advirtiendo que el tiempo se agota y las empresas no pueden seguir esperando.

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Ginlong (Solis) Technologies, reconocido como uno de los fabricantes de inversores más experimentados y grandes a nivel global, se enorgullece en anunciar su continua clasificación como Fabricante de Inversores Fotovoltaicos Tier 1 de BloombergNEF para el primer trimestre de 2025. Este reconocimiento marca un hito significativo para Solis y reafirma el compromiso de la empresa con la excelencia, la innovación y la sostenibilidad.

La clasificación Tier 1 se otorga a fabricantes que demuestran una sólida bancabilidad, un rendimiento constante de sus productos y un historial comprobado en la entrega de proyectos a gran escala. Este reconocimiento refuerza la reputación de Solis como líder confiable en la industria, gracias a un proceso de fabricación robusto que se enfoca en ofrecer soluciones de alta calidad y gran fiabilidad a nivel global.

“Alcanzar el estatus Tier 1 en el año de nuestro 20° aniversario es un testimonio del compromiso inquebrantable de nuestro equipo con la innovación y la calidad”, comentó Sergio Rodríguez, CTO Latam.

“Durante dos décadas, nuestra misión ha sido clara: Desarrollar tecnología para energizar el mundo con energía limpia. Este reconocimiento de BloombergNEF subraya la dedicación de nuestros más de 4,000 empleados en todo el mundo, quienes trabajan incansablemente para impulsar los límites de la innovación en tecnología solar. Seguimos firmes en nuestro compromiso de acelerar la transición global hacia las energías renovables y un futuro más limpio para todos.”

Los productos de Solis están diseñados para satisfacer las necesidades de diversos mercados, garantizando un retorno de inversión a largo plazo para sus clientes. Gracias a un proceso de fabricación de última generación e integrado verticalmente, la empresa controla cada etapa de la producción, desde la adquisición de componentes hasta la distribución del producto, asegurando los más altos estándares de calidad y el cumplimiento de las regulaciones internacionales más exigentes.

Sobre Solis

Fundada en 2005, Ginlong (Solis) Technologies (Código de cotización: 300763.SZ) es uno de los fabricantes más experimentados y grandes de inversores string fotovoltaicos.

Presentada bajo la marca Solis, la cartera de la empresa utiliza tecnología innovadora de inversores string para ofrecer una confiabilidad de primer nivel, validada bajo las certificaciones internacionales más estrictas.

Con una cadena de suministro global, capacidades de I+D de clase mundial y un proceso de fabricación optimizado para cada mercado regional, Ginlong ofrece soporte y servicio a sus clientes a través de un equipo de expertos locales.

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DNV, la multinacional especializada en aseguramiento y gestión de riesgos, continúa consolidando su presencia en Sudamérica con una estrategia enfocada en el almacenamiento de energía, la expansión de la eólica y la integración de soluciones solares. 

Días atrás, la empresa reveló que proyecta un crecimiento del 35% en su número de contratos en Chile, pero también prevé una mayor presencia en otros países de Latinoamérica, respondiendo a la demanda creciente por tecnologías de transición energética. 

“En 2024 nos enfocamos en Chile como nuestro año de consolidación en baterías, pero no dejamos de mirar a Perú, Argentina y Uruguay”, sostuvo Mario Acevedo, Market Manager para el Cono Sur de DNV, en diálogo con Energía Estratégica. 

Chile ha sido un punto neurálgico para la compañía, donde ha sido requerida para realizar previsiones de precios y simulaciones de contratos con distribuidoras, con el objetivo de evaluar la viabilidad de los financiamientos y proyectos. A la par que destaca su Battery Scorecard, un reporte exclusivo para desarrolladores que permite evaluar el comportamiento técnico de las baterías y optimizar su implementación.

“Desde DNV buscamos traspasar nuestro conocimiento para acompañar al sector en proyección de precios, procurement y asesoría de riesgo”, subrayó Acevedo. 

En Argentina, la flexibilización impositiva abre nuevas oportunidades de negocio para DNV, que pone su foco en la tecnología eólica y en la recuperación de clientes estratégicos. 

“En dicho país actualmente nos enfocamos más en tecnología eólica. Estamos trabajando con los mayores players de Argentina en análisis de imprevistos; o mismo un estudio público con el gobierno de Buenos Aires sobre vehículos eléctricos”, explicó el Market Manager para el Cono Sur de la compañía. 

Perú, en cambio, representa un desafío particular, ya que su fuerte dependencia del gas natural complica al rápido avance de las energías renovables y sistemas BESS, aunque desde DNV han mantenido su apuesta en el país. 

“¿Cómo? Centrados netamente en estudios de recursos eólicos y solares, y también un poco de almacenamiento en temas de riesgo de instalación”, indicó el especialista. 

Brasil y Uruguay también forman parte del mapa de expansión de DNV. En el caso de Brasil, se observa una diferenciación por regiones: el norte del país está orientado a la energía solar, mientras que el sur apuesta por la eólica. 

“Estamos muy activos en energía en Brasil con nuestras oficinas de Río de Janeiro, Porto Alegre y Fortaleza abarcando los mercados de oil & gas y renovables, con quienes trabajamos de la mano en distintos proyectos. Chile y Brasil van siempre de la mano”, expresó Acevedo.

En tanto que en Uruguay, la compañía sigue de cerca las oportunidades de crecimiento, alineándose con los planes de descarbonización y transición energética del país, considerando los recientes llamados licitatorios públicos y que aún resta definirse los detalles de la política energética del gobierno entrante. 

2025: el año del almacenamiento energético

El almacenamiento energético se perfila como el gran protagonista del próximo año, posicionándose como una solución clave para mejorar la estabilidad del sistema eléctrico y evitar el curtailment en diferentes mercados de la región. 

“El 2024 fue el comienzo del storage y el 2025 será el año de su posicionamiento clave en toda Sudamérica. Por ejemplo, empresas que ya poseen parques solares, empezarán a instalar sus proyectos de storage a un lado o mismo stand alone; y desde DNV estamos preparados para poder acompañar esos segmentos y asumir los desafíos y oportunidades de mercado”, afirmó Acevedo. 

Desde DNV destacan que el almacenamiento no solo será esencial para la estabilidad de las redes eléctricas, sino que también permitirá ofrecer servicios complementarios como el grid-forming, una tecnología que actualmente depende de centrales más contaminantes. 

Hecho que “debiera mirarse con atención por parte de los gobiernos” y preparar políticas que incentiven el desarrollo de estas tecnologías.

Con una estrategia definida y un enfoque claro en almacenamiento, energía eólica y solar, DNV se consolida como un actor clave en la transformación energética de Sudamérica. Con Chile y Brasil como pilares estratégicos, Argentina impulsado por su flexibilización impositiva, y desafíos en Perú y Uruguay, la compañía se prepara para capitalizar las oportunidades del mercado. 

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El Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) de Uruguay lanzó el Plan de Expansión del Parque de Generación Eléctrica 2024-2043, el cual analiza escenarios de demanda y generación y remarca la necesidad de incorporar más renovables y almacenamiento de energía. 

El estudio tiene un horizonte de 20 años y, entre los principales hitos se prevé que la demanda llegará a 14000 GWh / año a partir del 2035, por lo que sostiene la importancia de se construyan nuevos proyectos solares y eólicos, a la par que se espera que la hidroeléctrica mantenga su participación, aunque con una progresiva disminución dentro de la matriz energética al igual que la biomasa. 

De acuerdo al plan, se requerirá la instalación de 2100 MW a 2420 MW de nueva capacidad eólica y de 1130 MW a 1375 MW de fotovoltaica hasta el año 2043 (dependiendo de la simulación y modelo de expansión aplicado) para mantener un adecuado suministro de la demanda del sistema.

Para el caso A, de menor demanda respecto de los restantes, se observa una expansión más moderada respecto de los demás casos,. Los casos B, C y D que incorporan una demanda plana adicional de 50 MW a partir del año 2027, incrementan la expansión SFV (la duplican en casi todos los casos en dicho año). 

Para el caso C, para el que se supuso una SFV de mayor factor de planta, incorpora en mayor cantidad, en detrimento de la incorporación eólica; sumado a que se prevé una menor generación térmica, teniéndose más excedentes y algo más de falla. 

Mientras que para el caso D, donde se supuso un reducido comercio internacional habilitado, se observa mayor incorporación de ERNC, viéndose reducida la necesidad de incorporar generación térmica de respaldo. 

A pesar del impulso a las renovables, el Plan de Expansión del Parque de Generación Eléctrica 2024-2043 señala la importancia de contar con respaldo térmico para cubrir picos de demanda desde 2032 en adelante y para los escenarios con mayor consumo.

Asimismo, se analizó la posibilidad de integrar baterías al sistema, lo que permitiría retrasar en cuatro años la necesidad de incorporar generación térmica y reducir costos. 

“Se simuló caso base B, considerando una posible incorporación de módulos de baterías de 120 MW, con 10 horas de almacenamiento y rendimiento 89%. A medida que se fueron agregando los bancos de baterías, se observó una notoria disminución en los valores de “LOLE2” (criterio que busca a limitar las fallas de potencia)”, indica el documento. 

“Se observa que la energía demandada y generada por las baterías es notoriamente mayor en un régimen de hidraulicidad seco, acorde al mayor uso que se les dará a las mismas, siendo más frecuente en dicho escenario que la ganancia resultante sea mayor o igual a 30 USD/MWh (diferencia mínima supuesta entre el precio de compra y de venta de la energía almacenada)”, agrega. 

Al analizar el CAD se infiere que la incorporación de baterías, al precio asumido, resultaría en un ahorro en todos los escenarios de hidraulicidad, resultando más cuantioso para el escenario más seco, como cabría esperar. 

Sin embargo, todavía no resultaría viable obtener bancos de baterías en Uruguay a precios competitivos en las hipótesis del estudio (el costo variable de compra en 10 USD / MWh y el costo variable de venta a 40 USD/MWh).

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El 2024 cerró con un balance positivo para Bioeléctrica, consolidando su presencia en el sector del biogás y reafirmando su liderazgo en la capacidad instalada en dicha tecnología, con una participación en poco más de un tercio del total instalado y con el objetivo de desarrollar 15 MW de potencia este año. 

Por lo que, de cara a 2025, su principal desafío será la transformación de anteproyectos en obras concretas y el aprovechamiento de mayores oportunidades que impulsen así el crecimiento del sector.

«Nuestro objetivo es que, al menos, nueve contratos que acompañamos en la licitación RenMDI inicien sus obras durante 2025», destacó Javier Schifani, gerente general de Bioeléctrica, en conversación con Energía Estratégica.

Además, la empresa trabaja en una redefinición del modelo de negocio del biogás, teniendo en cuenta un nuevo contexto con mayor demanda de potencia, sinceramiento de tarifas y un enfoque más fuerte en la sustentabilidad.

Uno de los grandes desafíos para el sector es la reducción de costos y el aumento de la eficiencia operativa, dado que el contexto de los últimos años erosionó algunos proyectos y acotó los márgenes. 

Para lograrlo, Bioeléctrica está enfocada en la innovación y desarrollo de nuevas tecnologías, permitiendo reducir costos en plantas de biogás y aumentar la rentabilidad de sus coproductos, como la energía térmica y los biofertilizantes.

En esa línea, la empresa está impulsando proyectos de cogeneración, explorando nuevas oportunidades para monetizar la energía térmica residual, a tal punto que acompaña una de sus plantas a través de la generación de frío a partir de los gases de escape. Hecho que representa una oportunidad para optimizar los recursos energéticos de las centrales existentes y diversificar ingresos. Un ese sentido, una planta de 1MW de generación electrica de potencia, puede cogenerar frío para mantener una camara de de -25ºC con 4000 posiciones. 

«Para consolidar el biogás como una alternativa competitiva, es clave sumar ingresos no solo por la venta de energía, sino también a través de la valorización de la energía térmica y los biofertilizantes. Asimismo, el biogás tiene un gran potencial para la síntesis de nuevas moléculas verdes, como metanol y amoníaco verde, lo que abre oportunidades en sectores industriales y de fertilización sustentable.», sostuvo el especialista. 

Asimismo, el sector comienza a ver nuevas oportunidades de mercado con la participación de distribuidoras y transportistas en la adquisición de bioenergías de forma local. «Incluso sabemos que provincias como Córdoba, Santa Fe y San Luis, están trabajando en la posibilidad de desarrollar programas provinciales de abastecimiento», adelanta Schifani.

Por otro lado, Bioeléctrica avanza en la inyección de biometano en las redes de gas natural, una iniciativa que avanza con fuerza en Córdoba como solución para la descarbonización de la matriz energética y abrir un abanico de posibilidades para diversificar su uso y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.

«Ya tenemos la prefactibilidad para la inyección y estamos lanzando las primeras ofertas a los interesados, con el objetivo de lograr preacuerdos en el primer trimestre del año. Es un gran desafío y esperamos que movilice la inversión y la ampliación de nuestra capacidad instalada en Río Cuarto», afirmó Schifani.

“Es importante consolidar la industria del biogás y el biometano dentro de un esquema de corte del gas natural, en el marco de la transición energética y, por qué no, dentro de proyectos vinculados a la temática que hoy tienen estado parlamentario”, concluyó.

La entrada Bioeléctrica apuesta por consolidar el biogás en Argentina y transformar anteproyectos en obras en 2025 se publicó primero en Energía Estratégica.

La seremi de Energía de la región de Atacama, Yenny Valenzuela Araya, anunció que el Ministerio de Energía junto a la Agencia de Sostenibilidad Energética, abrieron la convocatoria “Parque Solar Comunitario”, iniciativa orientada a municipios de todo el país. El programa apunta a que los municipios puedan aprovechar terrenos públicos municipales para instalar plantas solares y así bajar las cuentas de luz a sus comunidades.

El programa busca agilizar el diseño de proyectos de generación distribuida de propiedad conjunta o generación comunitaria a través de las municipalidades, promoviendo la mejora de los municipios en sus capacidades de gestión energética.

“Invitamos a los municipios de Atacama a postular a esta gran oportunidad que les permitirá instalar plantas solares en terrenos municipales, reduciendo las cuentas de luz de sus comunidades y avanzando en la transición energética. Además, recibirán asistencia técnica especializada para el desarrollo y gestión de estos proyectos, fortaleciendo así sus capacidades en energías renovables”, destacó la seremi Yenny Valenzuela Araya.

El programa entrega asistencia técnica focalizada en energías renovables, aborda las brechas de los equipos municipales para el diseño y formulación de proyectos de generación distribuida de propiedad conjunta y, además, busca complementar y potenciar sus capacidades en el desarrollo de este tipo de proyectos, focalizando esfuerzos en la asesoría técnica para obtener la prefactibilidad y diseño básico de plantas fotovoltaicas y el trabajo coordinado con los equipos municipales para propiciar la gobernanza del futuro contrato de propiedad conjunta, determinante para la sostenibilidad de estos proyectos en el tiempo.

Antecedentes y postulaciones AQUÍ 

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La segunda jornada de Future Energy Summit (FES) Argentina contó con un desayuno exclusivo de networking junto a empresarios y autoridades del sector renovable de LATAM, en el que se abordaron las nuevas oportunidades de inversión en el Cono Sur.

Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), participó del encuentro y expuso sobre los desafíos, oportunidades de la transición energética y cooperación regional en el camino hacia la X edición de la Semana de la Energía, que se celebrará en octubre en Chile. 

“Tenemos que buscar un espacio común donde los países se encuentren y puedan impulsar determinados temas de manera colectiva. Y este año buscaremos una meta en materia de almacenamiento de energía, más allá que tecnológicamente la vocación e intereses de los países sean diversos”, sostuvo Rebolledo.

“Es la construcción de un año entero para llegar a una resolución de una meta colectiva en materia de energía renovable para la región”, agregó frente a referentes de la industria renovable de la región. 

A pesar de la diversidad tecnológica y de intereses entre los países, el ex ministro de Energía de Chile enfatizó que existen puntos en común sobre los cuales se puede avanzar de manera conjunta. 

Incluso, en la edición de 2024 celebrada en Paraguay, los países lograron acuerdos clave para la transición energética. Entre los hitos más relevantes, se estableció un consejo de planeamiento regional para la integración energética y se firmó un compromiso para no construir más plantas de carbón en América Latina.

Los ministros también consensuaron una meta colectiva en eficiencia energética y comenzaron a dialogar sobre el rol de la energía nuclear en el futuro de la región. 

Por lo que para la Semana de la Energía 2025, además del almacenamiento energético, Rebolledo adelantó que se le dará continuidad a los temas surgidos anteriormente, con especial atención a la expansión de energías emergentes. 

“En 2024 surgieron temas interesantes, como la seguridad energética, el papel de la eólica offshore como opción importante para el futuro y el rol de la energía nuclear en el mix energético de la región”, comentó el secretario ejecutivo de OLADE.

Perspectivas para las energías verdes

El crecimiento de las renovables en Latinoamérica es una constante. En 2024, la región alcanzó un 70% de generación eléctrica proveniente de fuentes limpias, de los cuales un 40% corresponde a hidroeléctricas y el resto a ERNC no convencionales, como la solar y eólica.

De acuerdo al “Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2024”, que OLADE presentó tras recopilar datos de los 27 países miembros, se revela que el 79% de la nueva capacidad instalada en 2024 fue renovable y que para 2050, el 85% de la electricidad de la región provendrá de fuentes limpias.

Además, el informe destaca que en 2023 la energía eólica creció un 15% y la solar un 37%, con proyecciones de crecimiento del 34% y 33% para 2024, respectivamente. Datos que refuerzan el papel clave de las renovables y la necesidad de avanzar en soluciones de almacenamiento que permitan maximizar su aprovechamiento.

“Los números persistirán, ya que casi el 100% de los nuevos proyectos que se construyen en la región son renovables. Por lo tanto, será un vector de crecimiento”, señaló Rebolledo durante el desayuno exclusivo de networking en FES Argentina. 

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IM2 Energía refuerza su presencia en el mercado renovable de Chile, apostando a la combinación de solar fotovoltaico y almacenamiento como estrategia clave para el crecimiento, tanto en mediana como gran escala, a pesar de un contexto desafiante marcado por propuestas de cambios regulatorios (como por ejemplo el Cargo FET), que generaron impacto en el segmento PMGD. 

“Tenemos un portafolio interesante y amplio con uno de nuestros clientes y socios estratégicos principales como Enel Green Power. Tenemos un pipeline de más de 250 MW en proyectos en desarrollo, algunos ready to build, otros en una etapa más verde. Son proyectos que los tuvimos que transformar en fotovoltaica más almacenamiento”, aseguró Ronald Malavé, gerente de Ingeniería de IM2 Energía. 

“Por otro lado, uno de los desafíos más importantes de la empresa para este 2025 es entrar en otro segmento de proyectos, ya que contamos con proyectos utility scale en desarrollo (también solar con baterías)”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.

El objetivo de la combinación entre las tecnologías es optimizar y aprovechar la sobre-generación y el almacenamiento de energía, especialmente en aquellas regiones donde el spread de precios no resulta tan atractivo la carga y descarga de la red, sino que conviene más cargar desde la propia generación.

La zona sur de Chile se ha consolidado como un área clave para la expansión de IM2 Energía, debido a sus condiciones favorables para el almacenamiento y la inyección nocturna, que gracias al desacople de precios que existe en el país se pueden desarrollar modelos financieros en función de esa característica. 

Mejor acceso a financiamiento con contratos PPA

El modelo financiero de los proyectos también ha evolucionado de modo que la compañía trata de conseguir los contratos PPA (Power Purchase Agreement) correspondientes para sus proyectos, a fin de mitigar el riesgo regulatorio y mejorar el acceso a inversión. 

Esta tendencia ha captado la atención de fondos de inversión, que ven con buenos ojos los proyectos de mediana escala que ya tienen un contrato de venta de energía asegurado y desde IM2 Energía reconocieron que “es la fórmula utilizada para financiar los proyectos y salir adelante”. 

En este sentido, el mercado energético chileno ha experimentado un cambio en la ubicación y estructuración de los proyectos renovables. Con la zona centro-sur y centro-norte saturadas, muchos desarrolladores están migrando al sur, donde los procesos administrativos se han optimizado para acelerar la tramitación.

La demanda de energía en estas regiones está impulsada por clientes industriales, como celulosas, salmoneras y madereras, que buscan contratos de suministro estables. 

“La tendencia sigue siendo apuntar a los clientes libres en regiones donde estos representan la mayor demanda de las redes. Asimismo, se busca que los portafolios tengan diversificación de tecnologías, como eólica + solar + almacenamiento, eólico + FV, o solar + BESS, ya que una sola tecnología ya no es tan atractiva”, precisó Malavé. 

A esto se suma la llegada de nuevos actores y fondos de inversión extranjeros, provenientes de países que tradicionalmente no habían participado en el mercado chileno. Capital fresco que promete darle un nuevo impulso a la industria renovable local, con proyectos enfocados en nuevos nichos de demanda.

“Están llegando fondos de países que antes no habíamos escuchado, y Chile les resulta atractivo para invertir. Esto dará un segundo aire a la industria renovable, porque se generará demanda eléctrica que los usuarios regulados o libres no están cubriendo, como por ejemplo a través de los data centers”, afirmó el entrevistado. 

Y de cara al 2025, IM2 Energía mantiene una visión optimista y apuesta por la adaptación a las nuevas reglas del juego en la industria energética: “Es la capacidad de ser resilientes y adaptarse a los cambios lo que motiva para este nuevo año”, concluyó.

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Mendoza da un paso clave en su transición energética con la inauguración del Parque Solar Malargüe I, el primer desarrollo fotovoltaico de Genneia en la provincia cuyana, y el cuarto a nivel nacional. Este proyecto de 90 MW de capacidad instalada se suma a la transformación del sector energético provincial, impulsando el abastecimiento sostenible de grandes usuarios industriales y fortaleciendo el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

El evento de inauguración contó con la presencia del equipo directivo de Genneia, encabezado por Jorge Brito, uno de sus accionistas principales; César Rossi, presidente; Bernardo Andrews, CEO; representantes del resto de los accionistas y directivos de la empresa. Por parte de las autoridades provinciales, participaron el gobernador Alfredo Cornejo, la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, funcionarios nacionales del área de Energía, así como los intendentes de Malargüe y San Rafael, Celso Jaque y Omar Félix, respectivamente.

Durante la ceremonia, Genneia reafirmó su compromiso con el crecimiento del sector energético en Mendoza al anunciar el desarrollo de un nuevo parque solar en San Rafael, con una capacidad de 150 MW y una inversión de 150 millones de dólares. Este proyecto, que se sumará al Parque Solar Anchoris (180 MW), actualmente en construcción en Luján de Cuyo, permitirá ampliar significativamente la generación de energía limpia en la provincia. Con estas iniciativas, la compañía proyecta alcanzar una inversión total de 400 millones de dólares en Mendoza para 2026, consolidando su presencia en la región y fortaleciendo el abastecimiento de energía renovable para grandes usuarios industriales en todo el país.

El gobernador Cornejo manifestó que «la inauguración de este parque solar refleja el potencial de Mendoza para convertirse en un polo estratégico de energías renovables en Argentina. Apostamos por la diversificación energética como motor de crecimiento y desarrollo sostenible, y la inversión de Genneia es un claro ejemplo de cómo el sector privado y el Estado pueden trabajar juntos para impulsar el futuro de la provincia.»

“Estamos orgullosos de inaugurar este nuevo parque aquí en Malargüe, confirmando la vocación de crecimiento de Genneia. Estamos invirtiendo 400 millones de dólares en Mendoza para la construcción de 3 parques solares, sumando 420 MW de capacidad instalada al sistema. Y en 2026 habremos superado los 1400 millones de dólares en capacidad instalada renovable, con 8 parques eólicos y 6 solares en operación en 5 provincias. La minería será uno de nuestros principales clientes, y en ese camino acompañamos a Mendoza, otras provincias y a la Argentina en su objetivo de una transición energética que impulse su desarrollo”, expresa Jorge Brito, accionista de Genneia.

El Parque Solar Malargüe I es el cuarto desarrollo fotovoltaico de Genneia en Argentina y el primero en la provincia de Mendoza. El parque, que abarca 312 hectáreas, incorpora más de 160.000 paneles solares bifaciales de última tecnología, capaces de captar energía tanto de la radiación directa como la reflejada en el suelo, optimizando así su eficiencia hasta en un 10% adicional. Además, sus módulos están montados sobre seguidores solares, que ajustan su posición según el recorrido del sol para maximizar la producción energética.

El desarrollo requirió una inversión superior a los 90 millones de dólares. En su etapa de construcción, generó 280 empleos indirectos en su pico de construcción, contribuyendo significativamente al crecimiento económico y social de la región.

Con la puesta en marcha de este nuevo parque, y los próximos dos proyectos de Genneia en camino, Mendoza se consolida como un referente nacional en energías renovables. Este hito refuerza el compromiso de la provincia y de Genneia con el desarrollo sostenible, la reducción de emisiones de CO2 y la promoción de empleo de calidad, elementos clave para el futuro energético de Argentina.

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La segunda jornada comenzó con un desayuno exclusivo de networking, donde expertos analizaron las oportunidades de inversión en almacenamiento y energías renovables en el Cono Sur. Entre los oradores destacados estuvieron Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLADE; Itziar Aránguiz, Jefa de Monitoreo y Regulación del Mercado Eléctrico en el Ministerio de Energía de Chile; Gastón Fenés, CEO de Energía Estratégica / Strategic Energy Corp y Mauricio Bejarano, Viceministro de Minas y Energía de Paraguay.

El día continuó con la exposición de Damián Sanfilippo, Subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, y un keynote sobre la Ley de transición energética, con la participación de Marcelo Álvarez de CADER / Global Solar Council y Gastón Fenés de Strategic Energy Corp.

Streaming:

Transmisión de Strategic Energy Corp (streaming):

Transmisión sin streaming:

Transmisión Future Energy Summit (FES):

Los paneles de la jornada

El primer debate del día abordó la generación renovable y las oportunidades de financiamiento en el nuevo contexto de inversiones, con la participación de Angie Salom (FMO), Luis Agustin Medina (IFC), Sebastián Gravenhorst (Goldwind Argentina), Maria del Carmen Rubio (Provincia de Río Negro) y la moderación de Matías Medinilla (Energía Estratégica).

El segundo panel analizó los retos tecnológicos en la ingeniería, construcción y operación de proyectos renovables, con ejecutivos como Marcos Donzino (JA Solar), Florencia Guglielmetti (Strategic Energy Corp), Federico Garín Odriozola (Solar DQD), Franco Lomello (Huawei Digital Power) y Diego Werner (Aires Renewables).

Tras un espacio de networking y coffee break, el evento continuó con un análisis sobre la hibridación de energía solar con almacenamiento en Argentina, con la visión de Luciano Silva (Trina Solar), Luis Contreras (Yingli), Ricardo Estefano Rosa (WEG), Danisa Butko (Sungrow), con la moderación de Regina Ranieri (Fortescue).

Uno de los momentos más esperados del día será la conversación destacada con CEOs, donde Martín Mandarano (YPF Luz), Martín Federico Brandi (PCR) y Gastón Fenés (Strategic Energy Corp) debatirán sobre el futuro del sector energético argentino.

El evento también explorará las perspectivas de inversión en energías renovables bajo nuevas condiciones de mercado, con panelistas como Alejandro Parada (CADER), Juan Cruz Azzarri (MHR Abogados), Gustavo Báez (CAMMESA) y Guido Gubinelli (Energía Estratégica).

Para cerrar la jornada, el panel final abordará dónde, cómo y cuándo invertir en energías renovables en las provincias argentinas, con la participación de Verónica Geese (Provincia de Santa Fe), José María Ginestar Rivas (Provincia de San Juan), Marcelo Álvarez (CADER / Global Solar Council), Hernán Tórtola (Provincia de Chubut) y Sergio Mansur (Gobierno de Córdoba).

Un espacio clave para el networking y el análisis del mercado

El FES Argentina 2025 continúa posicionándose como el evento más relevante del sector energético en Hispanoamérica, donde empresas líderes, inversores y reguladores debaten los desafíos y oportunidades de la transición energética.

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La Secretaría de Energía habilitó, hace casi un mes, a las centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares a volver a competir en el mercado a término (MAT), por lo que más tecnologías de generación podrán optar por cerrar acuerdos de compra – venta de energía (PPA) entre privados.

Este hecho, sumado a que los Grandes Usuarios del Distribuidor no tendrán restricciones para el acceso al MEM como agentes de este, mejoraría el panorama para que las distribuidoras participen del MAT. 

Sin embargo, ante la falta de tarifas adecuadas (más bien relegadas), las cooperativas eléctricas de Argentina enfrentan el desafío estructural de mejorar su situación económica que les permita ser sujetos de créditos y acceder a contratos directos con generadores de renovables. 

Omar Zorzenón, coordinador de la Comisión de Política Energética de la Federación Argentina de Cooperativas de Electricidad (FACE), consideró que se debieran resolver diversas situaciones de base antes de poder avanzar con ello. 

“Para pagar la deuda que tenemos, hacer inversiones necesarias en operación y mantenimiento, mejorar el sistema de facturación y cobranza y ser creíble desde el punto de vista de la garantía en función de lo que viene en el mercado, debemos hacer muchas cosas”, sostuvo en diálogo con Energía Estratégica. 

“Primero arreglar la deuda, al punto que las cooperativas del país deben USD 246 millones y estamos trabajando en ello con CAMMESA, arreglando el pago de la deuda en siete años. También es fundamental que las provincias otorguen las tarifas necesarias para prestar el servicio, y a partir de ahí las inversiones se podrán pagar”, agregó. 

De acuerdo a lo expresado por el entrevistado, hasta ahora, la compra de energía en el mercado estaba garantizada por el Estado, que financiaba los costos para asegurar el abastecimiento. Pero a partir de ahora las cooperativas deberán demostrar capacidad de ello, lo que en el actual contexto financiero resulta complejo. 

“Hasta ahora los generadores cobraban porque el Estado ponía plata, pero a partir de ahora se tiene que contractualizar la energía y se debe garantizar la posibilidad de pago a partir de una tarifa. Con ello, la generación estará respaldada por la facturación y las cooperativas y distribuidoras podrán elegir el suministro”, apuntó Zorzenón.

El problema central radica en la falta de tarifas adecuadas para el sector cooperativo. Mientras las grandes distribuidoras han logrado esquemas de reestructuración de deuda más flexibles, las cooperativas se encuentran atadas a una estructura tarifaria provincial que en muchos casos no refleja los costos reales del servicio. 

“Por ejemplo, la Empresa Provincial de Energía (EPE) de Santa Fe debe 62000 millones de pesos y dice que lo pagarán, aunque no sobre el plan de pago. Mientras que las cooperativas de Santa Fe deben 4000 millones y necesitan un plan de pago, pero si EPE paga, seguramente financiarán la deuda de las cooperativas”, indicó el entrevistado. 

“Estamos de acuerdo con lo que el gobierno está haciendo en cuanto a cambiar la pauta, porque se endeudaron las cooperativas pero algunas distribuidoras arreglan la deuda de otro modo. Hecho que no es justo”, añadió. 

A ello se suma la cuestión de los costos de transporte y distribución, pero la transición hacia un mercado eléctrico más abierto y basado en contratos de compra-venta directa de energía renovable podría paliar la situación y desde FACE anticipan el sector que se avecina. 

“Todo el mercado industrial y comercial será contractualizado. Por lo tanto tenemos que mejorar la posibilidad de pago, realmente ser eficientes y comprar donde sea más barato. Como consecuencia, se pueden dar muy buenas oportunidades, de acuerdo al recurso que convenga en cada provincia, para reducir los costos de transporte por la cercanía de la tecnología y el propio precio de la energía”, subrayó Zorzenón. 

“La resolución N° 21/25 de la Secretaría de Energía de la Nación tiene sentido, pero hay que emprolijar y tener una tarifa como corresponde”, insistió. 

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La compañía Eneco ha consolidado su crecimiento en el sector fotovoltaico, con una estrategia enfocada en proyectos de generación distribuida y autoconsumo. Desde 2023, la empresa ha trabajado con Celsia en el desarrollo de pequeñas granjas solares de menos de 10 MW, un segmento que no requiere licencias ambientales y que ha mostrado un crecimiento sostenido en Colombia.

“Hemos logrado entrar en el mercado utility en el segmento por debajo de 10 MW, lo que nos permite consolidar nuestra experiencia en generación distribuida”, destaca Andrés González, Gerente de Ventas de Eneco, en diálogo con Energía Estratégica.

La empresa no solo se ha posicionado en este sector, sino que también ha expandido su alcance en mercados internacionales, brindando servicios de ingeniería para empresas que obtienen contratos de energía fotovoltaica y requieren soporte especializado.

Más allá de la generación distribuida, el autoconsumo sigue siendo el núcleo principal del negocio de Eneco. González enfatiza que este segmento ha sido clave para la empresa y que las proyecciones para 2025 son ambiciosas. “En 2024 logramos cerrar 8 MW en autoconsumo. Para 2025, nuestro objetivo es superar esa cifra y consolidar aún más nuestra presencia en el mercado”, afirma.

El contexto del sector energético juega un papel fundamental en esta expansión. La volatilidad de los precios de la energía ha impulsado el interés de los consumidores por sistemas de autoconsumo, especialmente en el segmento comercial, donde las tarifas de energía suelen ser más altas.

“Los clientes comerciales tienen tarifas más elevadas porque pertenecen al mercado regulado de energía. Esto hace que los ahorros con autoconsumo sean más significativos y que los proyectos tengan retornos de inversión atractivos, en un rango de tres a cuatro años”, explica González.

En términos de costos, Eneco estima que el precio por kW instalado en el segmento comercial (50-150 kW) varía entre 650 y 740 dólares, dependiendo de las condiciones del proyecto y del tipo de cliente.

Retos regulatorios y administrativos en el sector fotovoltaico

A pesar del crecimiento del sector solar en Colombia, los desafíos administrativos siguen siendo un obstáculo para el desarrollo de proyectos. González identifica como principal barrera los procesos de legalización ante los operadores de red, que en algunos casos generan retrasos significativos.

“Hemos enfrentado dificultades en algunas regiones, especialmente en la costa, donde la interlocución con los operadores de red es compleja. En muchos casos, la información que tienen los operadores no coincide con la infraestructura real de los clientes, lo que genera inconsistencias y retarda los procesos de legalización”, explica el directivo, no sin antes aclarar que el compromiso de los Operadores de Red es constante en trabajar y mejorar los procesos para que el sector de las renovables crezca.

“Se tiene que entender que en un tiempo relativamente corto se le ha empezado a requerir a estas instituciones la creación de nuevos equipos de trabajo para los cuales toma tiempo su entrenamiento y consolidación”, puntualiza.

La reciente expedición del Decreto 1403 de 2024, conocido como la “liberación de la autogeneración”, busca agilizar estos procesos. La normativa facilita la autogeneración remota y reduce los trámites para proyectos que no viertan excedentes a la red. Sin embargo, aún está por verse su impacto real en la operatividad del sector.

“Esperamos que este decreto juegue a favor del sector y no en contra. Hasta ahora, no lo hemos percibido como una barrera, pero aún falta ver cómo se implementa en la práctica”, señala González.

Enfoque en operación y mantenimiento: una nueva apuesta

Mirando hacia el futuro, Eneco no solo se enfoca en la expansión de proyectos, sino también en fortalecer sus capacidades en operación y mantenimiento (O&M) de sistemas fotovoltaicos. La empresa ha desarrollado una nueva línea de negocio especializada en esta área, considerando que la etapa de operación de una planta solar puede extenderse hasta 30 años.

“Estamos invirtiendo en tecnologías de medición de generación y consumo de energía, termografía asistida por drones, limpieza de paneles con robots y equipos de monitoreo de desempeño”, detalla González. Esta apuesta busca maximizar la eficiencia de los proyectos y garantizar su rentabilidad a largo plazo.

En paralelo, Eneco está explorando alianzas con empresas de comercialización de energía, que han evolucionado hacia modelos más digitales y dinámicos. La integración de estas soluciones con generación solar podría ofrecer nuevas oportunidades de valor para los clientes.

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A las 15:16 horas del martes 25 de febrero se produjo una falla inédita en el sistema eléctrico chileno, la que dejó a casi el 99% de la población sin suministro eléctrico.

Tras la recopilación de información oficial, en la Asociación de Clientes Eléctricos (ACENOR A.G.) realizaron un análisis de lo ocurrido.

“Aún no están todos los antecedentes técnicos para evaluar las razones de lo sucedido, así como las responsabilidades, y para ello existen investigaciones que se realizan y que van a tomar varias semanas”, explica el director ejecutivo de ACENOR, Javier Bustos.

Cuando existen este tipo de fallas en transmisión, el sistema eléctrico acude a un Plan de Defensa ante Contingencias Extremas, que en este caso no operó como correspondía. “Un colapso así no tiene una causa única. Y una caída del sistema eléctrico así no debió haberse producido, no solo por lo que sea que haya sucedido en la línea de transmisión. Después de ocurrido el evento, el sistema eléctrico tiene un plan de recuperación del servicio que al parecer también tuvo problemas. Al respecto va a ser necesario investigar cómo operó el Coordinador Eléctrico Nacional, las empresas generadoras y las empresas transmisoras involucradas, y cuáles son las responsabilidades de cada uno”, sentencia Bustos.

Efecto en clientes y propuestas

Los clientes libres o no regulados (incluidos sectores industriales y pymes) representan el 61% del consumo eléctrico nacional, por lo que son los más afectados con un sistema eléctrico que se viene completamente abajo. Con esto, las industrias y comercios pierden producción y tienen fallas en sus equipos, entre otros. “Algunos clientes libres nos han indicado que aún no han podido volver a la normalidad y otros que van a tardar días en normalizar completamente su producción. El impacto económico es importante, lo que se va a ver reflejado en el crecimiento del país”, dice Javier Bustos.

Todos los clientes (tanto residenciales como los sectores productivos) pagan el 100% de las líneas de transmisión y el presupuesto del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN). En el caso de los clientes libres, estos pagan como servicio complementario los necesarios para el plan de contingencia ante eventos críticos, así como la recuperación del servicio, explica el representante de los clientes no regulados.

En esta oportunidad se requiere una investigación exhaustiva sobre la operación del sistema para que esto no vuelva a ocurrir. Esto no pasa sólo por proponer más líneas de transmisión, que fallan, como ocurrió ayer, sino de disponer de planes adecuados de contingencias que funcionen. El país demanda del sector eléctrico un suministro confiable por los altos precios que ya está pagando, expone ACENOR.

Finalmente, “dado que la infraestructura que falló sólo es pagada por los clientes, es necesario cambiar esto y que parte del costo de la transmisión, además de los servicios ante contingencias y del presupuesto del Coordinador sea remunerado también por el resto de las empresas eléctricas. Tenemos un servicio que nos cuesta caro y que debe ser mejorado poniendo al cliente en el centro”, concluye Javier Bustos.

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El sector energético de Argentina mantiene altas expectativas para la primera gran licitación de almacenamiento de 500 MW en baterías que recientemente lanzó la Secretaría de Energía de la Nación y que se instalarán en las redes de Edenor y Edesur.

Fuentes conocedoras de la convocatoria aseguraron que habrá muchas empresas interesadas em participar y “seguramente más de dos” adjudicatarios para los proyectos que ayudarán a resolver la situación crítica de diversos puntos del área metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y evitar cortes eléctricos en los veranos siguientes.

“La inversión por los 500 MW rondará cerca de 500 millones de dólares, que la harán quienes ganen la licitación y lo pagará el mercado”, auguraron en conversación con Energía Estratégica 

Cabe recordar que los proyectos a presentar deberán tener entre 10 MW y 150 MW de potencia (o indicada en los nodos de conexión – NDC), con capacidad de storage de cuatro horas consecutivas por ciclo de descarga completa.

Mientras que el 31 de diciembre de 2028 será la fecha máxima para la habilitación comercial de las centrales adjudicadas, aunque el 1 de enero de 2027 es la fecha objetivo para el inicio del cómputo de los contratos.

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

Y según pudo averiguar este portal de noticias, una de las dos distribuidoras involucradas podría participar de la licitación de baterías, a tal punto que analiza propuestas junto a un socio comercial, debido a que “interesa tener un punto de almacenamiento cercano a las redes”.

De los 500 MW previstos para la subasta, alrededor de 280 MW de capacidad se instalarán en las redes del Área Metropolitana de Buenos Aires bajo la órbita de Edenor, mientras que los restantes 220 MW lo harán en el radar de Edesur. 

Según el pliego de bases y condiciones, el acuerdo contemplará el pago de la capacidad BESS disponible en USD / MW-mes y será en función del valor ofertado, del almacenamiento disponible, de la relación entre las horas validadas (HAV) y comprometidas (HAC). 

Además, el contrato contemplará el pago de la energía suministrada de 10 USD / MWh, en tanto que el valor máximo de adjudicación se estableció en 15.000 USD / MW-mes. 

En todos los proyectos adjudicados, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) actuará como garante de pago, siempre y cuando las distribuidoras acumulen dos o más períodos sin abonar lo correspondiente. 

Desde el sector también vaticinaron que estos proyectos podrían solventarse a través de un cargo fijo a la demanda, por lo que posiblemente impacte en las tarifas de los usuarios finales una vez se instalen las baterías a gran escala.

“Todavía CAMMESA y la Secretaría de Energía de la Nación deben definir el esquema, pero impactaría en las boletas de electricidad en simultáneo, dado que la instalación de los sistemas de almacenamiento es veloz”, concluyeron. 

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Genneia, líder en generación de energías renovables en Argentina, anuncia una mejora en su calificación crediticia y el lanzamiento de su 16° Obligación Negociable Verde (ON) por un monto inicial de hasta US$ 20 millones, ampliable hasta US$ 60 millones. Estas acciones demuestran el compromiso de la compañía con el desarrollo sostenible en el país y la solidez financiera y operativa de la compañía.

La licitación de este nuevo instrumento financiero se llevará a cabo el jueves 27 de febrero, y los fondos obtenidos se destinarán al desarrollo de nuevos proyectos solares en la región de Cuyo, reforzando el compromiso de la compañía con la transición energética y la sustentabilidad.

La agencia calificadora de riesgo Moody’s Local AR ha elevado la calificación crediticia de Genneia, la cual se encuentra fundamentada por el crecimiento en la generación de EBITDA esperado para 2025 y 2026 producto de los proyectos en cartera que le permitirán continuar consolidando su posición como líder en renovables. Asimismo, la calificación también incorpora las sólidas métricas crediticias que la compañía mantiene en un contexto de fuertes inversiones y el buen desempeño operativo demostrado en el desarrollo de los nuevos parques.

Con respecto a la nueva Obligación Negociable (Clase XLVIII), cuenta con las siguientes características: (i) denominada y pagadera en dólares estadounidenses, (ii) tasa de interés fija anual (a licitar) con pagos semestrales y (iii) un plazo de 36 meses. Además, este nuevo instrumento de deuda se integrará al panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables (SVS) de ByMA, reafirmando a Genneia como el principal emisor de instrumentos verdes en el mercado de capitales argentino.

La operación es coordinada por Macro Securities como Organizador, mientras que actúan como Colocadores: Macro Securities S.A.U., BACS Banco de Crédito y Securitización S.A., Cocos Capital S.A., Banco BBVA Argentina S.A., Banco de la Provincia de Buenos Aires, Banco Supervielle S.A., Banco Santander Argentina S.A., Invertironline S.A.U., Banco Supervielle S.A., Balanz, Facimex, TPCG Valores SAU,  y Latin Securities.

Con más de US$ 850 millones emitidos en el mercado de capitales local e internacional, Genneia sigue consolidando su liderazgo en finanzas sostenibles.

Desde hace 13 años, la compañía es el principal referente en energías limpias, habiendo sido la primera en Argentina en alcanzar 1.000 MW de capacidad instalada.

En 2024, según datos de CAMMESA, Genneia generó 3.898.993 MWh de energía solar y eólica, equivalente al consumo de casi un millón de hogares, evitando la emisión de más de 1,73 millones de toneladas de CO₂.

Con el 19% de la potencia renovable (eólica y solar) instalada en el país, Genneia sigue impulsando una matriz energética más limpia, eficiente y competitiva, fortaleciendo su compromiso con el desarrollo sostenible de Argentina.

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A medida que México avanza en 2025, la industria solar fotovoltaica (FV) está preparada para una expansión significativa, impulsada por la creciente demanda de energía limpia, los avances tecnológicos y la evolución de las políticas gubernamentales.

Con el país proyectado para superar los 10 GW de capacidad solar instalada, el crecimiento de la generación distribuida (GD) y las soluciones de almacenamiento de energía desempeñarán un papel crucial en la transformación del panorama energético.

Si bien la incertidumbre regulatoria sigue siendo un desafío, México continúa atrayendo inversiones en proyectos solares, consolidando su posición como uno de los mercados de energías renovables más prometedores de América Latina.

Solis, líder global en tecnología de inversores solares, participará en la próxima Expo RE+ México 2025, que se llevará a cabo en Expo Guadalajara del 5 al 7 de marzo. Los visitantes tendrán la oportunidad exclusiva de conocer las últimas innovaciones en inversores solares de Solis, diseñadas para proporcionar soluciones energéticas confiables y sostenibles para aplicaciones residenciales, comerciales e industriales.

Lo que encontrarás en el stand de Solis (E20)

Lanzamiento exclusivo de producto: Descubre de primera mano la revolucionaria Serie Solis Solarator, un avance tecnológico en inversores solares diseñado para enfrentar los desafíos energéticos específicos de la región.
Conoce a los expertos: Interactúa con profesionales locales y globales de Solis, quienes compartirán información clave sobre cómo Solis puede impulsar tus necesidades energéticas.
Soluciones innovadoras para América Latina: Explora cómo Solis está expandiéndose a nuevos sectores, ofreciendo soluciones avanzadas que mejoran la confiabilidad y eficiencia energética en toda la región.

Presentamos la Serie Solis Solarator: Impulsando el Futuro Energético de América Latina

Ante la creciente demanda de soluciones energéticas confiables e ininterrumpidas en América Latina, Solis se enorgullece en presentar la Serie SOLIS Solarator. Esta nueva generación de inversores ha sido diseñada para abordar los desafíos energéticos más críticos de la región, garantizando la máxima eficiencia, resistencia y sostenibilidad.

Modelos de la Serie Solis Solarator que se exhibirán:

• S6-EH2P(5-8)K02-SV-YD-L
• S6-EH2P(10-16)K03-SV-YD-L-US
• S6-EH3P(30-60)K-H-US

Principales características de la Serie SOLIS Solarator:

Integración perfecta con generadores diésel: Ofrece una solución energética híbrida flexible y estable, garantizando disponibilidad de energía 24/7.
Escalabilidad y flexibilidad: Admite hasta seis unidades en paralelo, permitiendo soluciones de almacenamiento de energía personalizadas y ampliables.
Fiabilidad en entornos desafiantes: Diseñado para soportar fluctuaciones en el suministro de energía, proporcionando energía constante y eficiente para hogares, negocios e industrias.

La Serie Solis Solarator no es solo una innovación, sino un compromiso con la estabilidad y la sostenibilidad energética, asegurando que los usuarios puedan aprovechar al máximo la energía limpia, incluso en los entornos más exigentes.

Únete a Solis en RE+ México 2025 y no pierdas la oportunidad de conocer el futuro de la energía solar en América Latina.

Sobre Solis

Solis (Ginlong Technologies) es uno de los fabricantes de inversores solares más grandes y con mayor experiencia en el mundo. Fundada en 2005, la empresa se dedica a ofrecer valor a sus clientes y acelerar la transición global hacia la energía limpia. Con un fuerte enfoque en investigación y desarrollo, Solis proporciona soluciones innovadoras de inversores string para proyectos solares residenciales, comerciales y a gran escala, promoviendo el desarrollo sostenible a nivel mundial.

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La actual convocatoria del Mercado a Término (MATER) recibió un gran interés por parte del sector privado de Argentina, a tal punto que más de 3680 MW renovables compiten por prioridad de despacho en el Mercado Eléctrico Mayorista para abastecer a grandes usuarios del sistema. 

Los proyectos fotovoltaicos predominan en esta ronda con 32 solicitudes que totalizan 2.360,73 MW de potencia máxima pedida para adjudicar (mínimo de 829,5 MW); mientras que por el lado eólico se registraron 14 pedidos que suman desde 738,8 MW a 1320,8 MW, de los cuales 300 MW están asociados a nuevas obras de transmisión.

Energía Estratégica realizó un relevamiento sectorial a partir de información de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) y trae un resumen con las empresas con más solicitudes de prioridad de despacho en el vigente llamado. 

ABO Energy es una de las dos firmas que más pedidos presentó gracias a sus cinco proyectos que suman 317 MW de capacidad (un mínimo a adjudicar de 10,5 MW), con la particularidad de que tres de sus parques eólicos desarrollados incluyen la ampliación del sistema de transporte eléctrico en Choele Choel.

• PE Energía Pura – 108 MW
• PE Patagónicos – 100 MW
• PE Del Nuevo Sur – 92 MW

En tanto que volvió a presentar las plantas fotovoltaicas “Energías Renovables de La Esperanza” (7,5 MW) y “Los Nogales” (9,5 MW), que ya han competido en anteriores convocatorias del MATER. 

ABO Energy sorprende con su portafolio de proyectos en desarrollo hidrógeno verde en Argentina

Central Puerto también presentó cinco solicitudes, aunque repartidas entre dos proyectos eólicos y dos solares que totalizan 540 MW de capacidad, pero que competirán por 201 MW a 311 MW en el mecanismo de asignación “Referencial A” (posibilidad de curtailment de hasta 8% hasta que se ejecuten las obras de transmisión correspondientes). 

• PE Los Alamitos – 161 MW 
• PS Hunuc I – 2 presentaciones por 280 MW
• PS Achiras – 50 MW 
• PE Achiras III – 49 MW

Por el lado de RP Global es la compañía con más potencia solicitada en esta ronda del Mercado a Término, dado los 906,2 MW diferenciados entre dos parques eólicos y dos fotovoltaicos (pidió un mínimo a adjudicar de 324 MW entre las cuatro centrales), todos destinados al mecanismo “Ref. A”. 

El mayor proyecto presentado por la compañía es Yuncon, de 541 MW de capacidad eólica a instalar en la provincia de Neuquén (corredor de Comahue), seguido por el PE Paulina (145 MW), PS Raigones (130 MW) y PS La Toma (90,2 MW).

RP Global presentó el proyecto Gaucho de más de 6 GW de electrolizadores para producir hidrógeno verde en Argentina

WESOLAR es otra de las compañías que manifestó su interés con cuatro plantas renovables que oscilan 236 MW de potencia solar (con un mínimo requerido ante CAMMESA de 115 MW).

La peculiaridad es que sus parques Surya I (31 MW), Surya II (80 MW), Kairós I (15 MW) y Kairós II (110 MW) compiten tanto para el MATER Pleno (sin restricciones) como aquel con curtailment de hasta 8%, todos en la región Centro – Cuyo – Noroeste Argentino. 

Mientras que Genneia, la primera compañía en lograr 1 GW de potencia renovable instalada en Argentina, cierra este listado con tres emprendimientos que alcanzan 256 MW de capacidad. 

Aunque cabe aclarar que no toda esa potencia tendrá prioridad de despacho en este llamado, dado que mediante sus centrales solares San Juan Sur (120 MW) y Agua del Toro – San Rafael Etapa III (100 MW) y eólica Villalonga III (36 MW) solicitó un mínimo de 22 MW hasta un máximo de 136 MW. 

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La semana pasada, el Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil prorrogó la Subasta de Nueva Energía A-5 hasta el viernes 22 de agosto (inicialmente estaba pautada para el 25 de julio) y reabrió el proceso de inscripción de proyectos.

Si bien la convocatoria sólo habilitó a participar a proyectos hidroeléctricos de 1 a 50 MW de potencia (nuevos o ampliación de centrales existentes), desde el sector renovable solicitan que el gobierno también permita la competencia de las tecnologías solar y eólica.

La Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) envió una carta al ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, destacando la “necesidad” de garantizar la igualdad entre las fuentes de generación, reforzar la competitividad e incentivar la reducción del precio final al consumidor. 

“La inclusión de la fotovoltaica en la subasta aumenta la competitividad entre las tecnologías participantes , aportando más competitividad a las licitaciones, lo que puede traer tarifas más baratas para la población”, sostuvo la directora técnico-regulatoria de ABSOLAR, Talita Porto.

“Sería crucial promover la sostenibilidad y tarifas asequibles, además de impulsar la generación de empleos verdes, fortalecer la economía y la seguridad del suministro eléctrico en Brasil”, afirmó el presidente ejecutivo de ABSOLAR, Rodrigo Sauaia.

Por el lado de la Asociación Brasileña de Energía Eólica y Nuevas Tecnologías (ABEEólica), también se contactarán con la entidad encargada de la cartera energética nacional por el mismo motivo, a fin de incentivar la demanda de nuevos proyectos de generación. 

“Hemos hecho los cálculos y puede haber una demanda razonable, por eso vamos a pedir al Ministerio que entre en la A-5”, informó Elbia Gannoum, presidenta ejecutiva de ABEEólica, a través de sus redes sociales al referirse a la crisis a la que se enfrenta el sector y la búsqueda de nuevas demandas. 

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

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

“Estamos iniciando un movimiento para despegar [y] se empiezan a firmar contratos, pero esto tendrá efecto en dos años”, comentó Gannoum.

Antecedentes de la convocatoria

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

En aquel entonces, hubo tres ganadores eólicos: Baraúnas IV (41,58 MW), Baraúnas XV (48,51 MW) y AW SÃO JOÃO (25,2 MW), que representan una inversión de R$ 623.870.610 para una garantía física total de 57,5 MWmed, bajo un precio que va de R$ 175 a R$ 178 (descuento de 17,59% para las dos etapas de Baraúnas y de 36,42% para AW SÃO JOÃO).

Mientras que por el lado solar, se adjudicaron 200 MW de potencia en cuatro proyectos, a un precio promedio de R$ 171,41 por MWh, siendo la tecnología más económica de la convocatoria y repitiendo ese estatus como fuente más barata desde 2019. 

Además, según datos de ABSOLAR, desde 2012, el segmento atrajo más de R$ 72700 millones de nuevas inversiones y más de 510000 empleos verdes; sumado a que las centrales fotovoltaicas utility scale ya operan en todos los estados de Brasil, con liderazgo, en términos de potencia instalada, en la región Nordeste, con el 53,09 % de representación, seguida por la región Sudeste, con el 45,88 %, Sur, con el 0,47 % , Centro-Oeste (incluido el Distrito Federal), con el 0,29 % y Norte, con el 0,27 %.

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En los últimos años, el precio de la electricidad en Colombia ha crecido a un ritmo sin precedentes, impulsado por diversos factores estructurales y económicos. Entre 2021 y 2024, según un reporte de Corfi, las tarifas residenciales aumentaron un 15,3% anual en promedio, marcando el mayor incremento en 23 años.

Además, el impacto del precio de la electricidad en la inflación total se duplicó en el periodo postpandemia, representando el 6,1% de la inflación entre 2021 y 2024, frente al 3,6% de periodos anteriores.

Este contexto ha llevado a que empresas y consumidores busquen alternativas energéticas más eficientes y sostenibles, aumentando la demanda por autogeneración y generación distribuida. En diálogo con Energía Estratégica,

Juan Camilo López, CEO de Erco Energy, explica cómo la compañía ha sabido capitalizar este contexto y se ha consolidado como uno de los actores más relevantes del sector. Con una estrategia de expansión agresiva, la compñía proyecta inversiones por 349 mil millones de pesos este año y prevé duplicar su capacidad instalada.

«Nos hemos preparado por años para abordar las oportunidades del sector. Hoy estamos en un momento clave, donde los precios de la energía están muy altos y la oferta es limitada. Esto hace que la generación distribuida sea una solución estratégica para las empresas que buscan independencia energética», sostiene López Llano.

El crecimiento de Erco Energy es notable: según los dichos de López, en 2023, la empresa cerró con 47 MW de proyectos propios y realizó instalaciones por 97 MW para terceros. Para este año, su meta es triplicar su capacidad de generación, con un plan de inversiones que asciende a 349 mil millones de pesos (unos USD85 millones) y una ventas como grupo de 798 mil millones de pesos (unos USD195 millones) entre sus líneas de comercialización, generación y construcción de proyectos.

Desde su creación, Erco Energy ha evolucionado hacia un modelo de negocio que abarca toda la cadena de valor en energía renovable. La compañía no solo desarrolla e instala proyectos de generación distribuida y centralizada, sino que también opera, mantiene, genera y comercializa energía.

«Hemos construido una integración muy interesante: Erco Generación, Erco Comercialización y Erco EPC. Esto nos permite optimizar eficiencias, diversificar nuestra presencia en el mercado y afrontar retos con mayor flexibilidad», explica el CEO.

Actualmente, la empresa cuenta con 900 colaboradores y ofrece soluciones tanto para el sector residencial como industrial y comercial. Su objetivo es seguir expandiendo su modelo de «energía digital», que combina generación renovable con herramientas tecnológicas avanzadas para la gestión del consumo.

El impacto de la regulación y los incentivos tributarios

La estabilidad regulatoria en Colombia ha sido clave para el crecimiento del sector de generación distribuida y autoconsumo. Las leyes 1715 y 2099 han permitido que tanto grandes consumidores como residencias puedan acceder a esquemas de generación propios con incentivos financieros atractivos.

«La regulación en autoconsumo funciona bastante bien y es balanceada entre operadores de red, distribuidores y clientes. No hay subsidios cruzados, lo que garantiza la sostenibilidad del sistema», sostiene López Llano.

Entre los beneficios tributarios que han favorecido la viabilidad financiera de los proyectos, el ejecutivo destaca:

• Exención de IVA y aranceles en equipos de generación renovable.
• Depreciación acelerada en tres años, mejorando la rentabilidad de los proyectos.
• Deducción del 50% de la inversión adicional a la depreciación, lo que permite que grandes empresas optimicen su carga fiscal.

Gracias a estos incentivos, el retorno de inversión en proyectos de autoconsumo se ubica entre dos y cuatro años, dependiendo del perfil del consumidor y la zona del país.

Retos del sector y nuevas oportunidades

A pesar del crecimiento sostenido, López Llano identifica desafíos clave que el sector debe enfrentar para seguir avanzando. Entre ellos, menciona:

• El acceso a conexiones eléctricas: la alta demanda de nuevos proyectos ha generado congestión en los operadores de red, extendiendo los tiempos de aprobación y conexión.
• Las tasas de interés: el financiamiento ha sido un obstáculo temporal debido a las tasas elevadas, lo que ha reducido el margen de ahorro energético para algunas empresas.
• Los retos ambientales y sociales en proyectos de gran escala, que requieren procesos más largos de aprobación y consulta con comunidades.

Por otro lado, el sector se prepara para una nueva tendencia: los generadores distribuidos off-site, que permitirán a los usuarios comprar energía de plantas que no estén conectadas directamente a sus centros de consumo siempre y cuando estén ubicadas en su región dentro del mismo operador de red.

«Es un modelo similar al de Brasil, donde generadores distribuidos de hasta 5 MW venden energía directamente a clientes finales. Si la regulación avanza este año, será una gran oportunidad para dinamizar el mercado», anticipa el CEO de Erco Energy.

Una apuesta ambiciosa para 2024 y más allá

Con un pipeline de proyectos robusto, una estructura empresarial sólida y el respaldo de un marco regulatorio estable, Erco Energy se consolida como un actor clave en la transición energética de Colombia.

«El objetivo para este año es instalar al menos 120 MW propios, seguir creciendo en comercialización y fortalecer nuestra posición como la empresa de energía digital líder en el país», concluye López Llano.

A medida que el país enfrenta desafíos en la oferta de energía para los próximos años, el rol de empresas como Erco Energy será determinante para garantizar el acceso a soluciones energéticas sostenibles y competitivas.

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El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil aprobó la actualización del Plan de Concesiones de Transmisión de Energía Eléctrica (POTEE) para este año, que define las instalaciones y obras prioritarias para la expansión del sistema de transporte eléctrico y que deben ser otorgados (autorizados o licitados) por la Agencia Nacional de Energia Elétrica (ANEEL)

El plan elaborado por la Secretaría Nacional para la Transición Energética y de Planificación tiene un horizonte de planificación de seis años, alineado con la identificación de nuevas necesidades sistémicas.

La instalación estratégica de este equipo tiene como objetivo incrementar la seguridad eléctrica del Sistema Interconectado Nacional (SIN), mejorando el aporte de energía reactiva, el desempeño dinámico de la región y la inercia del sistema. 

Y dados estos beneficios, el MME catalogó la implementación de compensadores como una necesidad inmediata. Por lo que la actualización del POTEE incluye tres nuevos compensadores sincrónicos en la región Nordeste del país, obras que se detallan a continuación:

• SE 500 kV Açu III, en el estado de Río Grande do Norte
• SE 500 kV João Câmara III, en Río Grande do Norte
• SE Macapá, en la unidad federativa de Macapá

“La iniciativa refleja el trabajo continuo de planificación del sistema de transmisión, realizado por el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) y por la Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Estos estudios identifican demandas sistémicas que requieren ampliación y refuerzos”, dijo durante el acto de presentación el ministro de Minas y Energía de Brasil, Alexandre Silveira.

Los tres nuevos compensadores sincrónicos se suman a un amplio listado del Plan de Concesiones que ya cuenta con más de 75 proyectos de transporte eléctrico que fueron considerados “urgentes” y “necesarios” por parte del gobierno de Brasil en el último lustro.

Incluso, a finales del año pasado, la EPE publicó una nueva nota técnica que evalúa la capacidad del sistema de transmisión en la región Nordeste en el que identificó entre 3,9 y 8,35 GW de capacidad de transmisión para proyectos de hidrógeno en el nordeste de Brasil.

La entidad evaluó el margen para la integración de H2 a lo largo de 8 puntos de interconexión en 500 kV (Parnaíba III, Pecém III, João Câmara III, João Pessoa II, Suape II, Messias, Porto Sergipe y Camaçari II), en base al historial de protocolos de acceso de los consumidores gratuitos a la Red Básica registrados en el MME y para los estados en los que aún no ha habido ninguna solicitud de acceso. 

A lo que se debe añadir que para los años 2025 y 2026 están previstas tres subastas de transmisión, que pudieran contener las obras mencionadas, con el objetivo de mantener la eficiencia y competitividad en la subasta.

Puntualmente, el MME decidió que durante el presente año sólo se realizará una licitación en el mes de octubre. Mientras que en 2026, las convocatorias deberían celebrarse en los meses de abril y octubre; aunque aún resta definirse los pormenores de esas subastas. 

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Consorcio Alto Gualtallary, consorcio de viñedos en Mendoza -a través de sus  administradores LGE Grupo Consultor – y 360Energy, líder en generación de energía  solar en Argentina, anuncian la firma de un acuerdo de suministro de energía renovable  (PPA, por sus siglas en inglés) por un total de 3 GWh anuales durante los próximos 60  meses. Este hito marca el primer contrato de energía renovable firmado por  Consorcio Alto Gualtallary, reafirmando el compromiso del consorcio con la  sostenibilidad y la transición hacia fuentes de energía limpias. 

Actualmente, el Consorcio Alto Gualtallary está conformado por 40 parcelas en 2,5  hectáreas. La energía generada por 360E y adquirida por LGE, es el recurso energético  necesario para el funcionamiento de bodegas de alto renombre como Zuccardi, Norton,  Familia Millán, Riccitelli, y un hotel de la cadena Marriott. El Consorcio destinará la energía  para abastecer un proceso fundamental: la extracción de agua para regar los viñedos. 

Con este acuerdo, el Consorcio cubre el 65% de su demanda energética, dando un paso  fundamental en su estrategia de reducción de emisiones de carbono. 

El volumen de energía contratado equivale a 1.350 toneladas de CO2e que no se emitirán  a la atmósfera cada año. De esta forma, garantiza que su producción vitivinícola – reconocida a nivel nacional e internacional– se lleve a cabo con un menor impacto  ambiental. 

Por qué Consorcio Alto Gualtallary y LGE Grupo Consultor eligieron a  360Energy 

El suministro de energía renovable provendrá principalmente del Complejo Solar La Rioja,  operado por 360Energy. Este complejo integra los parques solares fotovoltaicos La Rioja I,  II y III, recientemente puestos en funcionamiento. Como fuente complementaria, se  aprovechará la energía generada por el parque solar Cañada Honda IV, ubicado junto a  Cañada Honda I, este último reconocido por ser el primer parque solar a gran escala  instalado en Argentina cuando 360Energy lo inauguró en 2012. 

LGE seleccionó a 360Energy como su primer proveedor de energía renovable gracias a su  sólida trayectoria y liderazgo en el mercado. A través de los programas Genren, RenovAr y  MATER, 360E es una de las empresas más activas en el sector solar fotovoltaico. 360E ha  construido y opera 6 Parques Solares propios ubicados en las provincias de San Juan, La  Rioja y Catamarca, actualmente se encuentra en etapa de construcción de nuevos parques  solares en Argentina, Brasil y México. 

La capacidad de 360Energy para ofrecer soluciones personalizadas y garantizar una  gestión eficiente del suministro fue otro factor determinante en la decisión. “Seleccionamos a 360Energy no solo por su liderazgo en la industria, sino también por su  entendimiento de nuestras necesidades específicas como consorcio vitivinícola. Este  acuerdo es el primer paso de una transformación que impulsará nuestra competitividad y  reducirá nuestra huella ambiental”, expresó Ariel Embiglio, portavoz de LGE, administrador  del Consorcio.  

Compromiso con la sostenibilidad y el futuro 

360Energy, que actualmente opera 6 parques solares en el país, celebra este acuerdo como  una muestra del creciente interés del sector privado por la adopción de energías  renovables. “Estamos orgullosos de ser parte del camino hacia la sostenibilidad del  Consorcio Alto Gualtallary, un gran proyecto en marcha que representa lo mejor de la tradición vitivinícola argentina. Este acuerdo no solo refuerza nuestro liderazgo en el  mercado, sino que también refleja la confianza de las empresas en nuestra capacidad para  entregar soluciones energéticas sostenibles, confiables y escalables”, afirmó Maximiliano  Ivanissevich, Director de Asuntos Corporativos de la generadora.  

Con esta alianza, Consorcio Alto Gualtallary, LGE Grupo Consultor y 360Energy  demuestran que la unión entre la tradición y la innovación puede ser un motor para el  cambio. Estas organizaciones se comprometen a seguir avanzando en sus objetivos de  sostenibilidad y a promover un futuro más limpio y respetuoso con el medio ambiente.  

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En enero de 2025, Risen Energy, líder global en soluciones de energía solar, recibió la visita de su CEO, el Sr. Terry, acompañado por la Sra. Susan, Asistente Ejecutiva, el Sr. Bob Hao, Global Sales, y el Sr. Lei, Subgerente General de BESS. La presencia de la comitiva en la unidad brasileña refuerza el compromiso de la compañía con el mercado brasileño y latinoamericano, destacando su relevancia en el escenario global de soluciones en energía renovable.

La agenda, que se extendió por dos semanas, tuvo como objetivo principal el alineamiento de las estrategias para 2025, garantizando sinergia entre la matriz china y el equipo local, y llevando a cabo reuniones estratégicas con clientes y socios, con el fin de fortalecer relaciones y explorar nuevas oportunidades.

Otro punto destacado fue el alineamiento de las soluciones de Risen Storage, una de las grandes apuestas de la fabricante para este año. Con un enfoque en soluciones de almacenamiento de energía mediante baterías, estas alternativas representan un hito en la estrategia de Risen Energy para atender a las crecientes demandas de tecnologías que integren eficiencia energética y sostenibilidad, ofreciendo opciones robustas para el sector energético.

“Estamos comprometidos en impulsar la transición energética en toda América Latina, y la presencia de nuestro CEO demuestra la importancia que otorgamos al mercado brasileño. Nuestro objetivo es continuar ofreciendo soluciones de vanguardia y fortaleciendo nuestra relación y compromiso con nuestros socios estratégicos para garantizar un crecimiento sostenible en toda la región”, afirmó Ricardo Marchezini, Country Manager de Risen Energy Brasil.

Con un portafolio amplio de productos y soluciones innovadoras, Risen Energy sigue siendo una de las mayores empresas del sector de la energía renovable, comprometida en contribuir a un futuro más limpio y eficiente. La ocasión no solo reafirma ese compromiso, sino que también establece un hito en el plan de expansión de la compañía para 2025.

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El 26 y 27 de febrero, el Hotel Emperador de Buenos Aires se convertirá en el centro del debate sobre el futuro de las energías renovables con la llegada del FES Argentina 2025. Con la participación de más de 500 líderes del sector, el evento abordará temas estratégicos en un momento clave para la industria, donde se esperan definiciones sobre la actualización del MATER, nuevas obras de transporte eléctrico y la licitación de 500 MW en sistemas de baterías.

Uno de los momentos más esperados del evento será la conversación destacada del Día 2, el jueves 27 de febrero a las 11:40 am, donde dos de los principales referentes del sector analizarán el presente y futuro del mercado energético argentino. Martín Brandi, CEO de PCR, y Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, compartirán su visión sobre las oportunidades y desafíos de la transición energética en el país. La conversación será moderada por Gastón Fenés, CEO de FES/Strategic Energy Corp, quien guiará el debate en torno a la evolución del sector, las inversiones necesarias y el papel de las energías renovables en la matriz energética nacional.

El diálogo entre los líderes de YPF Luz y PCR será clave para comprender el rumbo del mercado en un escenario donde las energías renovables ganan protagonismo. YPF Luz, una de las compañías más importantes en generación renovable en Argentina, ha desarrollado proyectos eólicos y solares de gran escala, consolidándose como un actor clave en la transición energética. Por su parte, PCR, con una fuerte presencia en energía eólica, ha sido un referente en el impulso de nuevos desarrollos en el sector.

La participación de estos CEOs en FES Argentina 2025 refuerza el carácter estratégico del evento, que congregará a las principales empresas del sector y a funcionarios de primer nivel para discutir las tendencias y desafíos de la industria. Además de los paneles especializados, el evento ofrecerá espacios de networking, donde se facilitarán acuerdos que impulsarán la transición energética en Argentina.

Entre las actividades exclusivas, el evento contará con un desayuno VIP el segundo día, donde los asistentes podrán establecer contactos estratégicos y analizar oportunidades de inversión en almacenamiento y energías renovables en el Cono Sur.

En un contexto donde la actualización del MATER y la licitación de 500 MW en sistemas de baterías marcarán el futuro del mercado, FES Argentina 2025 se posiciona como el evento más relevante de la región para definir el rumbo de la transición energética. La visión de los CEOs de YPF Luz y PCR será fundamental para entender los desafíos y oportunidades que enfrenta el sector en los próximos años.

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YPF Luz continúa su crecimiento en el sector energético argentino con un ambicioso plan de expansión renovable por el que prevé alcanzar más de 1 GW de capacidad limpia en el corto plazo, apostando por la diversificación de fuentes y el desarrollo de nueva infraestructura conectada al SADI. 

“La perspectiva como compañía es continuar creciendo en potencia instalada, con proyectos renovables y térmicos eficientes, siempre considerando el mejor lugar para la optimización de los recursos y el transporte eléctrico disponible”, destacó Jorge Ravlich, gerente de Negocio Eléctrico de YPF Luz. 

“Después de 11 años de crecimiento sostenido y una capacidad instalada que supera los 3,3  GW y un pipeline de 5 GW, tenemos una visión estratégica a largo plazo donde nos posicionamos como viabilizadores de las demandas energéticas de diferentes sectores”

Con una capacidad instalada que supera los 3,3 GW y un pipeline de 5 GW, la empresa se posiciona como un actor clave en la transición energética del país, aportando soluciones innovadoras para sectores estratégicos como la minería, tanto de cobre como litio, o mismo la vinculación con el oil & gas. 

“Durante 2025, continuaremos con la construcción de proyectos como el Parque Eólico CASA y el  Parque Solar Fotovoltaico El Quemado, con los que superaremos los 3,8 GW de potencia  instalada total, de los cuales más de 1 GW serán renovables (625 MW ya están operativos)”, afirmó Ravlich. 

Entre los principales proyectos en construcción se encuentran el Parque Eólico CASA y la central solar El Quemado. El primero, ubicado en el predio de Cementos Avellaneda, contará con nueve aerogeneradores y alcanzará una potencia instalada de hasta 63 MW, con parte de su producción destinada al autoabastecimiento de la cementera y el resto comercializado en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).  

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

Además, YPF Luz evalúa la incorporación de almacenamiento en baterías como una alternativa para mejorar la estabilidad de la red y optimizar el despacho de energía, considerando los nuevos modelos de negocio a nivel sectorial, 

El gerente de Negocio Eléctrico explicó que este interés y el análisis de los sistemas BESS se debe a la reducción significativa de los precios de las baterías, que podría repercutir en ventanas de oportunidad en el corto y mediano plazo.  

Y cabe recordar que de esos nuevos negocios es la licitación 500 MW de baterías que lanzó la Secretaría de Energía de la Nación; sistemas a instalarse en las redes de Edenor y Edesur para resolver la situación crítica de algunos puntos del área metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y evitar cortes eléctricos en los veranos futuros. 

Por otro lado, a principios de año la compañía firmó un acuerdo estratégico con Central Puerto para avanzar conjuntamente en el estudio y desarrollo de una línea de alta tensión de aproximadamente 140 kilómetros con origen en la Estación Transformadora (ET) Puna, que potencialmente podría ampliarse hasta  350 km de extensión.

El objetivo es conectar al SADI las demandas del sector minero y de las comunidades locales en las zonas del Salar de Pastos grandes y del Salar del Hombre Muerto (provincias Salta y Catamarca), a la par de una posible ampliación hasta el Salar de Carachi Pampa en Catamarca.  

Este esfuerzo conjunto implicaría una inversión de entre $250 y $400 millones de dólares, dependiendo del alcance final de la obra, que de acuerdo a estimaciones de la Corporación Financiera Internacional (miembro del Grupo del Banco Mundial, implica la intención de llegar a 400 MW (700 MW de potencial), ofreciendo suministro energético competitivo principalmente de origen renovable.

“El  desafío de las generadoras implica estar preparadas para asumir cambios, adaptarse y encontrar  nuevas soluciones energéticas que sean cada vez más eficientes a nivel operativo”, subrayó Ravlich. 

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El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil modificó las fechas para la realización de la nueva licitación para la compra de energía eléctrica a empresas de nueva generación, denominada Subasta de Nueva Energía “A-5” de 2025.

A través de la Ordenanza Normativa MME N° 101/2025, introdujo cambios en los lineamientos de la convocatoria, entre los que prorrogó la apertura de ofertas hasta el viernes 22 de agosto (inicialmente estaba pautada para el 25 de julio).

Mientras que el proceso de inscripción de proyectos fue reabierto y los titulares interesados finalmente tendrán tiempo hasta las 12 horas del día 10 de marzo del corriente año para anotar su participación. 

En tanto que la publicación de la nota técnica correspondiente a las cantidades de la capacidad remanente del Sistema Interconectado Nacional (SIN) para el flujo de la generación deberá ser publicada antes del 25 de abril.

Por lo pronto, el suministro de energía eléctrica a clientes regulados se mantiene bajo los mismos plazos y, por ende, comenzará el 1 de enero de 2030, por un período de 20 años. 

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

Cabe recordar que la particularidad de esta convocatoria es que sólo podrán participar proyectos hidroeléctricos de 1 a 50 MW de potencia, ya sea nuevos o aquellos destinados a la ampliación de centrales ya existentes.

Incluso, recientemente se dio a conocer que Brasil volvió a batir récords de cara a la Subasta de Nueva Energía A-5, ya que en el primer registro se anotaron 225 centrales hidroeléctricas por un total de 2884 MW de capacidad, siendo mayor volumen de proyectos de esta tecnología para este tipo de convocatorias públicas:

• Pequeñas centrales hidroeléctricas (entre 5 MW y 30 MW por proyecto) tuvieron el mayor interés con 173 inscripciones por 2487 MW
• Hidráulicas de potencia instalada reducida (<5 MW) – 45 emprendimientos por 128 MW.
• Centrales hidroeléctricas (+50 MW o de 5-30 MW que no califiquen como PCH por el tamaño del embalse) – Se anotaron 7 plantas por 269 MW de capacidad. 

De este modo, la actual licitación superó la edición A-5 del 2022, en la que se registraron 90 proyectos de esta fuente de generación (1516 MW) y en la que finalmente se adjudicaron 12 centrales de esta índole por 175,46 MW de potencia, con una garantía física (GF) vendida de 101,570 MWmed, a un precio que osciló entre R$ 275,40 y R$ 279,54 por MWh. 

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La transición energética es hoy un tema de prioridad global. Un dato de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) revela que el 32% de la fuerza laboral global en el sector de energías renovables son mujeres.

En un momento en el que la sostenibilidad y la innovación tecnológica requieren mentes brillantes, sin distinción de género, la Primera Cumbre de Energía Powered by Women, que se llevará a cabo el 11 y 12 de marzo en la Universidad de los Andes, busca tomar acción para cambiar esta realidad en Colombia.

La cumbre contará con la participación de figuras de alto nivel, como Fanny Guerrero, Experta Comisionada de la CREG; Alexandra Hernández, Directora Ejecutiva de SER Colombia; María Nohemí Arboleda, Gerente General de XM; y María Fernanda Suárez, Ex Ministra de Minas y Energía, junto a representantes del sector financiero, académico e industrial. También incluirá mesas de discusión con expertos internacionales, paneles con líderes de las principales empresas de energía y un espacio exclusivo de Networking para generar alianzas estratégicas.

Este evento sin precedentes en la industria reunirá a los principales actores del sector energético para abordar los desafíos de la transición energética, la integración de energías renovables, la regulación el financiamiento de proyectos y la innovación tecnológica, pero lo más importante abrirá la discusión sobre el papel fundamental de la diversidad, la inclusión y la equidad de género en la toma de decisiones estratégicas.

«Cuando comencé en este sector, miraba a mi alrededor y veía a muy pocas mujeres. Hoy somos más, pero aún falta mucho camino por recorrer. No podemos esperar 130 años para cerrar las brechas de género. La energía del futuro necesita de todas las voces, de todas las mentes brillantes que quieran aportar. Este evento no es solo una conversación, es una declaración de que estamos aquí para transformar el sector«, enfatizó Natalia García, CEO de Enermant, creadora de Empoderadas y promotora del evento.

Pero esta cumbre no es solo para mujeres. Es un espacio para todos quienes está comprometidos con la consecución de la equidad material de género, de pasar de los planes, metas y buenas intenciones a los hechos y resultados en términos de equidad; también es un espacio para los tomadores de decisiones que entienden que el futuro del sector energético depende de una visión plural e inclusiva.

Empresarios, inversionistas, reguladores y académicos tendrán la oportunidad de intercambiar ideas, identificar oportunidades y definir la hoja de ruta hacia un sector más eficiente y sostenible.

El futuro de la energía se decide aquí. La Primera Cumbre de Energía Powered by Women será el epicentro de las conversaciones este 11 y 12 de marzo en la Universidad de los Andes.

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Atlas Renewable Energy se prepara para un 2025 clave en su estrategia de expansión y consolidación en el mercado chileno de energías renovables, luego de un 2024 en el que cerró acuerdos estratégicos con actores del sector industrial y minero.

“Durante los próximos meses esperamos energizar el proyecto stand-alone BESS del Desierto, de 800 MWh cuya construcción se encuentra en etapa final”, aseguró Alfredo Solar, regional manager Chile y Cono Sur de Atlas Renewable Energy, en diálogo con Energía Estratégica. 

Dicho proyecto fue anunciado en agosto de 2024, y será el primero de baterías stand-alone de la compañía, con las instituciones financieras BNP Paribas y Crédit Agricole Corporate and Investment Bank, con quienes cerraron un acuerdo por 289 millones de dólares para su desarrollo y construcción. Y una vez finalizado, se convertirá en uno de los mayores de su tipo en Latinoamérica.

El proyecto suministrará energía a EMOAC, tras un importante acuerdo firmado entre la filial comercializadora de energía de COPEC y la propia Atlas, lo que permitirá almacenar energía durante las horas de mayor generación solar y reinyectarla en momentos de alta demanda. 

“También esperamos cerrar el financiamiento de nuevos proyectos híbridos, iniciando la construcción de ambas centrales que en conjunto representan más de 450 MW solares y más de 1600 MWh de almacenamiento de energía”, complementó Alfredo Solar.

“Buscamos mantener nuestra consolidación como un actor clave en storage, desarrollando y construyendo infraestructuras híbridas que combinen tecnología solar con sistemas BESS, permitiendo gestionar eficientemente la sobreproducción de energía durante el día y su uso óptimo en horario nocturno”, agregó. 

Esto se enmarca principalmente en la apuesta que ha hecho la compañía por los sistemas BESS, cerrando contratos con clientes que permitirán alcanzar más de 1 GW de capacidad en los próximos años en el país. 

Asimismo, los objetivos para 2025 incluyen la expansión como aliados de nuevas industrias emergentes con altas necesidades energéticas. En este sentido, cerró su primer contrato con un data center en Chile, a través de un acuerdo con ODATA, empresa de Aligned Data Centers, lo que permitirá suministrar energía 100% renovable y certificada bajo el estándar internacional I-REC.

Creación de un Mercado de Transacción de Vertimientos 

Durante 2024, Chile enfrentó un problema estructural que impacta directamente la eficiencia del sistema eléctrico: el vertimiento de energía renovable alcanzó un récord de 6 TWh, lo que representó un aumento del 121% respecto a 2023, según cifras de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA). 

Este fenómeno evidenció la necesidad de contar con infraestructura de transmisión e implementar soluciones que permitan gestionar de manera eficiente la energía producida y evitar pérdidas significativas para los generadores. 

«Considerando que las restricciones de transmisión han llegado para quedarse, es importante que se comiencen a discutir nuevas alternativas para mitigar este complejo escenario, por lo que proponemos la creación de un Mercado de Transacción de los Vertimientos”, indicó Alfredo Solar. 

“Esta propuesta se basa principalmente, en la transferencia de curtailment entre actores que están en la misma zona del sistema, donde un acuerdo comercial entre ambos permitiría que uno inyecte a cambio de que el otro incremente su restricción, lo que facilitaría que el mercado opere, siendo inocuo para el resto de los coordinados del sistema”, explicó. 

Además, se convertiría en una herramienta complementaria al desarrollo de sistemas de almacenamiento, los cuales también juegan un papel clave en la mitigación de este fenómeno, más aún en un año clave para definir el futuro rumbo de la política energética de Chile, con el inicio de las campañas presidenciales (elecciones en noviembre) y una agenda que deberá abordar la regulación del sector eléctrico. 

Por lo que desde Atlas Renewable Energy instan a que las autoridades consideren mecanismos como el Mercado de Transacción de Vertimientos, junto con nuevas reglas de despacho y remuneración de los PMGD, para garantizar que el país pueda seguir avanzando en su liderazgo en energías renovables sin que la sobreproducción se convierta en una limitante para su crecimiento.

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Enero, pleno verano, fue el mes elegido por más de 65 mil consumidores brasileños para la instalación de micro y mini sistemas de generación distribuida de energía eléctrica (MMGD), lo que resultó en un aumento de 725 megavatios (MW) de potencia instalada, íntegramente proveniente de paneles solares fotovoltaicos.

Un total de 112 mil unidades consumidoras comenzaron a aprovechar el excedente de energía generada por los propios consumidores en el primer mes del año, según datos recopilados por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) con base en informaciones enviadas por las distribuidoras de energía. A través de la micro y mini generación distribuida (MMGD), los consumidores brasileños generan su propia electricidad, a partir de fuentes renovables o cogeneración calificada, y liberan el excedente de generación en la red de distribución de energía para su uso en los horarios en que no están generando.

São Paulo fue el estado que se destacó el mes pasado, tanto en número de sistemas instalados como en potencia: entraron en operación 13.463 plantas, totalizando 122 MW. Goiás fue el segundo estado en términos de expansión de potencia en MMGD en enero, con 76 MW, seguido de Minas Gerais, con 75 MW. En número de instalaciones, Minas Gerais quedó en segundo lugar, con 5.343 nuevas plantas, seguido de Rio Grande do Sul, con 4.877 instalaciones. La ciudad del país con mayor crecimiento en el mes fue Campo Grande/MS, con 1.112 plantas.

Capacidad MMGD en Brasil se acerca a 37 GW

Según ANEEL (datos del 17/02/2025), Brasil tiene 3,28 millones de sistemas conectados a la red de distribución de electricidad, con una potencia instalada cercana a los 36,90 gigavatios (GW). Aproximadamente 4,91 millones de unidades de consumo utilizan los excedentes y créditos de energía generada en los sistemas instalados.

Los consumidores residenciales representan el 79,63% de las plantas en operación (2,6 millones), el 69,01% de las unidades que utilizan créditos MMGD (3,39 millones) y el 49,04% de la capacidad instalada (18,10 GW). El comercio representa el 10,08% de las plantas (330,12 mil), el 18,53% de las unidades que utilizan créditos de MMGD (910,32 mil) y el 28,69% de la capacidad instalada (10,59 GW). Y la clase rural representa el 8,61% de las plantas en operación (281,99 mil), el 9,97% de las unidades que utilizan créditos de MMGD (508,03 mil) y el 13,77% de la capacidad instalada (5,08 GW).

La MMGD puede provenir de microgeneración, cuando la energía es producida por una planta generadora con potencia instalada de hasta 75 kilovatios (KW), o de minigeneración distribuida, con potencia superior a 75 kW y menor o igual a 3 MW (pudiendo ser de hasta 5 MW en situaciones específicas, en los términos de los incisos IX y XIIII y del Párrafo Único del art. 1 de la Ley nº 14.300/2022).

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A través de la Resolución CREG 070 de 2025, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ha establecido una regulación histórica que permitirá a los grandes consumidores de energía compartir su infraestructura eléctrica con las empresas distribuidoras. Esta medida busca mejorar la calidad del servicio de energía eléctrica en el país y ampliar la cobertura en zonas que actualmente enfrentan dificultades en el suministro, especialmente en regiones apartadas y de difícil acceso.

Gracias a esta resolución, se podrán aprovechar las redes eléctricas ya existentes, propiedad de grandes consumidores industriales o comerciales, para optimizar la distribución de energía y hacer más eficiente el uso del sistema eléctrico nacional. Esto no solo permitirá reducir costos operativos, sino también llevar energía confiable a comunidades que históricamente han sufrido por un servicio deficiente o inexistente. Un ejemplo claro son las comunidades de Uribia y Manaure, en el departamento de La Guajira, donde esta medida podría marcar un antes y un después en la calidad de vida de sus habitantes.

Además de mejorar la cobertura y la calidad del servicio, esta resolución fomentará nuevas inversiones en el sector eléctrico. Al permitir que las redes de propiedad de grandes consumidores sean utilizadas para conectar generación y demanda, se viabilizarán proyectos que refuercen el sistema de distribución y promuevan la integración de energías renovables. Esto es especialmente relevante en un momento en el que el país está avanzando hacia una transición energética más sostenible.

La Resolución CREG 070 también introduce ajustes y ampliaciones a las reglas existentes, permitiendo el uso de activos de conexión de propiedad de usuarios no regulados (grandes consumidores) para integrar generación y demanda al Sistema Interconectado Nacional (SIN). Esto significa que las redes privadas podrán ser utilizadas de manera más flexible, siempre y cuando se garantice que el servicio cumpla con los estándares de calidad exigidos por la normativa vigente.

En este sentido, las empresas distribuidoras tendrán la responsabilidad de asegurar que el servicio de energía eléctrica cumpla con los parámetros de calidad establecidos. En caso de fallas o interrupciones prolongadas, los usuarios finales podrán recibir compensaciones, lo que garantiza un servicio más confiable y transparente para todos los ciudadanos.

El director de la CREG, Antonio Jiménez, destacó que esta actualización normativa responde a las necesidades reales de muchas comunidades que han enfrentado problemas crónicos de suministro de energía. «La CREG ha trabajado de la mano con expertos, usuarios, empresas del sector y entidades gubernamentales para expedir esta medida. Con ella, buscamos garantizar que la implementación de este modelo sea efectiva y genere un impacto positivo en la calidad de vida de los ciudadanos, especialmente en aquellas regiones que más lo necesitan», afirmó Jiménez.

En resumen, la Resolución CREG 070 de 2025 representa un avance significativo en la regulación del sector eléctrico colombiano. No solo promueve un uso más eficiente de la infraestructura existente, sino que también abre la puerta a nuevas inversiones y proyectos que fortalecerán el sistema de distribución en todo el país. Además, esta medida contribuirá a cerrar las brechas de cobertura y calidad en el servicio de energía, llevando electricidad confiable a comunidades que históricamente han estado en desventaja.

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El 26 y 27 de febrero, el Hotel Emperador de Buenos Aires se convertirá en el epicentro del debate energético en Argentina con la llegada del FES Argentina 2025. Más de 500 líderes del sector participarán en el evento más importante de hispanoamérica en energías renovables, en un contexto donde la industria espera definiciones sobre la actualización de los mecanismos del MATER, nuevas obras de transporte eléctrico y la licitación pública de 500 MW en sistemas de baterías.

Uno de los puntos más destacados será el desayuno de networking exclusivo para pases VIP del día 2 (Jueves 27 de febrero), centrado en las oportunidades de inversión en almacenamiento y energías renovables en el Cono Sur.

ENTRADAS DISPONIBLES

La participación de Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLADE, aportará una visión estratégica sobre la integración energética regional y su impacto en el desarrollo de proyectos renovables. Junto a él, Itziar Aránguiz, Jefa de Monitoreo y Regulación del Mercado Eléctrico del Ministerio de Energía de Chile, ofrecerá un análisis profundo sobre la evolución regulatoria en Chile y sus implicancias en las inversiones en almacenamiento y energía solar.

El Viceministro de Minas y Energía de Paraguay, Mauricio Bejarano, compartirá las perspectivas de su país respecto al crecimiento del mercado eléctrico y la integración de energías renovables en su matriz energética. La discusión será moderada por Gastón Fenés, CEO de FES/Strategic Energy Corp, quien aportará su experiencia en la promoción de inversiones en el sector energético de América Latina. Este panel exclusivo promete un intercambio de alto nivel sobre el futuro de las energías renovables en el Cono Sur, en un momento clave para el mercado regional.

La calidad de los asistentes y el enfoque en las tendencias emergentes del mercado consolidan al FES Argentina 2025 como una plataforma indispensable para quienes lideran la industria de energías renovables en la región.

ENTRADAS DISPONIBLES

Espacios para networking

Además de los paneles especializados, el evento se destaca por sus espacios de networking, donde se congregarán representantes de las empresas más importantes del sector y funcionarios de primer nivel, promoviendo acuerdos estratégicos que aceleran la transición energética en Argentina. En un contexto donde se esperan definiciones sobre el MATER y la licitación de 500 MW en sistemas de baterías, el FES Argentina 2025 se posiciona como un evento clave para influir en la agenda energética del país.

Con la participación de más de 500 líderes del sector, el FES Argentina 2025 será el espacio central para debatir el futuro de las energías renovables y explorar oportunidades de inversión en almacenamiento en el Cono Sur.

Próximos eventos FES

Future Energy Summit (FES) ya anunció la gira de eventos de este año. Luego de Argentina, la gira continuará en México, el 11 de marzo, con FES México, y el 2 y 3 de abril el en Hotel Intercontinental de Santo Domingo Republica Dominicana, se llevará a cabo FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluarán la realidad del mercado y de la región.

Cabe destacar que los encuentros cuentan con espacios exclusivos de networking.

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

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El Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) de Chile respaldó la reducción del umbral de potencia conectada de 500 kW a 300 kW, permitiendo que entre 5.000 y 8.000 nuevos clientes puedan acceder al mercado eléctrico libre. ACEN anticipa nuevos desafíos y oportunidades en la transición hacia un mercado más competitivo y sostenible.

El Ministerio de Energía de Chile modificó la Resolución Exenta N° 58/2024, que rebaja límite de capacidad instalada para optar a ser cliente libre de 500 kW a 300 kW, y eliminó la expresión “por empalme asociado al suministro de cada usuario final”.

La misma ya había sido advertida por múltiples entidades del sector, quienes remarcaron que la frase condicionaba el acceso al mercado libre, y que estiman que debería haber algún mecanismo mediante el cual se pudiera agregar empalmes para ser cliente libre.

“Eso agregaba un nuevo requerimiento que no estaba en la ley, pero no se puede cambiar la ley por medio de una resolución”, explicó Eduardo Andrade, secretario ejecutivo de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN), quien enfatizó que la corrección normativa simplemente retrotrae la situación a lo establecido originalmente por la regulación.

“Es decir que la frase que estaba en la resolución original era una limitante que no estaba en la ley y lo que hace la nueva resolución es retrotraer a lo que dice la ley. Entonces, no innova frente a lo que la regulación señalaba y que era lo que pretendía ser esta resolución que está siendo modificada ahora por esta nueva resolución”, agregó. 

Según estimaciones de ACEN, la rebaja del límite de potencia permitirá que entre 5.000 y 8.000 nuevos usuarios ingresen al mercado libre, representando entre 1,5 y 2 TWh de demanda energética que podrá abastecerse con energías renovables, firmar contratos de suministro más flexibles y promover nuevas inversiones en generación y comercialización. 

Esto representa una transformación importante en el ecosistema energético chileno, impulsando una mayor competencia y eficiencia en la contratación de energía por fuera del segmento no regulado. 

Y si bien la resolución que establece el nuevo umbral entró en vigor en diciembre de 2024, su impacto no será inmediato. De acuerdo con la regulación actual, la migración de clientes regulados a libres requiere un año. 

“Es decir que recién veremos resultados a partir de 2026. Ya van a madurar las iniciativas para hacer campañas de difusión, de informar a los potenciales clientes libres sobre los beneficios y los riesgos que significa ser cliente libre”, aseguró Andrade. . 

En este período, las comercializadoras y empresas suministradoras iniciarán una etapa de captación de clientes, promoviendo la conveniencia de migrar a un esquema de contratación más flexible.

“Esperamos que ocurra algo similar a lo que pasó cuando el umbral se fijó en 500 kW, cuando alrededor del 90% de los clientes regulados eligieron migrar al mercado libre”, proyecta el secretario ejecutivo de ACEN. 

No obstante, consideró que en esta ocasión la tasa de conversión podría ser ligeramente inferior, ya que algunos clientes regulados podrían no ver atractivo el cambio debido a diferentes factores como costos energéticos más bajos, falta de interés o percepción de riesgo en la fluctuación de precios. 

Para reducir estas barreras, Andrade remarcó la importancia de generar un trabajo de difusión sobre los beneficios de la migración, asegurando que más empresas comprendan las oportunidades que implica ser cliente libre.

Objetivos a futuro

El sector energético sigue impulsando nuevas transformaciones, a tal punto que un de los objetivos de ACEN es continuar reduciendo el umbral de potencia conectada, con la meta de alcanzar 100 kW en el mediano plazo. 

Además, la modificación de la ley de distribución es otro de los debates que se avecinan. Aunque el Ministro de Energía señaló en 2024 que la reforma ingresaría en marzo de 2025, el proceso legislativo se vislumbra complejo por las elecciones presidenciales de fin de año. 

“Bajar el límite a 300 kW fue un avance significativo, pero el objetivo sigue siendo ampliar la competencia y permitir que más clientes puedan elegir su proveedor de energía”, sostuvo Andrade.

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Genneia refuerza su posición de liderazgo en el sector energético, con el 19% del total de la potencia instalada renovable, consolidando su compromiso con el desarrollo sostenible y la transición hacia una matriz energética más limpia.

Según los datos surgidos de CAMMESA, durante el 2024, Genneia generó un total de 3.898.993 MWh de energía solar y eólica. Esta cantidad equivale al consumo de aproximadamente casi un millón de hogares, y es así como la compañía reafirma su rol activo en la generación de energías limpias, evitando la emisión de más de 1,73 millones de toneladas de dióxido de carbono a la atmósfera en el pasado año.

Noviembre se destacó como el mes de mayor generación, con un registro total de 393.520 MWh y el Parque Eólico Madryn, el parque más grande de Argentina, fue el centro operativo de Genneia con mayor registro en el año, al alcanzar 937.077 MWh de energía limpia. De este modo, Genneia continúa posicionándose como líder en el mercado renovable alcanzando el 19% del total de la potencia instalada, conformada por un 21% de la generación de la energía eólica y el 12% de la energía solar.

La compañía se destaca no solo por su capacidad de generación energética, sino también por su sólido liderazgo en financiamiento sostenible. En 2024, emitieron con éxito 4 Obligaciones Negociables (ON) Verdes por un monto total de US$ 142 millones, acumulando más de US$ 850 millones desde 2021, un claro testimonio de su fortaleza en el ámbito de las finanzas sostenibles.

En este contexto, la compañía aseguró un financiamiento de US $100 millones a diez años, con el apoyo de instituciones financieras internacionales, en pos de avanzar en nuevos proyectos solares en el interior del país. Este respaldo destaca el rol preponderante frente a los bancos de desarrollo del exterior.

Con la entrada en operación del Parque Eólico «La Elbita» (162 MW) en Tandil, Genneia alcanzó un hito significativo en su desarrollo energético, al sumar este proyecto como su octavo parque eólico y el más grande de la compañía en la región. De esta manera, refuerza su posición estratégica en el sector, elevando la potencia instalada total a 1.166 MW. Con este logro, la empresa continúa en su plan de ampliación de su cartera de centros renovables, que incluye 8 parques eólicos y 3 solares.

Además, la confianza de las empresas en Genneia sigue creciendo. Actualmente, más de 50 clientes corporativos de diversas industrias forjaron alianzas con la compañía, fortaleciendo su compromiso con la descarbonización de sus operaciones y consolidando a Genneia como un aliado estratégico en la transición hacia una economía de bajas emisiones. La mirada de las empresas, además, asume la eficiencia y competitividad de sus operaciones.

Con la mirada puesta en 2025, Genneia avanza con nuevos proyectos que duplicarán su capacidad de generación solar. De esta manera, continúan trabajando para seguir liderando el camino en el sector, integrando innovación y sustentabilidad en cada uno de sus proyectos, manteniendo su vocación de continuar liderando el sector.

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El Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de Chile sigue recibiendo solicitudes de tramitación ambiental por parte del sector energético, de tal modo que se presentaron 16 nuevos proyectos con almacenamiento a lo largo del primer mes del 2025.

Las centrales (híbridas o stand alone) suman 2031 MW de potencia y hasta 6813 MWh de capacidad de almacenamiento a instalar en el país, por inversiones cercanas a MMUSD 2518 entre las regiones de Antofagasta, Atacama, Coquimbo, Maule, Ñuble, O’Higgins, Valparaíso, y el Área Metropolitana de Santiago. 

Entre los proyectos presentados, el de mayor capacidad es Kanut, que planea instalar un sistema de almacenamiento (SAE) con baterías de 1.906 MWh y 381 MW. Su infraestructura incluye una subestación elevadora de 33/220 kV, una línea eléctrica soterrada de 220 kV y un complejo de 380 baterías, distribuidas en 76 centros de transformación y 2.280 inversores.

Otra iniciativa relevante es BESS Las Cañas, con una capacidad de 1.600 MWh y 400 MW. Este sistema basado en litio ferrofosfato (LFP) permitirá almacenar energía durante cuatro horas para su posterior inyección en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

En tercer lugar se encuentra el SAE BESS y Línea de Transmisión Melipilla, que proyecta 922,76 MWh de almacenamiento y 120 MW de potencia. Su diseño contempla una Línea de Alta Tensión de 220 kV y 230 metros de longitud, facilitando la conexión con la red eléctrica de la Región Metropolitana.

Le sigue BESS Mila, que propone 798 MWh de storage y 150 MW de potencia nominal en la Región de Atacama. Su infraestructura considera 51 unidades de batería, cada una equipada con dos contenedores BESS de 7,9 MWh y un transformador de media tensión.

También figura Beltrán BESS, con 150 MW y 837 MWh de capacidad de almacenamiento, repartido entre 310 contenedores de 40 pies, diseñados con módulos de hasta 2.700 kWh por unidad, además de sistemas auxiliares de protección y control.

Mientras que en el caso de BESS Lena, tendrá una capacidad estimada de 800 MWh, compuesto por 101 unidades de baterías con configuración de 2 contenedores de 7,9 MWh por unidad. La instalación estará conectada a la subestación Carrera Pinto 220kV, a través de una línea de transmisión de 3,58 km en 220kV.

Otro de los desarrollos destacados es BESS Polpaico, con 332 MWh de capacidad y 300 MW de potencia, conectado a la Subestación Polpaico mediante una línea de transmisión de 500 kV y 1.598 km de longitud.

Siguiendo la línea de los proyectos de gran escala se encuentran en evaluación “Lagunillas”, que propone 250 MW de storage por cuatro horas, mediante un sistema BESS complementado por una central fotovoltaica; como también “La Estancilla” que prevé 45 MWh de almacenamiento junto a  250 MW de potencia solar operativa. 

Por su parte, “SAE y Transmisión Yate” y “SAE y Transmisión Ollagüe” comparten características similares, con 200 MWh de storage y 40 MW de potencia cada uno, aunque a instalarse en la región de Maule y O’Higgins, respectivamente. 

Mientras que los parques de mediana y baja escala son los siguientes:

• PS El Prado, con 11,46 MW de capacidad fotovoltaica y un sistema de baterías de litio distribuidas en 18 contenedores marítimos de 40 pies.
• PS Gaviota Solar está diseñado como un proyecto PMGD, con 18 MWp fotovoltaicos y 120 MWh de almacenamiento. 
• PS Cotinga es la propuesta de menor capacidad en evaluación, con un storage de 3,44 MWh y 9 MW solares, inyectando la energía generada en la red local mediante una línea de 15 kV.

La creciente cantidad de solicitudes ambientales demuestra el interés de inversionistas y desarrolladores en la implementación de sistemas de almacenamiento, alineados con la necesidad de contar con una matriz energética más flexible y confiable, como también mitigar los elevados vertimientos renovables que se registran en Chile. 

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