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TERA Batteries valora muy positivamente su participación en Future Energy Summit (FES) Iberia 2026, como un espacio de referencia para analizar los retos y oportunidades que están redefiniendo el sector energético en Europa.

El encuentro permitió compartir visión con desarrolladores, inversores y actores industriales en un momento en el que la transición energética exige soluciones cada vez más maduras, eficientes y financieramente viables.

Uno de los mensajes clave del evento fue que la combinación de generación renovable y almacenamiento energético ya no es una tendencia futura, sino una necesidad presente.

El almacenamiento se consolida como el elemento que aporta gestionabilidad, estabilidad y competitividad al sistema eléctrico, especialmente en entornos industriales con alta exposición a la volatilidad del mercado.

Pero no basta con producir energía y almacenarla, sino que se deben diseñar sistemas inteligentes y eficientes, pero por encima de todo, financieramente viables que aporten eficiencia real a las empresas.

Una prueba de ello es que la ayudas FEDER apenas cubre en torno al 10% de la demanda de solicitudes de almacenamiento, lo que demuestra que el mercado va por delante de los mecanismos de apoyo público.

En este contexto, TERA desarrolla proyectos integrales, adaptados a las necesidades técnicas y económicas de cada cliente. A través de soluciones BESS para aplicaciones C&I y utility diseñadas para maximizar el autoconsumo, reducir picos de demanda, habilitar estrategias de arbitraje energético y ofrecer energía de respaldo.

«Nuestra propuesta aúna tecnología propia, sistemas avanzados de gestión (BMS y EMS), monitorización inteligente y soporte técnico durante todo el proceso de implementación y posventa», aseguraron desde la compañía.

Además, su condición de Servicio Técnico Oficial de CATL en Europa refuerza la propuesta de valor, aportando respaldo tecnológico, estándares internacionales de calidad y un profundo conocimiento en aplicaciones avanzadas de almacenamiento.

La transición energética requiere visión estratégica, colaboración y ejecución industrial. La participación en Future Energy Summit Iberia reafirma el compromiso de TERA con un modelo energético más eficiente, digital y sostenible, en el que el almacenamiento desempeña un papel central como activo técnico y económico.

La entrada TERA Batteries participó de FES Iberia y refuerza su apuesta por el almacenamiento se publicó primero en Energía Estratégica.

Future Energy Summit celebrará los próximos 4 y 5 de marzo una nueva edición de FES Argentina · Renewables & Storage en el Hotel Emperador de la ciudad de Buenos Aires, con transmisión en vivo a través de su canal oficial de YouTube. 

El encuentro convocará a las principales compañías del sector, funcionarios de primer nivel y cientos de ejecutivos en un ámbito donde se debaten tendencias y se generan espacios de networking estratégicos para el cierre de acuerdos.

¡ENTRADAS DISPONIBLES!

En este contexto, el almacenamiento con baterías se posiciona como uno de los ejes centrales de la agenda, dado que Argentina atraviesa un punto de inflexión marcado por licitaciones específicas, nuevas reglas de remuneración y una creciente participación de sistemas híbridos en el Mercado a Término (MAT), elementos que redefinen el rol del storage dentro del sistema eléctrico.

Un reciente primer hito fue la licitación AlmaGBA, la primera convocatoria exclusiva para sistemas BESS stand-alone en la historia del país, donde la respuesta del mercado confirmó el interés estructural por este segmento, dado que 14 empresas presentaron 27 proyectos que totalizaron 1346,9 MW de capacidad ofertada. 

Aunque finalmente se adjudicaron 713 MW repartidos en 12 proyectos en nodos críticos de las redes de Edenor y Edesur en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), a un precio promedio de USD 11.337 por MW-mes, movilizando más de USD 540 millones en inversiones, con plazos de entrada en operación de entre 12 y 18 meses.

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Este antecedente no solo permitirá atender restricciones en el AMBA, sino que estableció una referencia de precio y competitividad que impacta en las decisiones de inversión futuras. Incluso, a partir de ello, el Gobierno nacional prepara una nueva convocatoria denominada AlmaSADI, que buscaría incorporar entre 600 y 700 MW BESS en nodos críticos a nivel país. 

Si bien aún restan definiciones, entre ellas la eventual participación de CAMMESA como offtaker, el proceso es seguido de cerca por desarrolladores e inversores, dado que podría escalar el almacenamiento a una dimensión federal dentro del SADI.

En paralelo, la Resolución SE N° 400/2025 introdujo por primera vez un marco detallado de remuneración para centrales de almacenamiento, el cual las habilita a operar como demanda durante la carga y como generadores durante la descarga, percibiendo pagos en función de los costos marginales horarios ajustados por nodo. Además, incorpora la remuneración por Potencia Puesta a Disposición, siempre que se acrediten al menos cuatro horas de almacenamiento validado.

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El nuevo esquema también permite la participación en el Mercado a Término (MAT) tanto como compradores como vendedores, integrando al almacenamiento como un actor flexible plenamente coordinado por CAMMESA bajo el despacho económico. 

De todos modos, el mercado contractual ya refleja esta evolución, dado que En el segundo cuatrimestre de 2025 se adjudicó el parque FV Catamarca II de Solar Energy SA, que obtuvo 60 MW e incorporó un sistema BESS de 54 MW y 108 MWh en San José. Posteriormente, en el tercer cuatrimestre, se consolidaron esquemas híbridos como Catamarca II bajo una configuración de 60 MW / 240 MWh, junto con los proyectos Sierras Renovables I, II y III por 180 MW de ARN Tech Partner S.A., vinculada a EPEC de Córdoba, integrando generación y almacenamiento.

Asimismo, el proyecto PS Tocota III obtuvo 46 MW en el llamado adjudicado en 2026 correspondiente al último trimestre de 2025, incluyendo la adecuación de infraestructura de transmisión y la incorporación de un sistema BESS. Estos antecedentes muestran que el almacenamiento ya compite activamente dentro del MATER y no se limita a esquemas aislados.

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El contexto internacional refuerza esta dinámica. Según IRENA, los precios de almacenamiento cayeron 89% entre 2010 y 2023. El Costo Nivelado de Almacenamiento se ubica actualmente entre 140 y 300 USD/MWh, de acuerdo con la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía. En 2025, el costo promedio global de las celdas de ion-litio alcanzó los USD 74/kWh y los paquetes de baterías USD 34/kWh, totalizando USD 108/kWh, una reducción del 85% desde 2014.

Con una licitación adjudicada, una nueva convocatoria en preparación, un marco regulatorio específico, proyectos híbridos en expansión y una tendencia sostenida de reducción de costos, el almacenamiento se consolida como uno de los vectores estratégicos del sistema eléctrico argentino. 

En este escenario, FES Argentina · Renewables & Storage volverá a reunir a las empresas más relevantes del sector, autoridades gubernamentales y actores financieros en un ámbito donde se intercambian definiciones clave y se fortalecen relaciones comerciales que impactan directamente en el desarrollo de la transición energética.

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La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) puso en consulta el proyecto de resolución que definió el procedimiento aplicable para asignar capacidad de transporte a proyectos con obligaciones con el sistema o con trámites ambientales cumplidos. La iniciativa reglamentó la Resolución CREG 101 094 de 2025 y estableció ventanas de radicación, plazos estrictos y una evaluación eléctrica con horizonte de diez años.

El nuevo esquema impacta directamente a los proyectos adjudicados en las subastas de Cargo por Confiabilidad, particularmente de cara a 2029–2030, años en los que la demanda proyectada y la incertidumbre sobre el cumplimiento de FPO exigieron mayor coordinación entre generación y red.

Para Hemberth Suárez Lozano, abogado de OGE ENERGY, el procedimiento “busca resolver la ineficiencia y lentitud en la asignación de capacidad de transporte para proyectos de generación de energía”.

Además, sostuvo que se pretendió “dar claridad y certeza sobre los criterios técnicos en la evaluación y que no sean evaluaciones subrepticias sino transparentes”.

Uno de los puntos centrales fue si el nuevo modelo garantizó que los proyectos adjudicados pudieran conectarse oportunamente y cumplir sus obligaciones de energía firme. Al respecto, el directivo afirmó que mejora las probabilidades. Explicó que el esquema “establece ventanas, plazos y criterios claros para la radicación, evaluación y asignación de capacidad, priorizando a los proyectos con obligaciones adquiridas”.

Sin embargo, introdujo una advertencia clave: “la asignación está condicionada a la viabilidad técnica y a la ejecución de obras necesarias para eliminar restricciones en la red”. En efecto, el borrador contempló un proceso iterativo que incluyó revisión de información básica y complementaria, emisión de comentarios técnicos y eventual aprobación o negación del concepto de conexión, con un plazo máximo de cinco meses desde la radicación formal .

El concepto de conexión solo fue aprobado si la obra propuesta eliminó las restricciones identificadas y no generó nuevas afectaciones en el Sistema Interconectado Nacional. Incluso, la FPO del proyecto quedó supeditada a la entrada en operación de la infraestructura asociada, exigiendo que la subestación de conexión operara al menos tres meses antes que la planta .

Este diseño reconoció explícitamente la posibilidad de negar la capacidad de transporte. Frente a ese escenario, Suárez Lozano afirmó que este escenario es posible, pero que es muy baja su probabilidad de ocurrencia. La negativa procedió si la evaluación técnica concluyó que la obra no eliminó las restricciones o generó nuevas limitaciones en la red .

Desde la perspectiva financiera, el nuevo marco introdujo un elemento de certidumbre regulatoria. Según el abogado de OGE ENERGY, “la existencia de procedimientos y criterios claros puede dar mayor certeza a los financiadores sobre los pasos y requisitos para obtener la capacidad de transporte, lo que es positivo para el cierre financiero”. Para banca estructuradora y fondos de infraestructura, la definición de hitos concretos redujo el riesgo regulatorio, aunque mantuvo el riesgo técnico vinculado a obras de expansión.

Coordinación con subastas y riesgos hacia 2029–2030

El contexto del borrador respondió a la necesidad de agilizar la asignación de capacidad en un escenario donde la UPME advirtió presiones de demanda hacia 2029 y 2030 . En ese marco, la coordinación entre subastas y red adquirió relevancia estratégica.

Suárez Lozano consideró que “sería recomendable una mayor coordinación” entre el calendario de subastas y la disponibilidad real de capacidad de transporte. Una articulación más estrecha permitió “reducir el riesgo de adjudicar obligaciones a proyectos que no podrán conectarse a tiempo”, así como “optimizar la planificación de obras de expansión y refuerzo de la red”.

Asimismo, advirtió que esta coordinación ayudó a “evitar riesgos sistémicos de incumplimiento en los años críticos (2029-2030)”. La señal fue clara: la expansión de generación debió avanzar en paralelo con la expansión de transmisión y distribución.

El borrador también introdujo validaciones individuales de restricciones, análisis sistémico conjunto de proyectos viables y posibilidad de unificar obras cuando compartieran limitaciones comunes . Con ello, el regulador buscó reforzar la transparencia técnica y evitar discrecionalidad en la asignación.

En síntesis, el nuevo procedimiento no eliminaría el riesgo de conexión, pero lo ordenaría bajo reglas explícitas. Prioriza proyectos con obligaciones, establece plazos definidos y condiciona la capacidad a soluciones técnicas verificables. De cara a la segunda mitad de la década, la discusión dejó de ser solo cuánta generación se adjudica y pasó a centrarse en cuánta de esa capacidad podrá conectarse oportunamente sin comprometer la seguridad del sistema.

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Enel lanzó su Plan Estratégico 2026-2028 con una inversión bruta total de 53000 millones de euros, lo que representa 10.000 millones adicionales respecto al programa anterior, con una clara priorización del negocio renovable y de las redes en mercados con mayor dinamismo en demanda eléctrica.

Dentro de ese total, el grupo destinará más de 26000 millones de euros al negocio integrado, de los cuales alrededor de 20.000 millones estarán orientados a renovables, incrementando en aproximadamente 8.000 millones de euros la asignación frente al plan previo.

Entre 2026 y 2028, la compañía prevé incorporar aproximadamente 15 GW de nueva capacidad renovable, distribuidos en 9 GW de proyectos greenfield y 6 GW brownfield. Con esta expansión, la capacidad instalada total pasará de 68 GW estimados a finales de 2025 a más de 80 GW en 2028, consolidando una expansión orgánica en mercados estratégicos.

Más del 75% de la nueva capacidad estará compuesta por tecnologías eólicas y soluciones programables, incluyendo un rol relevante para sistemas de almacenamiento, “clave para mejorar la gestionabilidad del portafolio y acompañar la integración de generación variable”.

En términos geográficos, aproximadamente el 50% de la inversión en renovables se concentrará en Europa, mediante subastas reguladas, repotenciaciones e hibridaciones. El resto se asignará principalmente a Estados Unidos y otros países prioritarios, bajo contratos de largo plazo como los PPA, que garantizan previsibilidad de ingresos.

Este despliegue responde a un escenario de crecimiento estructural de la demanda eléctrica, impulsado por centros de datos, inteligencia artificial, automatización industrial, electrificación del transporte y recuperación manufacturera, con especial intensidad en Norteamérica.

Redes: 26000 millones para sostener la electrificación

El programa contempla además más de 26000 millones de euros en redes, reforzando la infraestructura para absorber nueva capacidad y sostener el crecimiento del consumo.

Del total previsto, alrededor del 55% se invertirá en Italia, más del 20% en Iberia y cerca del 25% en Latinoamérica, sujeto a previsibilidad regulatoria. Este esfuerzo permitirá que la Base de Activos Regulados (RAB) crezca desde aproximadamente 47.000 millones de euros en 2025 hasta 58.000 millones en 2028, un incremento del 22%.

La expansión de redes se posiciona como un habilitador central del crecimiento renovable, garantizando estabilidad operativa y mayor integración de almacenamiento.

La ejecución del programa se apoya en la solidez financiera alcanzada entre 2023 y 2025, período en el que el Grupo completó su plan de desinversión y redujo su deuda, situando el ratio Deuda Financiera Neta/EBITDA en 2,5x en 2025.

Durante el nuevo ciclo estratégico, el apalancamiento podrá incrementarse hasta aproximadamente 3,0x, nivel aún por debajo de la media sectorial, lo que permitirá liberar alrededor de 15.000 millones de euros adicionales para inversiones en geografías de mayor crecimiento.

Asimismo, más del 90% del EBITDA ordinario acumulado estimado en 74.000 millones de euros entre 2026 y 2028 provendrá de actividades reguladas o contratadas, incluyendo redes, generación bajo marcos regulatorios de largo plazo y contratos PPA con una duración media de ocho años, reforzando la estabilidad y previsibilidad del flujo de caja.

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Ángelo Victorino Alfaro Lombardi juramentó el 24 de febrero como nuevo ministro de Energía y Minas del Perú y asume en reemplazo de Jorge Luis Montero Requena, a menos de dos meses de las elecciones presidenciales previstas para el 12 de abril, tras las cuales el presidente electo asumirá funciones en julio.

La designación se produce en un escenario político dinámico y con una agenda energética exigente, dado que con menos de medio año por delante para la actual administración, la conducción del Ministerio de Energía y Minas (MINEM) deberá avanzar en definiciones técnicas que impactan directamente en inversiones de largo plazo y en la expansión del sistema eléctrico.

Alfaro Lombardi cuenta con más de 40 años de experiencia en el sector energético, especializado en planeamiento, gerencia y dirección de empresas vinculadas a generación, distribución y comercialización eléctrica. Su recorrido profesional incluye gestión de activos, reducción de pérdidas y ejecución de proyectos de inversión pública, áreas sensibles en un sistema que enfrenta crecimiento sostenido de la demanda.

Se desempeñó como gerente general de Electro Oriente S.A. en distintos períodos, empresa distribuidora con sede en Iquitos que opera en una de las zonas más complejas del país por su geografía y características del mercado.

Asimismo, figura en el registro de Osinergmin como supervisor habilitado en el rubro de electricidad, lo que refuerza su perfil técnico-regulatorio. Es ingeniero electricista por la Universidad Nacional del Centro del Perú y cuenta con estudios en Administración y Finanzas en ESAN y en la Pontificia Universidad Católica del Perú (Centrum), formación que combina capacidades técnicas con herramientas de gestión financiera.

En el plano político, no registra afiliación partidaria actual. Entre 2007 y 2017 estuvo afiliado al Partido Perú Posible. La información pública disponible sobre su trayectoria es limitada. En 2008 fue denunciado por el presunto delito de peculado en agravio de Electro Oriente S.A., durante su gestión como gerente general, antecedente que forma parte del registro público vinculado a su desempeño en la empresa estatal.

Su llegada ocurre en paralelo a la reconfiguración del Gabinete, donde Denisse Miralles asumió la Presidencia del Consejo de Ministros tras dejar el Ministerio de Economía y Finanzas, reemplazando a Ernesto Álvarez Miranda. Por lo que el recambio ministerial introduce una nueva etapa en la conducción económica y energética, en un contexto de alta sensibilidad para la inversión.

¿Cómo siguen otras áreas? Hasta el momento, el MINEM no ha anunciado quién ocupará el Viceministerio de Electricidad, posición estratégica para la implementación de las licitaciones y la planificación del sistema. El cargo registró cambios recientes, tras la salida de Francisco Mendoza De Luca y la posterior designación de Nilo Pereira Torres a inicios del corriente año.

El principal frente que deberá atender la nueva conducción del gabinete es la reglamentación pendiente de la Ley 32249, aprobada a inicios de 2025 con el objetivo de dinamizar las licitaciones de generación renovable. La norma establecía un plazo de 120 días para emitir los reglamentos correspondientes, pero a casi un año no existe definición oficial ni fechas concretas.

Durante la consulta pública, el borrador de los reglamentos recibió más de 1.000 comentarios, reflejo del alto interés del sector. A la fecha, solo dos de los tres reglamentos exigidos por la ley fueron prepublicados: el de licitaciones y el del operador independiente para sistemas aislados. Resta el correspondiente a servicios complementarios.

Uno de los puntos que analiza el mercado es el porcentaje de la demanda que será asignado a las licitaciones de largo plazo. Desde la industria sostienen que definir un volumen atractivo será determinante para captar el interés de inversionistas y garantizar competencia efectiva en las convocatorias.

La ausencia de mecanismos que establezcan con claridad la programación y condiciones de las próximas licitaciones podría mantener las barreras de acceso que hoy enfrentan desarrolladores que requieren contratos de largo plazo para estructurar financiamiento. En este escenario, la falta de definiciones regulatorias prolonga la cautela inversora.

Según la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR), existen 58 proyectos listos para avanzar, que totalizan 12,5 GW y más de US$12.000 millones en inversión potencial.

“Tenemos 58 proyectos listos para avanzar. Son 12,5 GW y más de US$12000 millones que podrían empezar a movilizarse con una señal clara del Gobierno”, enfatizó el referente de la SPR.

Ese volumen representa una oportunidad estratégica frente al crecimiento sostenido del sistema eléctrico. El sistema interconectado peruano se expande a razón de 500 MW anuales, y hacia 2030 requerirá entre 2,5 y 3 GW adicionales de nueva capacidad. Para 2035, la necesidad podría ascender a entre 5 y 7 GW, convirtiendo a la cartera renovable en un pilar clave para garantizar seguridad de suministro.

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RWE Renewables Iberia considera al almacenamiento energético como un eje central en su estrategia en España hacia 2030, con el objetivo de asegurar la disponibilidad de energía más allá de la intermitencia de las fuentes renovables.

“En el actual entorno, cada vez más dinámico, el almacenamiento juega un papel fundamental”, manifiesta el Managing Director, Robert Navarro, en diálogo con Energía Estratégica.

La compañía alemana ya desarrolla, construye y opera proyectos de baterías en Estados Unidos, Europa y Australia, y Navarro confirmó “Planeamos hacerlo también en España”, en línea con su estrategia global de respaldo a la generación limpia mediante tecnologías de respaldo y flexibilidad.

“El spread de precios del mercado en España es actualmente uno de los más altos de Europa, lo cual resulta muy atractivo a corto y medio plazo para las estrategias de arbitraje”, subrayó el ejecutivo.

No obstante, desde RWE son cautos respecto a la evolución futura de la rentabilidad. “Esta actividad se acabará canibalizando, a medida que los nuevos proyectos de almacenamiento entren en operación y se aplane la curva de precios”, advirtió Navarro. El análisis también se extiende a los mercados de ajuste, donde reconoce que podrían existir oportunidades, pero también un riesgo similar de saturación.

Ante este escenario, la compañía pone atención a otros factores que afectan la viabilidad de los proyectos. “La bajada de costes de las baterías que hemos observado últimamente es muy positiva, pero las incertidumbres que comentaba hacen que, en la práctica, sea difícil asegurar una rentabilidad suficiente para los proyectos sin ayudas o subvenciones”, afirmó Navarro. 

Entre esas ayudas, menciona explícitamente al Plan de Recuperación y los Fondos FEDER, considerados cruciales para impulsar la inversión en el corto plazo. Precisamente, uno de los proyectos relevantes en los que RWE ya participa es el de almacenamiento con financiación FEDER en Cataluña, que contempla un sistema de batería de 28 MWh. 

Esta iniciativa se inscribe dentro del esquema en el que se adjudicó 674 millones de euros a 81 proyectos en España, sumando más de 9.4 GWh de almacenamiento distribuido. 

A más largo plazo, la compañía identifica una nueva línea de ingresos potencial: “Los mercados de capacidad pueden también suponer una buena oportunidad”, señala Navarro. Estas plataformas podrían ofrecer pagos por disponibilidad de potencia firme, facilitando la estabilidad del modelo de negocio de las baterías.

Cabe recordar que el mecanismo de capacidad se encuentra en fase regulatoria a la espera de la aprobación por parte de Bruselas.

La estrategia de RWE en el país, definida para el período 2026–2030, no apunta a un crecimiento acelerado, sino inteligente. “Nos focalizaremos en proyectos que consideremos altamente atractivos y generadores de valor. No buscamos crecer mucho, sino crecer bien”, remarcó el directivo.

Actualmente, la compañía opera 493 MW de eólica terrestre y 249 MW de solar fotovoltaica, con participación minoritaria en una planta termosolar de 50 MW. A ello se suma un portafolio en desarrollo en distintas fases, incluyendo 86 MW en información pública y 6,2 MW con evaluación ambiental superada. También acaba de completar la repotenciación del parque eólico Muel, elevándolo a 19,8 MW.

Dentro del horizonte inmediato, RWE identifica una gran oportunidad en la repotenciación de parques eólicos antiguos, en un país donde más de 10 GW cumplirán 25 años. 

“Esto supone un enorme potencial, con las consabidas ventajas de reducción de máquinas y aumento muy significativo de la producción”, destacó Navarro.

En cuanto al futuro tecnológico, el ejecutivo proyecta que “la eólica terrestre y la solar fotovoltaica seguirán siendo las grandes protagonistas, con total seguridad”. 

Si bien reconoce que el PNIEC marca la hoja de ruta, considera que su “pleno cumplimiento a 2030 parece bastante complicado”.

Así, RWE combina prudencia financiera con ambición tecnológica, apostando por el almacenamiento como solución transversal y estratégica. La clave, según su visión, será avanzar con proyectos que combinen atractivo técnico, marco regulatorio adecuado y apoyo público, con el objetivo de construir un modelo resiliente y competitivo en el mediano y largo plazo.

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BGH Eco Smart analizó que el mercado solar atraviesa una fase de consolidación caracterizada por valores más alineados a la realidad y definiciones empresariales de largo plazo.

El mercado solar global ha llegado a un punto de inflexión. Lo que se anticipaba a finales del año pasado es hoy una realidad: la era de los paneles solares a precios artificialmente bajos ha terminado. La decisión del gobierno de China de eliminar los reembolsos del IVA a las exportaciones y reducir la capacidad de producción excedente ya impacta en las listas de precios internacionales.

Sin embargo, para el mercado argentino, este escenario presenta una paradoja positiva: nunca fue tan estratégico invertir en generación distribuida como en este Q1. En un contexto donde la seguridad energética y el ahorro a largo plazo son prioridades, la volatilidad coyuntural del equipamiento específico pasa a un segundo plano frente a la escalada de las tarifas locales.

1. Hacia un mercado de valores reales

La corrección de precios, que ronda el 20% en este primer trimestre, responde a una necesaria estabilización de la industria global. Durante años, la sobreoferta y los subsidios cruzados mantuvieron los costos por debajo de niveles sostenibles, provocando cierres de fábricas y una competencia desleal que afectaba la cadena de suministro.

“Lo que estamos viendo no es una crisis, sino un retorno a la racionalidad de los costos. Estamos saliendo de una etapa de precios subsidiados para entrar en un mercado de valores reales, donde lo que prima es la calidad tecnológica y la sostenibilidad de los fabricantes a largo plazo”, explicó Diego Simondi, director ejecutivo BGH Eco Smart.

2. La oportunidad argentina: Tarifas energéticas vs. Inversión solar

Si bien el CAPEX de los proyectos solares ha experimentado un ajuste al alza debido a los costos internacionales del silicio y la plata, la ecuación en Argentina sigue siendo sumamente favorable. Este aumento ubica los niveles de Capex a niveles de 2024/2023. La normalización en las tarifas de energía eléctrica y la quita de subsidios locales han encarecido el costo operativo de las industrias a un ritmo mayor que el de la tecnología fotovoltaica.

“Hoy la energía representa el 30% o más de los costos operativos en muchas industrias locales. Aunque el panel solar suba un porcentaje por cuestiones exógenas como la política fiscal china, el repago de la inversión sigue siendo atractivo porque el costo de no generar tu propia energía es mucho más alto”, señaló Diego Simondi, director ejecutivo BGH Eco Smart. 

Es importante destacar que este aumento del 20% en los módulos no se traslada linealmente al costo total de la obra. Su incidencia varía según la escala del proyecto:

• Residencial: El panel representa entre un 25% y 30% del costo total. Por ello, el impacto en el presupuesto final es apenas del 5% al 6%, dado que otros componentes como inversores y mano de obra tienen mayor peso relativo.
• Comercial: Con una incidencia de los módulos situada entre el 35% y 45%, el ajuste en el precio final de la instalación ronda el 8%.
• Industrial: En grandes obras, donde el panel es el componente dominante representando entre el 50% y 60% del presupuesto, el impacto del aumento puede alcanzar el 11%.

Este contexto refuerza la estrategia de BGH Eco Smart, que no solo se enfoca en la provisión de equipos, sino en modelos de negocio integrales. Ya sea mediante obras llave en mano o venta de energía (PPA) para grandes usuarios, la compañía absorbe la complejidad del mercado para entregar certidumbre.

3. Calidad y Almacenamiento: El nuevo estándar

El ajuste global también actúa como un filtro de calidad. El fin de los subsidios en origen desplaza a los fabricantes ineficientes, dejando en el mercado a los líderes tecnológicos que garantizan que las inversiones realizadas durante este año tengan un respaldo técnico superior.

A esto se suma el rol estratégico del almacenamiento. Con la reducción de incentivos a la exportación de baterías de litio programada para comenzar en abril y avanzar escalonadamente hasta 2027, este primer trimestre de 2026 se presenta como una «ventana de oportunidad» para integrar sistemas BESS (Battery Energy Storage System) antes de nuevos reajustes en la cadena de suministros.

“Estamos viendo un interés creciente en soluciones híbridas. Ya no se trata solo de bajar la factura, sino de garantizar calidad de red y potencia firme ante las inestabilidades del sistema. Las empresas que deciden hoy, se aseguran tecnología de punta antes de que la curva de precios de almacenamiento acompañe la tendencia de los paneles”, agrega el ejecutivo de BGH Eco Smart.

4. Planificación: La herramienta contra la especulación

A pesar de los titulares, el mercado de generación distribuida en Argentina no se detiene. Sectores clave como el agro y la industria manufacturera en Córdoba, Santa Fe y Buenos Aires continúan liderando la demanda.

La recomendación de BGH Eco Smart para el sector corporativo es clara: la planificación es la mejor defensa. Con la eliminación total de los reintegros chinos prevista para el cierre de este trimestre, las decisiones tomadas ahora permiten mitigar impactos, asegurar stock y fijar costos antes del próximo salto de precios.

Conclusión: La tecnología solar ha alcanzado una madurez tal que, incluso con estos ajustes, sigue siendo la fuente de energía más competitiva y rápida de desplegar. En BGH Eco Smart, el enfoque permanece en modelos flexibles que permitan a las empresas transformar este desafío global en una ventaja competitiva local.

Para más información sobre soluciones de energía inteligente:https://ecosmart.bgh.com.ar/

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FES Argentina · Renewables & Storage transita su etapa decisiva con cupos limitados y las últimas entradas Early Bird disponibles a sólo una semana de su realización. El encuentro tendrá lugar el 4 y 5 de marzo en Buenos Aires, en un momento clave para la redefinición del mercado energético nacional.

El evento convocará a CEOs, directivos, reguladores y líderes empresariales en la capital argentina durante dos jornadas enfocadas exclusivamente en renovables y almacenamiento. La disponibilidad reducida de tickets anticipa una convocatoria de alto nivel, en línea con el perfil ejecutivo que caracteriza a Future Energy Summit (FES).

¡ÚLTIMAS ENTRADAS EARLY BIRD!

Visto que se espera una gran convocatoria de más de 500 asistentes, FES comunica que hoy y mañana, 25 y 26 de febrero, son los últimos días para adquirir entradas Early Bird. 

Para quienes buscan una experiencia más completa, se encuentra disponible el acceso VIP, que incluye participación en todos los espacios de networking y el cocktail exclusivo para Partners & VIP. 

Por ende, todos los interesados en obtener ingresos regulares o VIP con descuento, pueden reservar su plaza exclusivamente mediante la web oficial de Future Energy Summit.

¡ÚLTIMAS ENTRADAS EARLY BIRD!

Entre los partners confirmados se encuentran Sungrow, JA Solar, CATL, Jinko, Genneia, 360Energy, Goldwind, PCR, Gamechange Solar, Coral Energía, SECCO, Vestas, Singsun, LH Energy, Solar DQD, FMO, SolarCleano, Flexgen, Marsh, Arctech, Kehua Tech y BLC Power Generation.

A ellos se suman APSystems, YPF Luz, TotalEnergies, Coarco, GCL, Aluar, Meteocontrol, Compet, Helius Energy, Akribis y Runco, reflejando la diversidad tecnológica y financiera que hoy estructura el mercado argentino.

La tercera edición de FES en el país se desarrollará en medio de una profunda transformación estructural del sistema eléctrico argentino, ya que la Resolución SE N° 400/2025 consolida el Mercado a Término (MAT) como mecanismo central de abastecimiento y establece que los distribuidores del MEM deberán cubrir la mayor parte de su demanda estacionalizada mediante contratos bilaterales, trasladando al mercado las decisiones de compra y venta de energía.

¡ÚLTIMAS ENTRADAS EARLY BIRD!

En paralelo, el segmento renovable mantiene su expansión. Argentina alcanzó los 7843 MW de potencia renovable instalada en el Mercado Eléctrico Mayorista, sin contabilizar grandes hidroeléctricas, con fuerte protagonismo eólico y solar. 

A su vez, el almacenamiento gana terreno como habilitador del nuevo esquema competitivo, impulsado por antecedentes como la licitación AlmaGBA, que adjudicó 713 MW en sistemas BESS, y a la espera del lanzamiento de la subasta AlmaSADI para alrededor de 600 – 700 MW de storage a nivel nacional.

En este contexto, FES Argentina · Renewables & Storage se posiciona como el espacio donde convergen regulación, inversión, financiamiento y desarrollo de proyectos. Por lo que la agenda combina visión institucional, estrategia empresarial y análisis técnico en un formato que prioriza el intercambio entre decisores a lo largo de toda la jornada.

¡ÚLTIMAS ENTRADAS EARLY BIRD!

Como en cada edición, el encuentro se distingue por paneles estratégicos y espacios continuos de networking en un entorno profesional, donde participan las empresas más relevantes del sector y funcionarios de primer nivel, generando un ámbito propicio para debatir tendencias y avanzar en modelos de negocio que impulsan la transición energética.

Con cupos limitados y la etapa promocional en su tramo final, la edición 2026 de Future Energy Summit en Argentina se prepara para congregar a cientos de representantes empresariales que definirán inversiones y alianzas estratégicas en una coyuntura clave para el país.

¡No deje pasar la oportunidad de asistir a FES Argentina y adquiera su entrada para el 4 y 5 de marzo! 

¡ÚLTIMAS ENTRADAS EARLY BIRD!

La entrada Recta final para FES Argentina 2026: quedan las últimas entradas Early Bird disponibles a sólo una semana del encuentro se publicó primero en Energía Estratégica.

El presidente de la Empresa Provincial Sociedad del Estado (EPSE) San Juan, Lucas Estrada, afirma que el sistema eléctrico argentino atraviesa un cambio estructural que modifica la lógica de inversión y operación, producto de los nuevos lineamientos establecidos por la Resolución SE N°400/25.

“Argentina tiene un mercado de potencia que no existía hasta hace un año atrás. Y para todos los usuarios de la red, tener potencia disponible a través de baterías se volverá cada vez más atractivo”, sostuvo durante un streaming llevado a cabo en conjunto entre Energía Estratégica y Gonvarri Solar Steel. 

Dentro de la nueva arquitectura del sistema, el almacenamiento recibe por primera vez un reconocimiento integral y los proyectos BESS centrales podrán actuar como demanda —cuando cargan— y como generación —cuando descargan—, percibiendo pagos en función de los costos marginales horarios ajustados por nodo.

Además, se establece una remuneración específica por Potencia Puesta a Disposición (PPAD), que reconoce la potencia neta real disponible para descarga siempre que la instalación cuente con al menos cuatro horas validadas. Y en caso que la disponibilidad sea menor, el pago será proporcional; y si no alcanza una hora completa, será nulo. 

Para el titular de EPSE, la incorporación formal del storage dentro del Mercado Eléctrico Mayorista no solo crea un nuevo segmento de negocios, sino que introduce herramientas para mejorar la eficiencia económica del sistema.

“Uno de los trabajos de las baterías, entre otros puntos, es tomar energía barata durante la madrugada e inyectarla en los picos de demanda para que los precios bajen y beneficien a los usuarios”, explicó.

Reviva el streaming «Energías renovables en Argentina: Oportunidades en el nuevo contexto de inversión»: https://www.youtube.com/watch?v=lydIm5bOaJA&t=1713s

En ese sentido, remarcó que el desarrollo de este nuevo entorno dependerá de reglas claras y la posibilidad de contar con un mercado horario, mercado del día después, lograr “instrumentos que tienen otros mercados maduros, por ejemplo, derechos de transmisión de potencia, más posibilidades de contractualizar”. 

“Los mercados a término que tenemos son mensuales, pero tenemos que evolucionar hacia un mercado horario para que el negocio sea más importante y fluya, y también para que los precios bajen”, planteó Estrada, reforzando la necesidad de profundizar la modernización.

Cabe recordar que Resolución SE N°400/2025 redefine el abastecimiento eléctrico al reemplazar el modelo centralizado administrado por CAMMESA por uno basado en contratación directa y competencia entre tecnologías.

El nuevo texto otorga al Mercado a Término un papel operativo central. A partir de su entrada en vigencia, los distribuidores deberán cubrir al menos el 75% de su demanda estacionalizada mediante contratos bilaterales, trasladando al mercado las decisiones de compra y venta y reduciendo la exposición a subsidios.

Y uno de los ejes centrales será la aplicación de señales de precios basadas en costos marginales horarios, que permitirán reflejar el verdadero valor de la energía en cada nodo del sistema. Para ello se establecerá un Factor de Spot Marginal Adaptado (FSA) como incentivo a un desarrollo equilibrado entre el mercado spot y el mercado a término.

Competencia entre solar y gas: el ejemplo de Texas

En ese marco, el presidente de EPSE señaló que la convivencia tecnológica es viable cuando existen señales de mercado consistentes. 

“No hace falta más que mirar los mercados que tienen gas renovable, por ejemplo, el Texas en Estados Unidos, donde conviven y compiten plenamente proyectos térmicos con la energía solar fotovoltaica y eólica”, concluye.

De esta manera, la reforma del MEM no solo habilita un nuevo segmento vinculado a la potencia y el almacenamiento, sino que sienta las bases para una competencia más eficiente entre fuentes, con impacto directo en precios, financiamiento y expansión del sistema eléctrico argentino.

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España activó dos reformas que redefinen el acceso a capacidad en un contexto de alta penetración renovable, creciente electrificación industrial y saturación estructural en distintos nudos de la red eléctrica.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) sometió a audiencia pública hasta el 20 de marzo de 2026 la resolución RDC/DE/003/25 que desarrolla los permisos de acceso flexibles para demanda .

En paralelo, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) impulsó el Proyecto de Real Decreto que actualiza los requisitos mínimos de diseño, equipamiento, funcionamiento y seguridad de las instalaciones conectadas a la red.

La señal es estructural: la capacidad deja de depender exclusivamente del refuerzo físico de infraestructuras y pasa a estar condicionada por la flexibilidad operativa y la robustez técnica del consumidor.

La CNMC define la capacidad de acceso flexible como aquella en la que no se garantiza el suministro todas las horas del año . En la práctica, implica que el consumidor acepta restricciones operativas a cambio de obtener potencia que, bajo criterios firmes tradicionales, resultaría inviable por congestión. Se abandona el paradigma de disponibilidad garantizada 8.760 horas y se introduce un esquema de suministro condicionado al comportamiento eléctrico.

Por lo que definió cuatro tipos de acceso flexible.

• El tipo 0, el más inmediato de implementar, funciona mediante patrones horarios definidos por el gestor de red (desde las 0.00 horas hasta las 7:59 horas. Desde las 11:00 horas hasta las 17:59 horas). Estos deberán garantizar una expectativa mínima del 62,5% de horas anuales de consumo , y fuera de esos intervalos no podrá absorberse energía asociada a la capacidad flexible. Se exige control mediante autómatas programables o relés inteligentes, y la distribuidora podrá desconectar la instalación ante incumplimientos. Este esquema habilita potencia en nudos saturados sin necesidad de ampliaciones físicas, trasladando la gestión de congestión al perfil de consumo. 
• El tipo 1 introduce un mecanismo vinculado a contingencias N-1, permitiendo operación normal pero con desconexión remota ante fallos de red. La tensión del punto de conexión es superior a 36 kV. En caso de desconexión, la reposición del suministro se realizará cuando se puedan garantizar los criterios de seguridad de la red.
• El tipo 2  aplica a todas las instalaciones de demanda incluidas las de almacenamiento en modo demanda, conectadas directamente a la red de distribución. La potencia asociada a la capacidad de acceso flexible de la instalación es superior a 1 MW. Cada instalación con permiso de acceso flexible tipo 2 tendrá las capacidades técnicas para poder recibir instrucciones del GRD cuando éste detecte
  incumplimientos en los criterios de seguridad de la red y para poder ejecutar la reducción de potencia asociada a su permiso de acceso flexible.
• El tipo 3 se dirige a consumidores conectados a la red de transporte, en el caso de instalaciones de demanda conectadas a infraestructuras de evacuación la gestión del permiso de acceso flexible se hará sobre la propia instalación de demanda, no en el punto
  frontera con la red de transporte.La capacidad de acceso flexible de la instalación es superior a 1 MW. Además, quedan excluidos suministros esenciales y demandas que no puedan permanecer más de 24 horas sin red . La flexibilidad deja de ser un atributo voluntario y pasa a ser la herramienta regulatoria para desbloquear capacidad.

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Piedra Grande, compañía argentina dedicada a la producción y comercialización de minerales industriales, firmó un acuerdo con PCR para el suministro de energía renovable destinada a sus tres centros operativos: Mercedes, Patagonia y NOA.

El contrato, con una vigencia de cinco años, contempla el suministro de energía limpia de origen renovable, que permitirá abastecer una parte significativa del consumo energético de las plantas industriales de Piedra Grande. La energía será provista desde los parques eólicos Mataco III y Vivoratá, ubicados en la provincia de Buenos Aires y operados por PCR.

Ariel Costanzo, director de Energías Renovables de PCR, destacó: “Este acuerdo con Piedra Grande refuerza el camino de crecimiento que venimos desarrollando en PCR como proveedores de energía renovable para el sector corporativo. Nos permite seguir demostrando que es posible ser competitivos y, al mismo tiempo, acompañar a las empresas en la transición hacia un modelo energético más sostenible”.

Por su parte, Leonardo Bevilacqua, gerente general de Piedra Grande, remarcó: “En Piedra Grande entendemos que el mundo es nuestra casa, y trabajamos cada día para que nuestra producción genere el menor impacto posible”.

Este acuerdo se enmarca en el compromiso de Piedra Grande con la sustentabilidad y la responsabilidad ambiental, y refuerza a su vez la estrategia de PCR de acompañar a empresas del sector industrial en su transición hacia modelos de producción más sostenibles.

Y cabe recordar que PCR en una empresa de capitales argentinos con más de 100 años de trayectoria en el país, especializada en petróleo & gas, energías renovables y cemento, que actualmente opera cuatro complejos de parques eólicos con una potencia total de 545 MW ubicados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis.

Es decir que PCR consolida su posición como uno de los jugadores más activos en el desarrollo de energía renovable en Argentina con más de 540 MW de potencia instalada entre proyectos eólicos y solares.

Y uno de sus más recientes hitos es la aprobación al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para su Parque Eólico Olavarría, una planta de 180 MW que construirá en alianza con ArcelorMittal, y que contempla, además, la instalación del parque, una serie de obras de repotenciación en la infraestructura de transmisión eléctrica, con intervenciones sobre las estaciones transformadoras de Olavarría y Ezeiza, lo que permitirá aumentar la capacidad de evacuación en la línea de 500 kV que conecta Bahía Blanca con Abasto.

A ello se debe añadir que, desde 2022 también se encuentra desarrollando proyectos de inversión en energía en Estados Unidos, siendo uno de ellos un  proyecto solar de 30 MW en Texas. 

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El el sector energético peruano enfrenta un escenario de alta incertidumbre regulatoria, a dos meses de las elecciones presidenciales y con un 30% del electorado aún indeciso (según la última encuesta de CPI). La reglamentación de la Ley N° 32249, el esquema de licitaciones para distribuidoras y el desarrollo del mercado de servicios complementarios quedan condicionados a un calendario político que podría redefinir prioridades entre abril y julio.

El nuevo presidente interino José Balcázar, proveniente de Perú Libre, ha enviado señales de estabilidad institucional. Según explicó Brendan Oviedo, socio del área de Energía y Cambio Climático de Hernández & Cía, el mandatario “quiere continuidad”. 

En esa línea, Balcázar designó a Hernando de Soto como presidente del Consejo de Ministros y ratificó en sus cargos a la ministra de Economía y Finanzas, Dennis Miralles, así como a otros integrantes del gabinete. Las autoridades jurarán hoy 24 de de febrero, en un intento por proyectar previsibilidad política y económica en medio del proceso electoral, y presentarán a todo el gabinete.

Sin embargo, el margen de acción es limitado. Restan siete semanas hasta los comicios y luego un período de transición hasta el 28 de julio hasta que asuma el presidente electo. En ese contexto, Oviedo advirtió: “Se moverán con mucha cautela, al menos hasta las elecciones, para justamente tratar de evitar cualquier tipo de situación que pudiese afectar los votos”..

La preocupación del mercado no se concentra únicamente en este tramo previo a la votación, sino en el período posterior. “A mí más me preocupa lo que podría pasar después… una vez ya hayan habido las elecciones, qué podría hacer el presidente en esos dos meses que faltan”, afirmó el especialista, en referencia al lapso entre abril y la asunción del nuevo Gobierno.

El proceso de reglamentación de la Ley 32249 es uno de los puntos más sensibles. La norma, destinada a dinamizar las licitaciones de suministro eléctrico por parte de las distribuidoras, abrió comentarios en abril del año pasado y ya habría recibido observaciones técnicas del sector. No obstante, aún no se publica el texto definitivo. “Yo personalmente no le veo mucha esperanza que se publique en este gobierno, aunque espero equivocarme”, reconoció Oviedo respecto a un avance inmediato.

Desde el punto de vista técnico, el documento debería estar consolidado. Sin embargo, la decisión política sobre su publicación, o una eventual nueva ronda de comentarios, dependerá del contexto electoral.

Cabe recordar que según Riquel Mitma, vicepresidente de la Sociedad Peruana de Energías Renovables (SPR), hay 58 proyectos renovables listos para avanzar por más 12.5 GW y más de US$12000 millones con “señales claras del gobierno”.

Además, Perú registra una cartera solar fotovoltaica amplia con 13116,1 MW en tramitación ambiental con Estudios de Pre-Operatividad aprobados, según un relevamiento realizado por Energía Estratégica en base a datos de Osinergmin, distribuidos en 65 proyectos. Sin embargo, solo 11 de ellos cuentan con concesión definitiva, lo que representa apenas 2,3 GW habilitados formalmente para avanzar a etapa de construcción.

Por otro lado, el mercado de servicios complementarios enfrenta un escenario incluso más incierto, según apuntan desde el sector..Este componente resulta estratégico para la integración de mayor capacidad renovable, ya que define señales económicas vinculadas a flexibilidad y respaldo del sistema.

En paralelo, el reglamento para la coordinación operativa en sistemas aislados —que habilitaría la participación del COES— estaría más avanzado y en etapa final dentro de la Presidencia del Consejo de Ministros.

Si bien el Perú mantiene una percepción de estabilidad macroeconómica, Oviedo advierte que el trasfondo estructural es la falta de continuidad institucional. “No solo no hay continuidad de los funcionarios públicos que tienen que tomar decisiones, sino tampoco hay un plan que establezca un cronograma con hitos claros, con objetivos”, analizól socio de Hernández & Cía.

En un contexto de recambios frecuentes de ministros, viceministros y directores generales, y ante la ausencia de una hoja de ruta formal, la ejecución normativa termina dependiendo de decisiones individuales, lo que genera mayor incertidumbre en el sector y dificulta la planificación de mediano y largo plazo.

En el frente electoral, las últimas encuestas posicionan a Rafael López-Aliaga, del partido Renovación Popular, al frente de la intención de voto, seguido por Keiko Fujimori y Carlos Álvarez, mientras que cerca del 30% de los votantes aún no decide su opción. Ese nivel de indefinición incrementa la cautela en el mercado energético, que aguarda señales sobre la orientación que adoptará la próxima administración respecto a licitaciones, planificación y reglas de mercado.

En definitiva, la definición presidencial no solo configurará el mapa político del país, sino que determinará la velocidad —o la postergación— de la agenda regulatoria energética. “El cambio de jugadores hace difícil que se mantenga el nivel del juego”, concluyó Oviedo.

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La contienda presidencial en Colombia se desarrolla en paralelo a dos decisiones estructurales para el sistema eléctrico colombiano: la subasta de contratos de largo plazo, que incorpora almacenamiento, y la de cargo por confiabilidad, instrumento central para garantizar firmeza y respaldo en la matriz.

Ambos mecanismos definirán el perfil de generación de la próxima década y condicionarán la percepción de riesgo del país. En este contexto, fuentes del sector consultadas por Energía Estratégica coinciden en que el eje del debate no debería ser ideológico sino técnico.

Entre los nombres con mayor visibilidad aparecen Iván Cepeda, Abelardo de la Espriella y Paloma Valencia. También se mencionan Mauricio Cárdenas, David Luna, Juan Daniel Oviedo, Sergio Fajardo y Claudia López, aunque la atención está puesta sobre los primeros tres.

Actualmente, el sector sostiene que ninguno de los principales aspirantes ha presentado una hoja de ruta detallada sobre cómo articular la expansión renovable, el BESS, la remuneración de capacidad y el rol del gas natural en la transición. Las propuestas públicas se concentran en conceptos generales —transición energética, reducción de emisiones o tarifas “justas”— sin profundizar en instrumentos regulatorios, señales económicas o esquemas de mercado.

El próximo gobierno asumirá con un sistema que proyecta posibles tensiones hacia 2027–2028, en un escenario donde la expansión solar avanza más rápido que la incorporación de capacidad firme. Sin almacenamiento masivo ni señales claras de potencia, la seguridad nocturna continuará dependiendo de hidráulicas y térmicas.

En paralelo, el diseño del cargo por confiabilidad será determinante para definir qué tecnologías recibirán señales de largo plazo. La discusión no es menor: allí se juega la remuneración de capacidad, la firmeza reconocida y la sostenibilidad financiera de nuevos proyectos.

Referentes del mercado advierten que el verdadero desafío será equilibrar el trilema energético: sostenibilidad ambiental, seguridad del suministro y asequibilidad tarifaria. Alterar ese balance con decisiones de corto plazo puede afectar la inversión y continuidad del servicio.

Actores consultados remarcan que la independencia de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) será clave para mantener decisiones técnicas alejadas de ciclos electorales. La claridad en reglas de capacidad, expansión de redes y tratamiento tributario impacta directamente en la bancabilidad de proyectos.

Para el capital internacional, la previsibilidad institucional pesa más que la orientación política. La inversión fluye hacia jurisdicciones con reglas consistentes y señales sostenidas en el tiempo.

En un momento en que el país define simultáneamente su marco contractual de largo plazo y su esquema de firmeza, el debate presidencial trasciende la retórica ambiental. El próximo mandatario no solo heredará una agenda de transición, sino también la responsabilidad de garantizar que las señales regulatorias permitan expandir la generación sin comprometer estabilidad ni competitividad.

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Grenergy ha firmado con una utility internacional con calificación crediticia Investment Grade por Moody’s, un acuerdo pionero en el mercado español: un tolling financiero a 10 años para su proyecto stand alone en Oviedo.

El tolling financiero tendrá una duración de diez años y entrará en vigor en enero de 2028. Grenergy será responsable de la operación y la gestión del trading de las baterías.

Oviedo, considerado el proyecto insignia de Greenbox en España, contará con una capacidad de 150 MW / 600 MWh (equivalente a 4 horas de almacenamiento). Ya ha comenzado su construcción en un terreno previamente destinado a uso industrial, situado junto a la subestación eléctrica de La Estrecha, en La Corredoria, lo que permitirá una conexión directa y eficiente a la red. La compañía prevé que el proyecto entre en operación durante el primer semestre de 2027.

España se consolida como uno de los mercados estratégicos para Grenergy en los próximos años. En el país, la compañía desplegará de forma simultánea proyectos de almacenamiento stand alone e iniciativas de hibridación, reforzando así su posición como referente en la transición energética europea.

Greenbox

Este acuerdo supone un nuevo impulso al despliegue de Greenbox, la plataforma de almacenamiento stand-alone en Europa que la compañía presentó en su último Capital Markets Day, celebrado en mayo de 2025 en Londres.

Con un pipeline total de más de 30 GWh en baterías stand-alone, Greenbox se consolida como una de las principales plataformas de almacenamiento en Europa. Para lograrlo, la compañía está trabajando en los mercados clave donde ya tiene presencia: Polonia (con un pipeline de 5 GWh), Rumanía (7 GWh), Alemania (3 GWh), Italia (5,8 GWh), España (6 GWh) y Reino Unido (4 GWh).

La compañía se ha adjudicado recientemente contratos de capacidad para 2,1 GWh en proyectos de almacenamiento stand-alone en Polonia y ha obtenido una subvención de cerca de 8 millones de euros del gobierno polaco para otros proyectos de stand-alone (136 MWh) que Grenergy tiene previsto implementar en el país.

Grenergy se encuentra estudiando oportunidades para incrementar el pipeline de Greenbox y cerrar nuevos tolling agreements en los 6 países que componen ahora mismo su plataforma de stand-alone europea.

Las baterías suponen una inversión clave para modernizar la red eléctrica, ya que permiten almacenar energía en momentos de alta generación y liberarla cuando la demanda aumenta. Con ello reducen la volatilidad de los precios, facilitan una mayor integración renovable, aportan flexibilidad al sistema y ayudan a evitar apagones, reforzando así la estabilidad de la red.

Para David Ruiz de Andrés, CEO de Grenergy: «Estamos muy orgullosos de este acuerdo de tolling financiero: es el primero en España y, estoy seguro, el primero de muchos dentro de nuestra plataforma europea stand alone Greenbox. Vamos a replicar el éxito de las plataformas OASIS en el mercado europeo, especialmente en España, donde el potencial es enorme».

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La Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) sostuvo un encuentro con el Superintendente de Electricidad, Andrés Astacio, los miembros del Consejo Sergio Grullón y Aura Caraballo, y su equipo técnico, con el propósito de expresar formalmente su respaldo al nuevo Reglamento de Generación Distribuida recientemente publicado.

Durante la reunión, ASOFER destacó que el reglamento es el resultado de años de trabajo conjunto entre la SIE, la asociación y otros actores del sector, basados en el diálogo y la colaboración constante para fortalecer el marco regulatorio del sector eléctrico.

El presidente de ASOFER, Alfonso Rodríguez, quien estuvo acompañado por Ignacio García, Abraham Espinal y Marvin Fernández, señaló que la aprobación del reglamento marca el inicio de la fase de implementación, que incluye la formación de técnicos y la supervisión efectiva del cumplimiento por parte de todos los agentes del sector eléctrico.

“Este reglamento establece un marco claro y seguro para la generación distribuida, pero ahora empieza el verdadero trabajo: formar a los técnicos, acompañar a los agentes del sector y asegurar que se cumpla de manera uniforme y transparente”, afirmó Rodríguez.

ASOFER reiteró su disposición de continuar trabajando de manera coordinada con la SIE para promover la correcta aplicación del reglamento y para definir los mejores estándares dentro del sector, contribuyendo así a un sistema eléctrico más eficiente, sostenible y confiable.

La asociación reafirmó su compromiso de seguir promoviendo iniciativas que impulsen el desarrollo ordenado de la generación distribuida, en beneficio de la competitividad, la sostenibilidad y la seguridad energética del país.

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FES Argentina Renewables & Storage entra en la recta final para su realización el 4 y 5 de marzo en la ciudad de Buenos Aires. En pocos días, Future Energy Summit (FES) congregará a cientos de representantes de empresas líderes, organismos públicos y players del mercado de primer nivel en un espacio de debate y networking estratégico.

Entre los ponentes destacados se encuentran Martín Mandarano, CEO de YPF Luz; Bernardo Andrews, CEO de Genneia; y Martín Brandi, CEO de PCR y presidente de la Cámara de Generadores y Cadena de Valor de Energías Renovables (CEA), quienes participarán en la “Conversación con las grandes energéticas: perfil de los proyectos, nuevos modelos de negocio y expectativas para el largo plazo”, aportando la visión de los principales generadores en un contexto de transición hacia contratos bilaterales. 

ENTRADAS DISPONIBLES

La agenda priorizará los ejes que hoy concentran la atención del sector, como el análisis de la Resolución SE N° 400/2025 y la consolidación del Mercado a Término (MAT) como mecanismo principal de abastecimiento, junto con el crecimiento del almacenamiento tras la adjudicación de 713 MW en la licitación AlmaGBA y las expectativas sobre la futura convocatoria de storage, denominada AlmaSADI.

Estos temas se abordarán en paneles como “Perspectivas de la fotovoltaica y el almacenamiento en el nuevo contexto del mercado argentino” y “El futuro del storage y las energías renovables en Argentina”, donde se debatirá la competitividad y bancabilidad de proyectos en el nuevo marco regulatorio.

ENTRADAS DISPONIBLES

La dimensión regional también tendrá protagonismo con la participación de Mauricio Bejarano, Viceministro de Energía de Paraguay, durante una entrevista destacada sobre las oportunidades para empresas ante la inminente licitación solar en Paraguay.

Asimismo, el encuentro contará con un panel de debate centrado en la competitividad de las energías renovables y el almacenamiento en el Cono Sur, ampliando la mirada hacia oportunidades de expansión e integración energética.

ENTRADAS DISPONIBLES

¿Cuál es el estado de las renovables en Argentina? El país suma 7843 MW de potencia verde instalada en el MEM (sin contar grandes centrales hidroeléctricas), mientras el MATER registra 85 solicitudes por 3646,5 MW con prioridad de despacho y otros 51 proyectos por más de 2300 MW adjudicados pendientes de operación comercial. 

En este escenario, la articulación entre generación renovable, almacenamiento y contratos privados será determinante para la expansión del sector.

Con amplios espacios de networking donde cientos de ejecutivos avanzan en acuerdos estratégicos y estructuración de nuevos desarrollos, FES Argentina Renewables & Storage se posiciona como el ámbito donde se debaten las decisiones que marcarán el rumbo de la transición energética en el país y en el Cono Sur. 

ENTRADAS DISPONIBLES

La agenda, entradas y más información están disponibles en https://live.eventtia.com/es/fes-argentina26, y la transmisión en vivo podrá seguirse a través del canal oficial de Future Energy Summit en YouTube.

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La licitación PEG-5-2025 en Guatemala registró un resultado sin precedentes: de los 3653,93 MW ofertados, 1242,43 MW corresponden a proyectos solares con almacenamiento, posicionando a esta tecnología como la dominante dentro del proceso convocado por EEGSA y Energuate para contratar 1400 MW de potencia garantizada.

El volumen presentado no solo triplica la necesidad de contratación, sino que confirma que el mercado respondió con propuestas donde la integración entre generación fotovoltaica y baterías se convierte en la variable competitiva central. En términos estructurales, más del 34% de toda la potencia ofertada corresponde exclusivamente a solar con almacenamiento.

Del total recibido, 1933,93 MW pertenecen a tecnologías renovables, equivalentes al 53% de la oferta, lo que consolida el giro hacia fuentes limpias en un proceso cuya adjudicación está prevista para el 16 de abril de 2026, tras la evaluación económica fijada para el 25 de marzo.

El contexto refuerza el carácter histórico del proceso. En la etapa preliminar se había informado la participación de 51 empresas y cerca de 4700 MW anunciados, anticipando un escenario de competencia récord; tras ajustes técnicos y validaciones administrativas, la apertura formal consolidó 50 oferentes y 3653,93 MW efectivos, cifra que igualmente supera ampliamente el requerimiento inicial.

El bloque renovable se completa con hidroeléctrica con solar (276,98 MW), hidroeléctrica convencional (155,43 MW), solar sin almacenamiento (141,1 MW), eólica (31,5 MW) y geotermia (24,25 MW), además de esquemas híbridos que apuntan a estabilidad operativa.

Desde las distribuidoras se indicó que “Garantizar un suministro eléctrico confiable, estable y a precios competitivos es una prioridad estratégica para EEGSA y Energuate”, definición que explica por qué el almacenamiento adquiere un rol central en la estructuración de las ofertas.

El cronograma avanzó conforme a lo previsto, fijando la evaluación económica para el 25 de marzo de 2026 y la adjudicación para el 16 de abril de 2026, con un plazo adicional de hasta tres meses para la firma de contratos.

Almacenamiento como eje del nuevo esquema eléctrico

El liderazgo de la solar con baterías en PEG-5 se alinea con la planificación energética de largo plazo del país, donde el almacenamiento fue definido como componente estructural para sostener una mayor penetración renovable sin comprometer la confiabilidad.

En el marco del nuevo plan eléctrico, se señaló que el almacenamiento con baterías constituye “la pieza clave” para garantizar estabilidad en un sistema con creciente participación de generación variable, orientación que anticipó la respuesta tecnológica observada en esta licitación.

“Las baterías son una herramienta crítica para acompañar la transición energética, especialmente si queremos reducir la dependencia de la generación convencional en momentos de alta demanda”, señaló anteriormente Ottoniel Isaias Alfaro, presidente de la Asociación de Autoproductores con Energías Renovables de Guatemala (AAERG), en entrevista con Energía Estratégica.

La hoja de ruta hacia 2040 contempla sumar 1000 MW adicionales de capacidad renovable, meta que requiere respaldo, flexibilidad e infraestructura adecuada para acompañar la expansión.

En este escenario, la magnitud de las propuestas confirma que el mercado internalizó esa señal regulatoria y estructuró proyectos donde la integración entre solar y almacenamiento deja de ser diferencial y pasa a convertirse en estándar competitivo.

PEG-5 no solo definirá la contratación de 1400 MW, sino que evidencia el nivel de madurez alcanzado por el sistema eléctrico guatemalteco, donde la solar con almacenamiento emerge como protagonista de la próxima etapa de expansión

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Fotowatio Renewable Ventures (FRV), empresa líder en el desarrollo de soluciones energéticas sostenibles, y parte de Jameel Energy, continúa reforzando su portfolio en España con el desarrollo de más de 1.200 megavatios (5.000 MWh) de sistemas de almacenamiento con baterías (BESS – Battery Energy Storage Systems en inglés)  que alcanzará el estado de “Ready to Build” entre 2026 y 2027.

El conjunto de los proyectos, actualmente en fase avanzada de desarrollo, se concentra en cuatro comunidades autónomas estratégicas para FRV: Extremadura, Andalucía, Cataluña y Cantabria. La capacidad proyectada se compone tanto de instalaciones híbridas —que combinan generación fotovoltaica con sistemas de almacenamiento con baterías— como de proyectos puramente BESS, consolidando el papel de FRV como una de las compañías pioneras en este tipo de soluciones en España.

Extremadura será el eje central de esta expansión con el desarrollo de proyectos fotovoltaicos como los complejos San Serván 220 (56MW/225MWh) y Solanilla (18 MW/ 72 MWh), cuyas hibridaciones estarán listas para construir en el primer trimestre de 2026, gracias a la aprobación del RD 997/2025. Adicionalmente el clúster Carmonita, que integra las plantas: Carmonita Ministerio (320 MW/ 1.360 MWh), Sur (80 MW / 400 MWh), Norte (91 MW / 455 MWh) y IV (40 MW / 200 MWh), que unidos a los 111MW / 495 MWh previstos para hibridación en San Serván 400, supondrán una capacidad híbrida de 652 MW / 3.492 MWh, reafirmando el compromiso de FRV con una región que reúne condiciones excepcionales para el desarrollo de energías limpias.

En Andalucía, FRV planea la hibridación de su proyecto Alcores (Sevilla) incluyendo 57 MW/ 285 MWh MW de almacenamiento con baterías. En Cataluña, hay proyectados 334 MW / 1.336 MWh repartidos en 6 instalaciones de almacenamiento con baterías localizados en distintas zonas de las provincias de Barcelona, Gerona y Tarragona. Por su parte, Cantabria acogerá el proyecto Santander BESS Camarreal, un sistema de almacenamiento de 50 MW / 200 MWh en el municipio de Camargo, con fecha estimada de inicio de construcción en el segundo trimestre de 2026.

Una característica destacada de este pipeline es la apuesta por la hibridación de instalaciones, especialmente a través de la optimización de plantas fotovoltaicas ya existentes.

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HIF Global, el principal productor mundial de combustibles electrónicos, y la empresa alemana eFuel One GmbH, pionera en soluciones de energía limpia, líder en la producción de combustibles electrónicos para competición y dos veces campeona del mundo de Superbikes (WSBK) con BMW Motorrad Motorsport, han firmado un acuerdo marco (HoA) para la compra a largo plazo de e-metanol. Está previsto que el e-metanol suministrado en virtud de este HoA proceda del proyecto Paysandú de HIF en Uruguay, lo que subraya el valor del acceso temprano a nuestros volúmenes de producción iniciales a medida que los mercados mundiales de e-metanol comienzan a crecer.

El acuerdo establece el marco para que HIF suministre a German eFuel One aproximadamente 100.000 toneladas de e-Metanol al año, apoyando la transición hacia una movilidad sostenible. El HoA define los principales términos comerciales para la negociación de un acuerdo de compra definitivo.

El e-Metanol suministrado bajo este esquema cumplirá con las rigurosas especificaciones de la Asociación Internacional de Productores y Consumidores de Metanol (IMPCA) y estará certificado bajo los estándares EU RED III RFNBO.

«Este acuerdo marca un paso significativo en la expansión del alcance de los combustibles sostenibles. Al trabajar con German eFuel One, avanzamos en la descarbonización del transporte y la industria global, aprovechando nuestra experiencia comprobada operando y exportando e-Combustibles durante más de tres años desde HIF Haru Oni en el sur de Chile, así como de nuestra cartera global de proyectos, para entregar e-Metanol confiable y certificado al mercado», destacó Diego Fettweis, director Comercial de HIF Global.

Este anuncio se suma a los esfuerzos continuos de HIF Global por expandir su presencia en el mercado europeo, siguiendo al acuerdo de compra de e-Fuels anunciado en 2025 con Mabanaft, otra destacada empresa energética alemana.

“Con este suministro a largo plazo, establecemos las bases para una producción de e-Combustibles a escala industrial y confiable, un elemento esencial para la urgente neutralidad climática del transporte, que debe estar abierta a todas las tecnologías. Para el Puerto de Hamburgo, como potencial centro logístico e importador de energía para Europa, la importación confiable de moléculas verdes es de vital importancia. No solo fortalece las industrias regionales, sino que también apoya al Gobierno Federal alemán en garantizar la seguridad energética necesaria para acelerar la defosilización de Alemania. Juntos, demostramos que la movilidad sostenible no es una visión del futuro, sino que comienza hoy», agregó Christian Hanke, director General de German eFuel One.

El e-Metanol es un combustible sintético producido mediante la combinación de hidrógeno verde con dióxido de carbono reciclado. El resultado es un e-Combustible que puede utilizarse en motores e infraestructura existentes sin necesidad de modificaciones. Su versatilidad lo convierte en una solución para diversos sectores: puede usarse directamente en el transporte marítimo e industrial, o convertirse en otros combustibles sostenibles como e-Gasolina para automóviles o e-SAF para aviones. Su flexibilidad permite que compañías de diversos sectores puedan avanzar en sus metas de descarbonización, utilizando una tecnología probada y adaptable.

El futuro acuerdo de compra entre HIF Global y German eFuel One establecerá un marco a largo plazo para el suministro anual de e-Metanol certificado, el cual estará disponible tras la ejecución del contrato y el escalamiento de las capacidades de producción internacional de e-Combustibles.

Los proyectos de HIF se ubican en regiones con orientación sostenible en todo el mundo, mientras que los e-Combustibles llegarán a Hamburgo, Alemania, un nodo energético clave para Europa.

La entrada HIF Global y German eFuel One firman acuerdo preliminar de e-Metanol en proyecto con más de 1 GW renovable se publicó primero en Energía Estratégica.

República Dominicana hoy tendrá la apertura de ofertas técnicas de la licitación EDES-LP-NGR-01-2025, por la cual se adjudicarán hasta 600 MW de nuevos proyectos de generación + almacenamiento con contratos de largo plazo.

El encuentro tendrá lugar a partir de las 10 hs RD en Santo Domingo, en un escenario que promete alta competitividad tras conocerse que 32 proyectos solares y eólicos se anotaron en la convocatoria, con una potencia total que ronda los 2960 MWp (casi cinco veces más que el cupo disponible) y que introduce presión directa sobre los precios finales que se conocerán en la etapa económica.

De acuerdo con una fuente del sector consultada por Energía Estratégica, los valores esperados para proyectos fotovoltaicos con almacenamiento podrían ubicarse en un rango de 60 a 80 USD/MWh, dependiendo de la estructura financiera, el factor de carga y la configuración del sistema BESS.

Este rango refleja un mercado más maduro que en procesos anteriores y una caída progresiva en costos de tecnología y financiamiento. No obstante, el componente del storage introduce complejidades técnicas que impactan directamente en el CAPEX y en la estructura tarifaria ofertada.

“El sector tiene muy buenas expectativas respecto al impulso que representará esta licitación para la sostenibilidad de los proyectos de ER para la Red», afirmó Rafael Velazco Espaillat, consultor senior, afirmó que

El consultor agregó que participan proyectos con Concesión Definitiva otorgada y otros sujetos a obtenerla antes del cierre del proceso, lo que amplía el universo competitivo.

«Se espera que arrojen más competitividad a los ya existentes en el mercado mayorista de energía”, reconoció el especialista al referirse sobre el componente económico, por lo que la combinación de contratos a largo plazo y presión por sobreoferta podría redefinir referencias de precio en el sistema.

Almacenamiento como condición estructural

Uno de los aspectos centrales del proceso es la integración obligatoria de sistemas BESS, que responde a la necesidad de fortalecer la estabilidad del sistema eléctrico ante una penetración creciente de generación renovable, considerando que República Dominicana ya supera los 2700 MW de capacidad solar y eólica.

Además, la planificación energética prevé acercarse a los 2 GW fotovoltaicos hacia 2027, mientras se acelera la incorporación de 600 MW en almacenamiento, a la par que terminan de pulirse detalles sobre el nuevo marco regulatorio y las reglas específicas para baterías y su participación en el mercado eléctrico.

¿Cómo sigue la licitación? La jornada de hoy no define adjudicaciones, pero marca el inicio formal de la etapa decisiva del proceso, dado que las ofertas económicas semifinalistas se conocerán el 7 de abril. En tanto que la adjudicación se definirá entre el 27 de abril y el 5 de mayo, con cierre final previsto para el 27 de ese mes.

Y aunque este llamado solo adjudicará una fracción del total ofrecido, la alta participación encendió el debate, a tal punto algunos actores del sector ya recomiendan ampliar el cupo o lanzar una segunda ronda en los próximos meses.

La entrada República Dominicana abre hoy las ofertas para adjudicar la licitación de 600 MW con BESS se publicó primero en Energía Estratégica.

El Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) de Argentina adjudicó 365 MW de prioridad de despacho distribuidos en siete proyectos, en un llamado marcado por limitaciones estructurales de la red eléctrica. 

Del total asignado, 24 MW corresponden a MATER pleno y 341 MW fueron otorgados bajo el mecanismo Referencial “A”, esquema que admite hasta un 8% de limitación de generación (curtailment) hasta que se habiliten las obras de infraestructura necesarias.

La distribución tecnológica evidencia un claro predominio solar, dado que se adjudicaron cuatro parques fotovoltaicos que suman 290 MW, mientras que tres proyectos eólicos totalizan 75 MW, todos ellos bajo Referencial “A”. 

Los desarrollos comprometieron fecha de entrada en operación comercial para el 13 de enero de 2028, aunque dos iniciativas solares que incluyen infraestructura asociada extenderán su cronograma hasta el 12 de enero de 2031.

Entre las particularidades se destaca que que dos de los proyectos abarcan obras de infraestructura (transporte eléctrico y/o almacenamiento), que le brindarán mayor estabilidad al sistema y por la cual la empresa ganadora tendrá capacidad remanente a futuro.

Entre los proyectos más relevantes se encuentra PS Sol del Valle, que recibió 180 MW en este llamado (adicionales a 120 MW previamente asignados) y que contempla la compensación Shunt Malvinas 132 kV, el reemplazo del capacitor serie en la Estación Transformadora Recreo y la ampliación de la transformación en la Estación Transformadora La Rioja Sur 132/500 kV. 

Otro caso destacado es PS Tocota III, que obtuvo 46 MW (31 MW según Anexo 3.1 y 15 MW según Anexo 3.2). El proyecto incluye la adecuación de la Estación Transformadora Bauchaceta, la normalización de la línea de alta tensión Calingasta–Rodeo y la incorporación de un sistema BESS (Battery Energy Storage System).

¿Cómo se reparte la capacidad asignada por corredor?

• Noroeste Argentino: 180 MW en calidad de REF A
• PBA Centro-Sur: 55 MW en 2 proyectos eólicos
• Cuyo: 46 MW en 1 sólo proyecto
• NEA: 40 MW solares de un parque
• GBA: 24 MW de una central fotovoltaica
• Costa Atlántica: 20 MW de un eólico

El resultado del reciente llamado del MATER consolida a Genneia como la gran ganadora de esta convocatoria, ya que se adjudicó con prioridad de despacho un parque eólico de 20 MW y los dos plantas fotovoltaicas con obras asociadas que totalizan 226 MW; proyectos que continúan el objetivo de la compañía de alcanzar los 2 GW verdes instalados en el corto plazo. 

Un mercado condicionado por la infraestructura disponible

El volumen adjudicado refleja un escenario técnico restrictivo. Según el Anexo III publicado por CAMMESA, apenas 50 MW contaban con disponibilidad plena para inyectar sin restricciones, ubicados exclusivamente en el corredor Misiones – NEA – Litoral. 

El resto de la capacidad solicitada estaba sujeta al esquema Referencial “A”, mecanismo que permite avanzar con nuevos desarrollos aunque bajo condiciones operativas limitadas.

La comparación con convocatorias anteriores, donde se observaron mayores volúmenes adjudicados, encuentra explicación directa en las limitaciones del sistema de transporte eléctrico. El cuello de botella ya no se ubica en la disponibilidad de proyectos ni en el interés del mercado corporativo, sino en la infraestructura de evacuación.

El historial acumulado del MATER confirma esta tendencia de un mercado dinámico pero crecientemente condicionado por la expansión y modernización de la red.

¿Por qué? Actualmente existen 1495 MW de potencia plena y 359 MW de potencia Referencial “A” habilitados comercialmente, mientras que los proyectos no habilitados comercialmente alcanzan 1140 MW de potencia plena y 1530 MW de potencia Referencial “A”.

A ello se suman los proyectos bajo la Resolución SE 360/23 (Anexo 2), que totalizan 946,6 MW de potencia plena y 2445,9 MW de potencia Referencial “A”, según información de CAMMESA.

Proyectos adjudicados al MATER en febrero 2026

Estado Final Asignacion Proyectos T4 2025 (1).xlsx – T4-2025

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Bolivia comienza a consolidarse como un mercado atractivo para la inversión en energías renovables, con una capacidad instalada que ya supera los 1100 MW y proyecciones que podrían llevar al país a casi 2000 MW hacia finales de 2026. 

“Hay interés en el mercado boliviano, hay expectativa. Hoy en día existen iniciativas de proyectos de utility scale que a corto plazo comenzarán a dar fruto”, aseguró Cristhian Romero, business development manager LATAM de Gonvarri Solar Steel. 

“Son desarrollos que vienen de años atrás y que, dada la necesidad energética de Bolivia, se verán a corto plazo y es interesante las oportunidades del país”, agregó  durante un streaming llevado a cabo en conjunto entre Energía Estratégica y Gonvarri Solar Steel. 

Reviva todo lo que se debatió durante el streaming gratuito: https://www.youtube.com/watch?v=lydIm5bOaJA

El atractivo no es casual, dado que según fuentes del sector, al cierre de 2025 la capacidad renovable instalada superaba 1 GW; mientras que el plan de expansión del Sistema Interconectado Nacional (lanzado a mediados de 2024), prevé la incorporación de 4670 MW renovables hacia 2050, con el objetivo de alcanzar al menos 75% de participación ERNC para ampliar la cobertura eléctrica, repartidos de la siguiente manera. 

• 2755 MW hidroeléctricos
• 1726 MW solares
• 1027 MW eólicos
• 100 MW geotérmicos
• 200 MW en biomasa 
• 2468 MW termoeléctricos

En este marco, el Gobierno ha anunciado una nueva Ley de Electricidad, enfocada en la modernización regulatoria, la promoción de la generación distribuida y el autoconsumo, la integración eficiente de energías variables y la expansión de las redes de transmisión para fortalecer la confiabilidad del sistema interconectado.

A ello se debe añadir que ayer, 19 de febrero, el Poder Ejecutivo lanzó el Decreto Supremo N° 5549, que amplía la generación distribuida hasta 6 MW e incorpora proyectos de mediana escala en la ecuación, habilitando su conexión a redes bajo autorización del Ente Regulador. 

Tal es así que, durante el streaming, Romero contextualizó este tipo de señales y cómo se enmarca el modelo boliviano dentro de una lógica de planificación ordenada: “Bolivia es muy similar a Ecuador, es un mercado en el cual a nivel energético se maneja de forma estatal”.

Perú y Argentina consolidan la estrategia regional de Gonvarri

Mientras Bolivia entra en el radar inversor, Gonvarri Solar Steel también consolida su posicionamiento en mercados vecinos con más participación en proyectos solares, a tal punto que tras lograr más de 30 GW en trackers entregados a nivel global (8 GW corresponden a LATAM), la compañía apunta a su trayectoria para establecer más relaciones sólidas con empresas del mercado.

La firma tiene en la mira a los EPCs, utilities e inversores más relevantes del país. El objetivo es iniciar vínculos desde etapas tempranas, permitiendo una mayor cercanía con los proyectos en todo momento.

El modelo de Gonvarri Solar Steel busca no solo vender productos, sino establecer relaciones de confianza a largo plazo; visión que se ve respaldada por la solidez financiera del grupo Gonvarri Industires, con casi 70 años de trayectoria en la industria del acero y más de 20 en el ámbito fotovoltaico.

Ese mismo enfoque de crecimiento le ha permitido consolidarse en mercados como Chile y Perú. En el primero de ellos ya superó el hito de 1 GW de trackers entregados; mientras que en Perú, dónde ya han suministrado grandes proyectos desde 2012, actualmente suministran los seguidores solares para los proyectos fotovoltaicos más grandes del país, de 480 MW y 350 MW de potencia. 

“El año pasado se comenzó la construcción de aproximadamente 700 MW en Perú y este año se espera que comience la construcción de otros 700 MW más; y posiblemente sea recurrente en uno o dos años más, hecho que puede verse incrementado por las nuevas regulaciones, generando oportunidades de contratación directa”, manifestó Cristhian Romero. 

En paralelo, la firma mantiene presencia en Argentina, donde el mercado eléctrico atraviesa una etapa de redefinición contractual y búsqueda de nuevos esquemas que permitan sostener la expansión verde.

“Vimos un crecimiento sostenido durante el último tiempo, pero hoy en día vemos un potencial de hacer que los proyectos utility scale dinamicen el mercado. Y generalmente, cuando se dan este tipo de cambios normativos en el sector eléctrico, los principales proyectos de generación que se involucran son solares, por el CAPEX, la posibilidad de construcción y permisos”, agregó.

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En un mercado renovable cada vez más competitivo, Verbund Green Power Iberia acelera su expansión con el objetivo de construir y conectar 1500 MW solares hasta 2028.

Así lo aseguró José Benito García Rodríguez, director de Operaciones, durante su intervención en el Future Energy Summit (FES) Iberia 2026, donde destacó también que la hoja de ruta se apoya en eficiencia estructural e integra despliegue fotovoltaico, hibridación, desarrollo de bombeo y una estrategia comercial sofisticada.

«Vemos a la hibridación como un vector de crecimiento donde hay posibilidades. Tenemos un portfolio eólico que está en operación y lo estamos hibridando con plantas fotovoltaicas, es decir, estamos construyendo un parque solar que comparte el punto de conexión con la eólica. Tendrá una rentabilidad adecuada ya que no se posee un coste tan elevado en la infraestructura de conexión y, por otro lado, hay inercia”, explicó García Rodríguez.

“El almacenamiento va a ser otro vector importante de crecimiento y en ese sentido estamos trabajando para incorporar baterías, sistemas de almacenamiento en todas las plantas que tenemos tanto en operación como en desarrollo”, aseguró el ejecutivo.

 “En el entorno en el que estamos, en el que vemos unos precios del pool muy bajos en determinadas horas del día y que solamente tienen valores elevados en unas franjas muy reducidas, y teniendo en cuenta que nuestro porfolio ahora mismo es en gran medida un porfolio fotovoltaico, que en las horas en las que producimos es cuando menos valor capturamos del mercado, pues claramente el ir a temas de almacenamiento nos parece interesante”, agregó.

Cabe recordar que la compañía opera 750 MW en España, distribuidos aproximadamente mitad eólica y mitad solar. El portfolio fue construido en los últimos cuatro o cinco años tras la entrada del grupo austríaco en el mercado ibérico.

En esa línea, VERBUND desarrolla en España dos centrales de bombeo que suman alrededor de 800 MW, trasladando su experiencia histórica en hidráulica al sistema ibérico. Son proyectos de maduración más extensa, pero estratégicos en un contexto de creciente distorsión horaria de precios.

Rentabilidad de punta a punta: del CAPEX al trading

La competitividad, para García Rodríguez, no se define solo en el mercado, sino en todo el ciclo del activo. Las compañías que controlan desarrollo, construcción, operación y comercialización están mejor posicionadas para sostener márgenes.

“El driver fundamental de la rentabilidad es el CAPEX, es el coste de la inversión”, afirmó. Ese componente se decide al inicio y “ya no lo puedes volver a tocar en toda la vida del proyecto”. Desde la elección del terreno hasta la cercanía al punto de conexión, cada variable impacta directamente en el coste del EPC y en la estructura financiera futura.

“Un proyecto de buena calidad no solo va a generar más energía, sino que durante toda la fase en la que lo vas a explotar va a ser mucho más sencillo y va a tener más disponibilidad”, sostuvo.

Y en la etapa de operación, la compañía gestiona directamente sus activos, apoyándose en centros de control y tecnologías de monitoreo para detectar desviaciones y maximizar desempeño.

«Tenemos un departamento de Energy Trading que trata un poco de extraer ese último euro en toda la producción de energía”, explicó el especialista.

La estrategia combina acuerdos PPA que aseguran flujos estables con participación activa en mercados de regulación. En ese sentido, trabajan en habilitar tecnológicamente las plantas para prestar servicios de ajuste.

Sin embargo, el desafío inmediato no es técnico ni financiero, sino administrativo. Parte de los proyectos están sujetos a hitos regulatorios exigentes.

El mensaje final del Director de Operaciones de Verbund fue claro: “ Tenemos proyectos que están sujetos a todo este tema de los hitos… y te juegas el proyecto si no llegas. Lo más importante sería que la Administración nos hiciera la vida un poco más fácil y que nos deje terminar los proyectos”.

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México redefine el marco de implementación para los sistemas de almacenamiento de energía eléctrica (BESS) con la publicación de las Disposiciones Administrativas de Carácter General sobre la Manifestación de Impacto Social del Sector Energético (MISSE 2026)

 A partir de este nuevo instrumento normativo, el almacenamiento queda expresamente reconocido como actividad sujeta a Manifestación de Impacto Social (MIS), eliminando cualquier interpretación previa que pudiera considerar a las baterías como infraestructura secundaria.

La norma introduce un elemento central: la clasificación de proyectos según capacidad en MWh bajo los Formatos A, B y C. Aquellos sistemas superiores a 250 MWh quedan sujetos al nivel máximo de exigencia regulatoria, equiparándose en carga social y documental con centrales de generación de gran escala. Este punto modifica de manera directa la planificación de proyectos utility-scale.

La autorización definitiva de impacto social se convierte en condición previa para iniciar infraestructura. En un mercado donde el almacenamiento es estratégico por su capacidad de desplegarse con rapidez para resolver congestión o fortalecer la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional, la variable social pasa a incidir en los cronogramas técnicos y financieros.

Además, la regulación formaliza la obligación de presentar un Plan de Gestión Social con estimación anual de inversión, beneficios sociales compartidos e indicadores de seguimiento verificables. Este requisito introduce una dimensión estructural dentro del modelo económico del proyecto, afectando tanto el CAPEX como el OPEX. El componente social deja de ser accesorio y se integra en la arquitectura financiera desde la fase de ingeniería.

La selección del sitio adquiere también una nueva complejidad. En territorios con presencia indígena o comunidades afromexicanas puede activarse la Consulta Previa, con posibilidad de condicionantes o escenarios de negativa. Esto transforma la localización del proyecto en una decisión estratégica de gobernanza territorial y gestión de riesgo regulatorio.

A ello se suman causales explícitas de suspensión y revocación ante incumplimientos. En el caso de BESS estratégicos para estabilidad de frecuencia o respaldo de red, una interrupción podría tener implicaciones sistémicas, elevando la sensibilidad operativa del almacenamiento dentro de la matriz eléctrica.

Este anuncio ocurre en un contexto de expansión del sector. En el país se han adjudicado 1.2 GW en sistemas de baterías asociados a 3.3 GW renovables, consolidando al almacenamiento como infraestructura clave para la integración de generación variable. En paralelo, la Comisión Federal de Electricidad anunció un plan cercano a 29.000 millones de dólares, que contempla más de 1.500 MW entre renovables y almacenamiento, reforzando el rol estratégico del storage en la confiabilidad del sistema.

Cabe recordar que, con la publicación del Plan de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PLADESE) 2025-2039, el Gobierno establece una hoja de ruta que prevé la incorporación de 24.954 MW de nueva capacidad limpia hacia el final de la década. De ese total, 19.954 MW corresponderán a generación renovable y 5000 MW a sistemas de almacenamiento de energía (SAE).

A nivel económico, referentes del sector señalan que el costo nivelado del almacenamiento (LCOE) en México ronda los 120 dólares por MWh, dependiendo de la duración, configuración y servicios que preste el sistema. Esta referencia de costos refuerza la necesidad de contar con mecanismos de ingresos estables y reglas de mercado armonizadas que permitan capturar el valor completo de los servicios que un BESS puede aportar al sistema eléctrico, desde respaldo y potencia hasta servicios conexos.

En este escenario, la MISSE 2026 redefine las condiciones de desarrollo del almacenamiento en México. La viabilidad de los proyectos ya no dependerá únicamente de su eficiencia tecnológica o competitividad económica, sino de su capacidad para integrar gobernanza social, estructuración financiera y cumplimiento regulatorio desde la etapa de diseño.

DOF – Diario Oficial de la Federación

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La Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) y la Asociación Brasileña de Soluciones de Almacenamiento de Energía (ABSAE) se posicionaron sobre los nuevos precios máximos de la Subasta de Reserva de Capacidad (LRCAP) 2026, prevista para marzo, y aseguran que dichos valores podrían aumentar la competitividad de la baterías.

Según un nuevo documento del MME divulgado el viernes pasado (13), los precios techo iniciales establecidos fueron redefinidos en R$ 1,4 millón por MW-año para proyectos hidroeléctricos. R$ 2,52 millones por MW-año para la contratación de centrales térmicas existentes; y R$ 2,9 millones por MW-año para nuevos proyectos gasíferos.

Y de acuerdo a la evaluación de las entidades, la actualización refuerza el reconocimiento de los costos reales de los servicios de capacidad e incrementa la importancia de los sistemas BESS, a tal punto que podrían generar un ahorro superior a R$ 3 mil millones al año en la LRCAP.

Para las asociaciones, los nuevos valores representan una actualización relevante de los parámetros económicos aplicables a las diferentes tecnologías calificadas en el proceso de licitación.

«Los parámetros publicados son compatibles con la prestación equivalente y complementaria del mismo servicio de capacidad mediante soluciones de almacenamiento, siempre que se impongan condiciones de contratación iguales entre las diferentes tecnologías», subraya el comunicado conjunto.

Según las entidades, los valores fijos de ingresos estipulados también podrían ser adecuados para los sistemas de almacenamiento de energía, siempre que se preserven las mismas condiciones de contratación, como plazos, acceso al REIDI (Régimen Especial de Incentivo para el Desarrollo de Infraestructura), emisión de debentures incentivados y costos de uso del sistema de transmisión.

“Además, en la LRCAP, las centrales termoeléctricas e hidroeléctricas también reciben una participación variable por la energía utilizada cada vez que se activan, lo que conforma la estructura económica de estas tecnologías y grava aún más al consumidor, mientras que el almacenamiento tendrá un ingreso variable cero y los ingresos por arbitraje de precios de la energía se revertirán a favor de los usuarios”, enfatizan las entidades.

Según ABSOLAR y ABSAE, los análisis disponibles indican que la contratación de sistemas de almacenamiento en baterías es esencial para reducir costes y proteger a los consumidores, sin comprometer la eficiencia económica del sistema eléctrico.

En la declaración conjunta, las asociaciones también destacan que la seguridad energética y las tarifas asequibles deben ser tratadas como objetivos complementarios, y que el país ya cuenta con tecnologías maduras capaces de aumentar la confiabilidad del sistema con una rápida implementación y costos competitivos.

“Adicionalmente, el almacenamiento de energía en baterías es una solución consolidada y probada globalmente para satisfacer la demanda máxima de energía, trabajando de manera integrada con fuentes convencionales y renovables, optimizando el uso de energía renovable y agregando seguridad y flexibilidad a la operación del sistema interconectado nacional”, destaca el comunicado conjunto.

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El Congreso de Perú destituye al presidente interino José Jeri a solo dos meses de las elecciones generales previstas para el 12 de abril, profundizando un escenario de inestabilidad política que vuelve a impactar sobre sectores estratégicos como el energético. La decisión se produce en plena campaña electoral y en un país que encadena su octavo mandatario en la última década.

Tras la votación parlamentaria, el Legislativo designa como nuevo presidente interino a José Balcázar, quien asume el cargo este 18 de febrero con carácter transitorio. Su mandato se extenderá hasta el 28 de julio, fecha en la que deberá transferir el poder al presidente que resulte electo en los comicios de abril. El nuevo jefe de Estado proviene del ámbito legislativo y cuenta con trayectoria vinculada a sectores de izquierda, lo que introduce interrogantes respecto al enfoque económico que adoptará durante esta etapa de transición.

La salida de Jeri se inscribe en una secuencia institucional iniciada tras la destitución de Pedro Castillo en 2022 y la posterior asunción de Dina Boluarte, cuya gestión estuvo marcada por conflictividad social y cuestionamientos políticos. Desde entonces, la gobernabilidad se convirtió en una variable crítica para los inversores, particularmente en industrias reguladas como la eléctrica.

En ese sentido, el sector eléctrico atraviesa movimientos en su conducción técnica. Meses atrás, Francisco Mendoza asumió como Viceministro de Electricidad en plena transformación del sector energético, con foco en planificación y modernización del sistema. Posteriormente, Nilo Pereira Torres asume recientemente el Viceministerio, en un momento donde la continuidad administrativa se vuelve clave para sostener la agenda renovable frente al ruido político.

En paralelo al escenario político, el sector renovable también registra movimientos en el ámbito gremial. Raquel Carrero, la hasta ahora Gerente General de la Asociación Peruana de Energías Renovables, anunció su salida y, en su mensaje de despedida, destacó que liderar el gremio “ha sido un honor”. Asimismo, subrayó que “falta mucho por hacer para impulsar una real transición energética en Perú”.

Este episodio político  ocurre en un momento determinante para el sector. Alrededor de USD 12.000 millones en inversiones en energías renovables permanecen en pausa, a la espera de definiciones regulatorias y señales claras que permitan avanzar hacia el cierre financiero y la ejecución de proyectos solares y eólicos.

Uno de los ejes centrales es la reglamentación pendiente de la Ley 32249, considerada estratégica por parte del sector para dinamizar el desarrollo de generación renovable y modernizar el esquema de contratación eléctrica. Sin reglamento operativo, los desarrolladores enfrentan limitaciones para estructurar contratos de suministro, garantizar ingresos estables y asegurar financiamiento internacional. En un contexto de transición política, la previsibilidad regulatoria adquiere mayor relevancia, ya que cualquier modificación en prioridades energéticas podría alterar cronogramas de expansión y mecanismos de adjudicación.

Las licitaciones de energías renovables previstas para 2026 aparecen como un instrumento central para ampliar la participación de fuentes limpias en la matriz eléctrica. Sin embargo, su implementación dependerá del rumbo que adopte el próximo Ejecutivo tras las elecciones del 12 de abril.

Para el sector energético, estas diferencias programáticas no resultan menores. El enfoque que adopte la conducción transitoria y, posteriormente, el Gobierno electo en abril podría incidir en la velocidad de reglamentación de la Ley 32249, en el diseño de futuras licitaciones renovables y en el esquema de participación privada en infraestructura eléctrica.

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El mercado ibérico de almacenamiento entra en 2026 con un ajuste claro en la estructura de precios y Donaji Martínez, Europe Senior Sales Contract Manager de Jinko ESS, puso cifras concretas a ese escenario durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Iberia Renewables & Storage.

“La variación del precio de litio sumado al 3% del tax rebate ha hecho que los productos, baterías, módulos, en el caso de las baterías alrededor del 8% ha sido el incremento en los primeros meses”, sostuvo.

La ejecutiva agregó que el esquema fiscal no termina allí, y que para 2027 se aplicará otro 6% para llegar al 9%.

No obstante, subrayó la importancia de una correcta aplicación: “Es muy importante hacerlo porque de esa manera se optimizan los costes” .

Tras los cambios fiscales en China, la industria renovable global comienza a reordenarse, con previsiones de subas de hasta 15% en paneles para 2026, el reordenamiento productivo del principal polo manufacturero.

En paralelo, el mercado español muestra señales de aceleración. En apenas semanas se han tramitado más de 570 MW de almacenamiento para hibridación, según un relevamiento realizado por Energía Estratégica  mientras el país aguarda la definición de la primera subasta del mercado por capacidad. Este entorno obliga a recalibrar modelos financieros y estructuras contractuales.

En ese escenario, Jinko ESS ya ha cotizado más de 11 GW en Iberia, principalmente vinculados a fondos FEDER y desarrollos en curso.

“Los clientes de Iberia son los más difíciles de Europa y está bien porque saben lo que quieren en cuanto a garantías, en cuanto a precio. En Iberia se mira muy bien cada céntimo que se va a poner en el mercado, de eso depende el éxito del negocio” señaló la ejecutiva, aludiendo a que esa realidad lleva a diseñar esquemas contractuales personalizados.

Reviva FES Iberia 2026

“Si queremos optimizar el precio lo que ofrecemos es un contrato, un marco en el que podemos ir a mayores volúmenes previendo los volúmenes que puedan tener de uno a cinco años incluso con nuestros clientes”, explicó Martínez.

La hibridación se posiciona como eje estructural. El sur de Europa, con alta penetración fotovoltaica y eólica, se consolida como terreno natural para integrar almacenamiento en DC y maximizar ingresos.

“Si postergáis más la decisión, el mercado de revenue stacking, sobre todo el de servicios auxiliares, el AFRR, va a terminar agotándose”, advirtió la referente de Jinko ESS. Para la ejecutiva, el timing será determinante en la captura de valor.

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Colombia ha sido oficialmente aceptada como el miembro número 33 de la Agencia Internacional de la Energía (IEA por sus siglas en inglés), organismo autónomo de la OCDE y máxima autoridad técnica global en la materia.

Esta invitación es el resultado exitoso de un riguroso proceso de adhesión iniciado en 2021. Durante este periodo, el país robusteció su arquitectura institucional, sus instrumentos de gestión de crisis y sus capacidades técnicas para garantizar la estabilidad del suministro. A continuación de este anuncio, se iniciará el trámite correspondiente ante el Congreso de la República para la ratificación definitiva de este ingreso.

Tras la adopción formal de la decisión por la Junta de Gobierno, el Gobierno de Colombia deberá proceder a la firma del Instrumento de Adhesión al Acuerdo de la Agencia. Posteriormente, y de conformidad con los procedimientos internos aplicables a los tratados internacionales, el país completará el proceso de ratificación y depositará el instrumento correspondiente ante el Depositario. La membresía plena entrará en vigor una vez finalizados estos pasos formales.

Con este paso histórico, Colombia se integra al grupo de naciones que definen el rumbo de la seguridad energética, la expansión de fuentes limpias y la eficiencia global.

La política energética colombiana está estrictamente alineada con el Acuerdo de París. Como uno de los países más biodiversos y vulnerables al cambio climático, Colombia asume este liderazgo como un mandato ético. Los resultados respaldan esta visión: en los últimos tres años y medio, la participación de energías limpias de fuentes no convencionales en la matriz nacional ascendió del 2% al 16%.

El ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, destacó la relevancia de este hito: “Esta invitación valida la solidez de nuestras instituciones y nuestra capacidad técnica. Ser miembro pleno de la AIE significa que el país se sienta en la mesa donde se toman las decisiones globales. Es un mensaje contundente de confianza para la inversión, estabilidad para los mercados y protección para los hogares colombianos”.

“Esta sinergia permitió que Colombia superara los rigurosos estándares de la Agencia, demostrando que la visión de un país descarbonizado es compatible con la seguridad energética y la estabilidad macroeconómica, Este ingreso es un triunfo de la planificación. Hemos demostrado que Colombia tiene la solidez técnica para responder a crisis globales y liderar el cambio hacia las energías limpias” complementó la directora de Planeación Nacional, Natalia Irene Molina.

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Energía Estratégica elaboró un reporte exclusivo sobre la situación actual y perspectivas a futuro de las energías renovables y el almacenamiento en baterías en Argentina, en un contexto marcado por una transformación estructural bajo la presidencia de Javier Milei, para avanzar hacia un mercado basado en acuerdos entre privados y precios basados en costos marginales.

El país alcanza actualmente 7843 MW de potencia renovable instalada en el Mercado Eléctrico Mayorista, sin contabilizar las grandes hidroeléctricas superiores a 50 MW. La matriz está dominada por 4531 MW eólicos y 2475 MW solares, con fuerte concentración en Patagonia (1662 MW eólicos) y Buenos Aires + GBA (1971 MW eólicos), mientras Cuyo lidera en fotovoltaica con 1095 MW.

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Sin embargo, el crecimiento futuro —estimado en 5492 MW en pipeline— enfrenta una limitación estructural vinculada a la capacidad de transporte, identificada como el principal cuello de botella del sistema.

En este escenario, los principales players consolidan su liderazgo combinando la ejecución y desarrollo de nuevos proyectos de generación, almacenamiento y expansión en infraestructura de transporte eléctrico, que explican gran parte de la capacidad instalada y en curso a nivel nacional. 

Genneia (1.616 MW), YPF Luz (756 MW), Central Puerto (570 MW), PCR (545 MW), MSU Green Energy (335 MW), Pampa Energía (427 MW), Coral Energía (400 MW), AES Argentina (357 MW) y 360 Energy (245 MW) suman en conjunto más de 5250 MW operativos entre eólica y solar. 

A ello se agregan los más de 1200 MW desarrollados por Solar DQD como EPCista, junto con 25 MW propios.

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En materia de construcción y expansión inmediata, estas compañías acumulan más de 1400 MW renovables en ejecución o ingeniería avanzada; sumado a que el almacenamiento toma protagonismo dentro de su pipeline, ya sea por lo adjudicado en la licitación AlmaGBA (713 MW asignados en 2025 a un precio promedio de alcanzó USD 11964 MW-mes), como también futuros proyectos a través del Mercado a Término.

Asimismo, el sector energético de Argentina está a la expectativa del lanzamiento de la nueva convocatoria AlmaSADI, por lo que junto al volumen de proyectos ya en marcha, el almacenamiento se consolida como nuevo eje de expansión de corto plazo.

El Mercado a Término: nuevo motor de la expansión

El dinamismo empresarial se combina con un cambio estructural en el diseño regulatorio, dado que la Resolución SE N°400/2025 marca un punto de inflexión al promover la transición hacia contratos bilaterales privados, reduciendo el rol de CAMMESA como comprador principal y devolviéndolo a su función de operador del sistema con señales de precios basadas en costos marginales.

Es por ello que el Mercado a Término (MAT) se consolidará como vehículo central para la expansión renovable, siguiendo lo hecho como principal driver de crecimiento para las renovables en los últimos años.

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Actualmente existen 136 proyectos adjudicados con prioridad de despacho por 6019,7 MW, de los cuales 3726,5 MW corresponden al MATER Pleno (sin limitaciones de inyección) y 2.293,2 MW al mecanismo Referencial A, con posible curtailment de hasta 8% hasta que se ejecuten obras de transporte.

Adicionalmente, se registran 85 solicitudes por 3646,5 MW con prioridad de despacho y otros 51 pedidos por más de 2300 MW adjudicados pendientes de operación comercial. La asignación de prioridad se convierte así en el mecanismo clave para racionar la limitada capacidad de red disponible.

No obstante, la expansión estructural depende de la infraestructura de transmisión. El Decreto 921/2025 habilita un modelo de concesión de obra pública financiado por capital privado, con repago vía cargo tarifario regulado. Tres proyectos prioritarios —AMBA I (más de 500 kilómetros), la línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins y la línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca— suman más de 1.300 kilómetros de red y serán determinantes para liberar capacidad.

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Desde una perspectiva estratégica, el almacenamiento representa la oportunidad de ejecución más rápida y mayor visibilidad en el corto plazo (1 a 2 años). La generación utility scale mantiene alto potencial técnico, aunque condicionada por transporte y consolidación contractual (2 a 4 años). Las redes de transmisión constituyen la inversión de mayor escala e impacto sistémico, con retornos regulados y horizonte de 4 a 8 años.

El mercado energético argentino transita así una transición dual: tecnológica y regulatoria. La combinación de liderazgo empresarial, liberalización contractual, incentivos fiscales como el RIGI y concesiones privadas en infraestructura configura un nuevo equilibrio competitivo donde la asignación eficiente de capital dependerá de la capacidad de estructurar contratos, asegurar prioridad de despacho y gestionar riesgo regulatorio.

Argentina redefine su mercado eléctrico bajo una lógica de mercado abierto, donde la oportunidad no se limita al recurso natural, sino a la integración estratégica entre generación, almacenamiento y transporte en un entorno de transformación estructural.

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La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil ha dado un nuevo paso decisivo para la modernización del sector eléctrico brasileño al lanzar una nueva fase de discusión regulatoria.

A través de la publicación de la Nota Técnica nº 03/2026, la agencia ha abierto el debate para adaptar la normativa vigente a la Ley nº 15.269, promulgada en noviembre de 2025, la cual reconoció formalmente al almacenamiento de energía como una actividad independiente.

Este movimiento regulatorio complementa la segunda fase de la Consulta Pública nº 39/2023, incorporando directrices estructurales que definen cómo operarán, cobrarán y pagarán las baterías y otros sistemas de almacenamiento en el Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Uno de los puntos más esperados por el mercado era la definición tarifaria. La ANEEL confirmó en su nota técnica que se mantendrá la llamada «tarifa dual» para los sistemas de almacenamiento.

Esto significa que las baterías no estarán exentas de pagar por el uso de la infraestructura, argumentando que la nueva ley no exime a estos activos de remunerar la disponibilidad de la red, ya que hacen uso de ella en ambos sentidos.

Deberán abonar la Tarifa de Uso del Sistema de Transmisión o Distribución (TUST/TUSD) en dos momentos:

• Al consumir energía de la red para cargar sus dispositivos (como consumidores).
• Al inyectar energía a la red (como generadores).

Asimismo, la regulación crea una nueva figura jurídica y operativa: el Agente Almacenador Autónomo. Anteriormente, se trataba de encuadrar al almacenamiento bajo las reglas de la generación, pero la nueva ley elimina la necesidad de este paralelismo.

¿Cómo se diferenciarán? 

• Licencia Específica: Se emitirá una autorización (outorga) exclusiva para almacenamiento, con un registro propio (código SAE) separado de los activos de generación.
• Sin límite de potencia: A diferencia de la generación distribuida pequeña, la prestación de servicio autónomo de almacenamiento requerirá autorización de la ANEEL independientemente de su tamaño, debido a que no existe una dispensa legal explícita como en las fuentes renovables de capacidad reducida.

La nota técnica aclara que, si la planificación centralizada determina que un sistema de almacenamiento es necesario para la infraestructura de la Red Básica, este deberá ser tratado como un activo de transmisión y será obligatoriamente licitar en subastas.

Sin embargo, las Usinas Hidroeléctricas Reversibles (UHR) quedan explícitamente excluidas de esta obligación de licitación como transmisión, manteniendo un régimen regulatorio diferenciado.

Mientras que los proyectos que combinan generación (como parques solares o eólicos) con baterías en el mismo punto de conexión («co-localizados»), mantendrán incentivos de eficiencia y se permite que éstos contraten un Montante de Uso del Sistema (MUST) hasta un 20% inferior a la potencia instalada total, reconociendo la capacidad técnica de las baterías para suavizar los picos de inyección y optimizar el uso de la red existente.

Por otro lado, en una decisión que protege al consumidor final, la regulación implementa lo dictado por la Ley nº 15.269: los costos derivados de la contratación de baterías como reserva de capacidad (potencia contratada para garantizar la seguridad del sistema) serán prorrateados exclusivamente entre los agentes generadores.

Es decir que la ANEEL descartó el traspaso directo de estos costos a las tarifas de los consumidores residenciales o industriales. Además, los nuevos proyectos de generación que soliciten acceso a la red deberán costear esta reserva obligatoriamente si no cumplen con requisitos técnicos mínimos de flexibilidad y almacenamiento.

Próximos pasos

La ANEEL ha dividido la implementación en dos normas: una específica para el proceso de otorgamiento de licencias y otra transversal que modifica reglamentos existentes (como la REN 1.000). Temas más complejos, como la integración de almacenamiento en las carteras de los Comercializadores de Energía, se han pospuesto para un segundo ciclo de la agenda regulatoria.

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Colombia prevé cerrar 2026 con más de 4200 MW de capacidad renovable instalada, según el informe Balance Renovable 2026 de SER Colombia.

De ese total, 2876 MW corresponden a proyectos de mediana y gran escala en operación comercial o etapa de pruebas, a lo que se suman más de 1300 MW en generación distribuida, entre mini-granjas y autogeneración, segmento cuya capacidad real podría ser mayor a la reportada por excedentes regulatorios.

Durante 2026 entrarían en operación 177 MW distribuidos en 16 proyectos, mientras que tres iniciativas equivalentes a 39,7 MW ya iniciaron pruebas en enero. Además, al menos 80 MW adicionales de generación distribuida se incorporarán este año.

El impacto es estructural: esta capacidad podría abastecer el consumo eléctrico de Bogotá y su área metropolitana —10,2 millones de habitantes— y evitar emisiones equivalentes a retirar más de 265000 vehículos de circulación anualmente.

“Colombia cuenta con un amplio portafolio de proyectos de FNCER en diferentes etapas de desarrollo, lo cual demuestra tanto el avance del sector como el interés de inversionistas nacionales e internacionales”, señaló SER Colombia en el informe.

La expansión no es marginal. Más de 20 departamentos concentran proyectos en operación, pruebas o construcción, entre ellos Atlántico, Magdalena, Tolima, Cesar, Córdoba, Cundinamarca y La Guajira, lo que implica dinamización territorial, empleo e inversión en infraestructura eléctrica.

Sin embargo, el avance técnico convive con restricciones financieras. Actualmente 5086 MW permanecen sin cierre financiero, lo que tensiona el calendario de entrada en operación.

El portafolio en desarrollo confirma que el crecimiento no se detiene. 1043 MW —20 proyectos de mediana y gran escala— se preparan para iniciar construcción en 2026. De ellos, 422 MW finalizan la contratación EPC y 582 MW gestionan el cierre financiero, mientras otros ajustan permisos ambientales o esperan licencia.

En paralelo, 227 MW ya están en construcción con entrada prevista entre 2027 y 2028.

Más adelante en la curva de desarrollo, 5843 MW se encuentran en etapas tempranas, distribuidos en 106 proyectos con avances entre 20% y 60%. Cuatro de estos desarrollos, equivalentes a 685 MW, están próximos a la etapa Ready to Build y podrían iniciar obras en 2027. No se incluyen 1409 MW de proyectos en estado Stand By.

El potencial es significativo. Con decisiones adecuadas, podrían incorporarse entre 6586 MW y 9500 MW en los próximos cinco años, con un impacto estimado de hasta 7 billones de pesos en ahorro tarifario.

Pero el tiempo juega en contra. El país necesita al menos 6000 MW adicionales en el mercado mayorista antes de 2027, junto con una inversión cercana a 5000 millones de dólares, para evitar un déficit estructural.

“Los avances han sido importantes, pero estamos a mitad de camino”, advirtió SER Colombia.

La puesta en marcha de un proyecto renovable tarda entre 3 y 7 años, y cerca del 70% del proceso corresponde a trámites. Por caso, hoy en día existen más de 300 gestiones pendientes, algunas con demoras de hasta 2000 días, incluyendo infraestructura de transmisión.

El almacenamiento emerge como variable estratégica. La UPME proyecta cerca de 1800 MW en recursos energéticos distribuidos en los próximos años, aunque el crecimiento podría acelerarse si se implementan reglas claras para baterías y nuevos mecanismos de contratación.

El informe identifica seis decisiones inmediatas que cambiarían el ritmo del mercado: subastas de cargo por confiabilidad, contratos de largo plazo, reglas para almacenamiento, asignación transitoria de puntos de conexión, autogeneración remota y modernización del mercado eléctrico.

El respaldo social existe: 96% de los colombianos prioriza el crecimiento solar y 88% respalda la eólica. Ocho de cada diez considera urgente su desarrollo, por lo que la discusión ya no es tecnológica, sino que variable decisiva es regulatoria y financiera.

Los 4200 MW proyectados para 2026 marcan un punto de inflexión, pero el verdadero desafío es convertir el pipeline en operación efectiva antes de que la demanda supere la velocidad de expansión.

BALANCE 2026 – INFORME ENERGÍAS RENOVABLES EN COLOMBIA

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El gobierno de Estados Unidos endureció las medidas comerciales contra el grafito chino utilizado en baterías, luego de que el Departamento de Comercio confirmara la existencia de prácticas desleales. La decisión implica un incremento sustancial de los derechos compensatorios sobre el material de ánodo activo (AAM), que pasan a ubicarse en niveles casi seis veces superiores a los vigentes hasta ahora.

El 11 de febrero de 2026, el Departamento de Comercio comunicó sus determinaciones finales en el marco de las investigaciones por dumping y subsidios aplicadas al AAM proveniente de la República Popular China.

En 2025, las resoluciones preliminares habían fijado derechos compensatorios del 11,58 % y antidumping del 93,5 %. Con la decisión definitiva, la tasa compensatoria se elevó a un rango de entre 66,82 % y 66,86 %, mientras que el derecho antidumping se mantuvo en 93,5 % para determinadas compañías. Para el resto de los exportadores chinos se estableció un arancel antidumping nacional del 102,72 %.

Desde una consultora internacional estima que las sanciones totales sobre las importaciones de material de ánodo de grafito natural chino a EE. UU. suman actualmente aproximadamente el 220%:

• Tarifa IEEPA: 10%
• Tarifas de la Sección 301: 25%
• Tarifas del artículo 232: 25%
• Derechos compensatorios del DOC: 66,68% (anteriormente 11,58%)
• Derechos antidumping del DOC: 93,5 %
• Aranceles/derechos TOTALES: ~220,18 %

La determinación final es el resultado de una investigación que se extendió durante un año sobre presuntas subvenciones y prácticas de precios por parte de productores chinos.

No obstante, la medida aún depende de un dictamen final de la Comisión de Comercio Internacional de Estados Unidos (ITC), previsto para marzo de 2026. Si el organismo concluye que existió daño a la industria local, los aranceles quedarán vigentes por al menos cinco años, conforme a la normativa comercial estadounidense.

Y de aprobarse en la ITC, este escenario podría impulsar la demanda interna de grafito natural producido en Estados Unidos para su uso en baterías de ion-litio, incluyendo aplicaciones en vehículos eléctricos, almacenamiento energético, defensa y otros sectores estratégicos.

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El Gobierno de Colombia informó Víctor Paternina tomó posesión como nuevo viceministro de Energía del país.

Egresado de la Universidad del Norte, especialista en Alta Gerencia y en Dirección y Gestión de Proyectos, y con Maestría en Administración de Negocios (MBA) de la Universidad de los Andes, Paternina cuenta con más de 18 años de trayectoria en el sector energético.

«Es reconocido por su capacidad de ejecución y liderazgo en programas y proyectos estratégicos, así como por su solvencia técnica y reputación dentro del sector eléctrico nacional», aseguraron desde el gobierno.

Durante su gestión como director de Energía, impulsó de manera decidida la estructuración, ejecución e implementación de las comunidades energéticas en el país y lideró la definición de la política pública Colombia Solar, uno de los pilares de la transición energética justa con enfoque territorial y social.

Llega al Viceministerio de Energía de la mano del ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, con el firme propósito de dar continuidad a las políticas en curso y avanzar en la reducción de las tarifas de energía eléctrica, garantizando al mismo tiempo la confiabilidad, sostenibilidad y eficiencia del sistema energético nacional.

Como viceministro, uno de sus principales retos será asegurar la puesta en operación efectiva de las comunidades energéticas ya estructuradas y acelerar la implementación de las primeras soluciones del programa Colombia Solar, especialmente en la región Caribe, donde estos proyectos tendrán un impacto directo en el acceso, el costo y la equidad del servicio de energía.

“Este es un reto que asumo con profundo compromiso y responsabilidad. Nuestro enfoque será convertir la política pública en resultados concretos, que se reflejen en menores tarifas, mayor acceso a la energía y soluciones reales para los territorios, en especial para las regiones históricamente excluidas”, señaló el nuevo viceministro de Energía, Víctor Paternina.

«Su nombramiento representa una señal clara de continuidad, rigor técnico y estabilidad institucional para el sector energético colombiano, y envía un mensaje de confianza a los agentes, inversionistas y actores del sistema, al fortalecer una gestión enfocada en la ejecución efectiva, el diálogo permanente y la toma de decisiones responsables para el desarrollo energético del país», indicaron desde el Poder Ejecutivo.

La entrada Víctor Paternina asume como nuevo viceministro de Energía de Colombia se publicó primero en Energía Estratégica.

APsystems sigue fortaleciendo su comunidad en la región. Por eso, el Programa Instalador VIP ahora está disponible en toda Latinoamérica, ofreciendo beneficios exclusivos diseñados para impulsar el crecimiento de los profesionales del sector solar.

Este programa está pensado para reconocer, capacitar y acompañar a instaladores comprometidos con la calidad y la innovación, brindándoles acceso a capacitaciones especializadas, soporte prioritario, herramientas comerciales y oportunidades de visibilidad dentro del ecosistema APsystems.

🚀 Ser parte del Programa VIP significa estar un paso adelante, formar parte de una red regional sólida y crecer de la mano de una marca líder en tecnología MLPE.

👉 Conozca más sobre como ser parte y únase aquí: https://latam.apsystems.com/programa-instalador-vip/

 ¿Por qué elegir APsystems?

• Mayor producción por panel: Cada microinversor APsystems optimiza dos módulos independientes, lo que eleva hasta +20% la generación en condiciones variables. Esto no solo incrementa la producción, sino que reduce los costos de BOS (un microinversor por cada 2 paneles en lugar de uno).
• Compatibilidad con alta potencia: Los equipos APsystems soportan los paneles más grandes del mercado. 
• Instalación sencilla: Al ser plug-and-play y con diseño compacto, los microinversores APsystems reducen significativamente el tiempo y complejidad de instalación, comparados con soluciones de inversores centralizados o microinversores monomódulo.
• Monitoreo inteligente: La plataforma EMA brinda supervisión 24/7 vía app y web, con datos en tiempo real por cada panel. Esto permite diagnóstico remoto inmediato y maximiza la productividad del sistema.

Colombia Solar — Energía limpia con impacto social

El Programa Colombia Solar es una iniciativa del Gobierno colombiano que ve por una transición energética justa y sostenible para más de 1,3 millones de familias en situación de vulnerabilidad. Con una inversión de $8,35 billones COP entre 2026 y 2030, este programa busca transformar los subsidios tradicionales a la energía eléctrica por soluciones de generación fotovoltaica en los hogares.

🔋 Gracias a esta estrategia, las familias de estratos 1, 2 y 3 podrán:

• Generar su propia energía limpia, reduciendo considerablemente sus facturas eléctricas.
• Acceder a un suministro más estable y sostenible.
• Contribuir a una matriz energética más limpia y equitativa.

Además, el programa está pensado para impulsar empleo local, formación técnica en energía renovable y desarrollo territorial, apoyando la economía verde en distintas regiones del país.

Colombia Solar representa un cambio estructural en la política energética, poniendo a la energía solar en el centro de la solución para la equidad social y la sostenibilidad ambiental.

Además, el sector solar en Latinoamérica continúa mostrando un crecimiento sólido y sostenido, especialmente en generación distribuida y sistemas en techos, un escenario que abre grandes oportunidades para tecnologías como los microinversores y soluciones MLPE.

Países como Brasil lideran esta transformación, cerrando 2025 con 43.5 GW en generación distribuida y proyectando alcanzar 50 GW en 2026, consolidándose como uno de los mercados más dinámicos a nivel global. Este crecimiento ha impulsado una mayor adopción de soluciones modulares, seguras y eficientes, alineadas con la propuesta tecnológica de APsystems.

En México, la generación distribuida también mantiene una tendencia positiva, superando ya los 5 GW conectados, mientras que las recientes licitaciones y planes de expansión del gobierno refuerzan la necesidad de soluciones confiables, escalables y preparadas para el futuro. Este contexto ha favorecido el crecimiento de instalaciones con tecnología APsystems, especialmente en proyectos residenciales y comerciales que demandan mayor flexibilidad y monitoreo a nivel módulo.

Por su parte, Chile y Argentina avanzan hacia marcos regulatorios más estables y favorables para las energías renovables. La modernización normativa en Chile y la prórroga por 20 años de la Ley de Renovables en Argentina generan un entorno propicio para el desarrollo de la generación distribuida. Este crecimiento regional está sentando las bases para una expansión progresiva de APsystems, acompañando la maduración del mercado y la creciente demanda por soluciones con microinversores.

En conjunto, la consolidación de la energía solar en Latinoamérica, integrando almacenamiento, redes inteligentes y generación distribuida, está potenciando el desarrollo de APsystems en múltiples países de la región, fortaleciendo su posicionamiento como un aliado tecnológico clave para instaladores, distribuidores y proyectos que buscan eficiencia, seguridad y escalabilidad a largo plazo.

5.- 🚀 Lo que APsystems tiene para este 2026:

La compañía continúa fortaleciendo su presencia en Latinoamérica, alineando estrategia regional con la evolución del mercado solar y las necesidades de cada país. A medida que la generación distribuida avanza y la adopción de tecnologías MLPE se acelera, sigue consolidando el posicionamiento como un aliado tecnológico confiable para el campo solar.

Este crecimiento se refleja en un mayor acercamiento con instaladores y distribuidores, el desarrollo de capacidades locales y una participación cada vez más activa en los espacios clave donde se construye el futuro del sector. Al mismo tiempo, un enfoque constante en la innovación, la capacitación y el acompañamiento técnico, sentando las bases para una expansión gradual y sostenible en distintos mercados de la región.

Con una visión de largo plazo, avanza paso a paso para acompañar la madurez del mercado latinoamericano, impulsando soluciones que aporten eficiencia, seguridad y valor real a los proyectos solares, hoy y en el futuro.

La entrada ¡Comienza bien el año uniéndote al Programa de Socios Instaladores VIP de APsystems! se publicó primero en Energía Estratégica.

Colombia superó los 3 GW de capacidad solar instalada, consolidando un avance tangible en su ruta hacia una matriz energética más limpia y diversificada. Según la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), el país cuenta con 1600 MW en operación comercial y 1400 MW en etapa de pruebas, una cifra que refleja el dinamismo del recurso fotovoltaico en el mercado energético nacional.

Este entorno regulatorio más robusto coincidió con el despliegue de los proyectos solares más significativos del país. Guayepo, en el departamento del Atlántico, encabeza la lista con 370 MW de capacidad, seguido por el Parque Solar Puerta de Oro, en Cundinamarca, con 300 MW en pruebas. En el mismo Atlántico, Guayepo III suma 180 MW, mientras que en Tolima el desarrollo Shangri La aporta 160 MW. En el norte del país, Latam Solar La Loma, en Cesar, genera 150 MW, y en Caldas el proyecto Portón del Sol opera con 102 MW.

La geografía también suma aportes importantes: en Córdoba, Parque Solar La Unión y en Magdalena el proyecto Fundación destacan con 100 MW cada uno, mientras que en Caldas y Cesar, Parque Solar Tepuy y La Mata aportan 83 MW y 80 MW, respectivamente. Estas iniciativas evidencian no solo el crecimiento en potencia, sino también un reparto territorial que refleja la disponibilidad de irradiación, suelo y conectividad en distintos rincones del país.

Este desarrollo no es casualidad. Factores como la reducción de costos tecnológicos, la diversificación de capitales y reglas de mercado más claras generaron condiciones para que proyectos de mayor escala se materialicen y entren al sistema.

Además, este crecimiento ocurre en paralelo con señales regulatorias que buscan dar más certeza a los inversores. Recientemente, el Ministerio de Minas y Energía publicó un proyecto de resolución que convoca la primera subasta de energía renovable de largo plazo para 2026, un mecanismo que permitirá contratos de energía con vencimientos de hasta 15 años y cuya adjudicación debe cerrarse antes de junio de 2026.

El esquema está diseñado bajo un modelo de “pague lo contratado” y contempla productos horarios específicos, habilitando también la participación de sistemas de almacenamiento con baterías y proyectos nuevos con capacidad igual o superior a 5 MW. El objetivo es facilitar la incorporación de energía limpia y contribuir al cumplimiento de la obligación de compras renovables de los comercializadores, todavía rezagada en el mercado colombiano.

El listado completo de los proyectos solares: