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Livoltek, la marca global de energías renovables de Hexing Group, realizó en Santiago de Chile el lanzamiento oficial de sus soluciones BESS, presentando su enfoque modular, escalable y gestionado por inteligencia artificial como respuesta a los desafíos de la región.

La configuración base del sistema parte de una potencia de 125 kW y 261 kWh, pero puede ampliarse en paralelo hasta 1,25 MW y 2,61 MWh, lo que permite su implementación tanto en instalaciones medianas como en operaciones industriales de gran escala. 

“Podemos implementarlos en paralelo, por ejemplo, con un subsistema de hasta 10 unidades. Combinado con el sistema EMS, podemos aumentarlos hasta 125 kW multiplicado por 10, llegando a capacidad en MW”, precisó  Zhao Qunfei, business line manager de Livoltek.

La plataforma de gestión energética (EMS) desarrollada por la compañía permite interpretar en tiempo real la curva de carga de los consumos, establecer umbrales operativos y ejecutar automáticamente ciclos de carga y descarga. 

“Con la tecnología impulsada por IA tendremos un análisis, el sensor realiza un análisis de energía y verifica la curva de la carga de potencia. Luego calcularemos el umbral y una vez que active este umbral, descargará. Por debajo del mismo, se cargará”, detalló Qunfei.

Este enfoque operativo permite extender la vida útil de las baterías y reducir el sobredimensionamiento del sistema, de modo que según cálculos de la compañía, permitirá ahorrar un 30% de los costos operativos. 

Cabe aclarar que uno de los diferenciales estratégicos de Livoltek frente a otros proveedores es que desarrolla internamente los tres componentes clave del sistema BESS, conocidos como el sistema 3S: el PCS (sistema de conversión de energía), el BMS (sistema de gestión de baterías) y el EMS (sistema de gestión energética). 

Esto permite una integración fluida entre hardware y software, mejorando la eficiencia general del sistema. Además, el dispositivo está diseñado para adaptarse a múltiples aplicaciones, incluyendo autoconsumo, reducción de picos, arbitraje energético, energía de respaldo, redes débiles, microrredes, centrales eléctricas virtuales (VPP) y control de capacidad de transformadores. 

Retorno de inversión atractivo y visión regional

En términos financieros, la compañía estima que el retorno de inversión puede alcanzarse entre tres y cuatro años, dependiendo del tipo de aplicación, la estructura tarifaria y el perfil de consumo del cliente. 

Qunfei también destacó el valor del sistema como respaldo energético en procesos industriales, donde las interrupciones de suministro pueden traducirse en importantes pérdidas en la productividad. 

“El segmento de C&I es adecuado para muchos escenarios, por ejemplo, la reducción de picos, el arbitraje o la regulación de potencia, como la participación en centrales eléctricas virtuales (VPP)”, remarcó el entrevistado.

En mercados dinámicos como el europeo, donde la tarifa eléctrica varía cada 15 minutos, la inteligencia artificial del EMS también se adapta para maximizar el valor económico. 

“Con esta tecnología impulsada por IA, se puede acceder a la interfaz desde ciertas centrales VPP y conocer el nivel de precios. Así que usaremos nuestro sistema de gestión para indicarles el precio y cuándo cobrar, cargar y descargar las baterías”, comentó el business line manager de Livoltek.

Mientras que en Chile, los desafíos tarifarios específicos también hacen de esta solución una alternativa especialmente atractiva, dada la reducción de vertimientos del sector, el alto costo de la demanda eléctrica y diversas dificultades con la red eléctrica. 

Ya de cara a los próximos años, Livoltek proyecta una fuerte expansión regional. La empresa ya estableció diversas subsidiarias, almacenes y fábricas en América Latina, con una visión de largo plazo. 

“El mercado se está desarrollando. En América Latina para el 2035, la capacidad podría alcanzar hasta 45 GW, entonces hay oportunidades en países como Brasil, Chile, Argentina o México”, apuntó el especialista. 

“Sabemos que existen grandes mercados en Latinoamérica, por lo que estamos listos para ser un buen proveedor de soluciones para lograr un beneficio mutuo con nuestros socios. Por lo tanto, queremos contribuir al desarrollo del sistema de la red”, concluyó. 

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El gobierno de Argentina habilitó la ejecución de obras de transmisión bajo un esquema de concesión, con participación de capital privado y licitaciones abiertas a nivel local e internacional.

La medida quedó formalizada a través del Decreto 921/2025 y representa un paso clave para el megaplan de 16 obras prioritarias, que implican más de 5600 kilómetros de líneas en 132 y 500 kV, diseñadas para aliviar cuellos de botella, evitar cortes y robustecer el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

El nuevo marco busca atender uno de los principales cuellos de botella del sistema eléctrico argentino: la limitada capacidad de transmisión para evacuar energía desde los centros de generación hacia las áreas de mayor demanda. Según el diagnóstico oficial, esta restricción no solo incrementa el riesgo de cortes, sino que también condiciona el desarrollo de nueva generación y la entrada de inversiones.

Las obras definidas como prioritarias se adjudicarán mediante licitaciones públicas bajo la Ley de Concesión de Obra, un modelo que traslada al sector privado la responsabilidad de diseñar, construir, operar y mantener la infraestructura, sin comprometer recursos fiscales directos.

El decreto establece que la Secretaría de Energía estará a cargo de conducir los procesos licitatorios —incluida la aprobación de pliegos, la evaluación de ofertas y la adjudicación—, mientras que el Ministerio de Economía actuará como autoridad de aplicación y control. Este diseño institucional busca acelerar los tiempos administrativos y ordenar un segmento que arrastra años de subinversión.

La iniciativa se inscribe en una estrategia más amplia para normalizar el funcionamiento del sector eléctrico y avanzar en ampliaciones largamente postergadas, en un contexto en el que la transmisión vuelve a ocupar un rol central en la agenda energética. En particular, el esquema de concesiones aparece como una herramienta clave para viabilizar proyectos de gran escala y reducir las restricciones que hoy afectan a usuarios, industrias y regiones productivas del país.

¿Qué fechas se estipulan para iniciar el proceso?

Semanas atrás, la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, le confió a Energía Estratégica que se espera lanzar  la licitación del proyecto AMBA I (la primera gran obra bajo el nuevo esquema) durante el primer cuatrimestre del 2026.

La obra forma parte de un ambicioso paquete de inversiones que redefinirán la infraestructura energética del país. AMBA I contempla más de 500 kilómetros de líneas de alta tensión, que reforzarán la capacidad de abastecimiento del Área Metropolitana de Buenos Aires, donde se concentra cerca del 40% de la demanda eléctrica nacional.

El oferente que se adjudique el proyecto recuperará su inversión únicamente una vez que la obra esté concluida y operativa. A partir de allí, se prevé un ingreso tarifario proveniente de los usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que se beneficien con la nueva infraestructura.

Además, una vez vencido el período de operación y mantenimiento, se proyecta que el concesionario transfiera las instalaciones al Estado Nacional a valor cero, y su administración podrá ser reasignada al transportista correspondiente.

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¿Qué pasará con el sector? Las prioridades pasan por dar continuidad a los procesos iniciados, garantizar seguridad jurídica y restablecer la confianza entre los actores del ecosistema eléctrico, siendo uno de los frentes más urgentes es la licitación por 1500 MW de nueva capacidad de generación y almacenamiento bajo el modelo Build, Operate and Transfer (BOT).

Impulsada por el gobierno saliente, la convocatoria incluye principalmente tecnologías renovables y había quedado en suspenso durante el proceso electoral; por lo que la continuidad del proceso dependerá de que el nuevo Ejecutivo avance con la designación de autoridades técnicas en Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) y Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), dos organismos clave para destrabar inversiones.

En paralelo, el país enfrenta desafíos estructurales como la necesidad de modernizar redes, definir esquemas de contratación estables y garantizar marcos regulatorios predecibles.

Durante la campaña, Asfura se mostró a favor de una mayor apertura del mercado eléctrico, con propuestas centradas en la estabilidad regulatoria, autonomía institucional y expansión de la generación con renovables. Aunque no hubo definiciones específicas, el tono general de sus planteos fue interpretado por el sector como favorable al ingreso de inversión privada y alianzas público-privadas.

Cabe recordar que el referente del Partido Nacional de Honduras (PNH) contó con el apoyo de Donald Trump, quien pidió a los hondureños que votaran por el exalcalde de Tegucigalpa y a quien describió como “el único verdadero amigo de la libertad”. Por tanto, Asfura sigue la línea liberal y si se mantiene ese enfoque, el nuevo gobierno apuntaría a activar un proceso de transición energética con mayor participación empresarial, lo que implicaría cambios en las condiciones de mercado y destrabar proyectos pendientes.

Honduras aún depende en gran medida de la generación térmica, pero cuenta con un potencial significativo en fuentes limpias como la solar y la eólica. Proyectos como el parque eólico Cerro de Hula, de más de 100 MW, muestran que existe capacidad técnica instalada y experiencia operativa, aunque todavía limitada frente a las necesidades futuras.

¿Por qué? El país avanzó a un ritmo más lento en el diseño de marcos normativos modernos y en la atracción de financiamiento internacional en comparación con otros países como Costa Rica, El Salvador o Guatemala. Sumado a que aún mantiene esquemas más tradicionales de contratación que requieren actualización si se toma en cuenta que vecinos de la región ya integran mercados regionales e implementan sistemas de subastas

Esto significa que para que la nueva administración logre posicionar a Honduras como un actor competitivo en el mapa energético regional, será clave acelerar definiciones. Solo así podrán materializarse los proyectos en carpeta y concretarse la transición energética.

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“Chile tiene un gran problema de sobreoferta, tenemos 40000 MW instalados para una demanda de apenas 10000 MW”, aseguró José Ignacio Escobar, CEO de Colbpun, exponiendo uno de  los principales dilemas que enfrenta hoy el país: la desarticulación entre la velocidad de crecimiento de la capacidad instalada y la lentitud con la que se expande la demanda eléctrica.

El ejecutivo hizo un llamado directo a las autoridades del nuevo gobierno en 2026: diseñar un plan de acción claro y urgente para reactivar el crecimiento y, con ello, la demanda eléctrica. 

“Ojalá que los primeros 100 días del nuevo gobierno se haga un plan claro, al callo”, propuso en el marco del Future Energy Summit (FES) Southern Cone, realizado el pasado 26 de noviembre.

Cabe aclarar que el pedido fue hecho semanas antes de que se definiera la segunda vuelta presidencial del 14 de diciembre, que consagró como presidente electo a José Antonio Kast.

“Sin inversiones no hay demanda, y sin demanda estamos repartiendo escasez, no abundancia”, sostuvo, enfatizando que otros países de la región crecen 3% anual en consumo eléctrico, mientras que Chile lo hace por debajo del 1%.

A este cuello de botella se suma un factor estructural: la permisología. Escobar advirtió que los procesos para autorizar grandes proyectos energéticos o industriales son excesivamente lentos en el país.

“En Chile recién los permisos los tienes en ocho años”, lamentó, contrastando con otros mercados donde esas autorizaciones demoran la mitad.

En su visión, esto frena el ingreso de industrias intensivas en energía, como la desalinización o los centros de datos, que serían clave para activar la demanda estancada.

Por eso, el directivo propuso avanzar en una reforma institucional profunda, que contemple la modernización del Consejo de Evaluación Ambiental (CEA), así como la agilización de los reglamentos que deben implementarse tras leyes ya aprobadas. Además, planteó revisar los órganos reguladores del sector eléctrico, buscando mayor independencia política y mayor capacidad de ejecución.

“Hoy en día en generación hay cuatro o cinco gremios. Es absurdo”, criticó, señalando que la fragmentación debilita la representación del sector ante el Congreso y el Poder Ejecutivo.

Por lo que, a su juicio, es urgente recomponer una hoja de ruta común, como la que existía en la década pasada con los escenarios energéticos consensuados que dieron lugar a las leyes clave en materia de renovables, transmisión y licitaciones.

Desde Colbún, el diagnóstico se acompaña con acción. La compañía inauguró recientemente Horizonte, el mayor parque eólico del país. Para acompañar la operación y mejorar la evacuación en zonas de alta congestión, se construye la subestación Don Eduardo, con impacto no solo en los activos propios, sino también en proyectos de otros generadores.

Asimismo, la firma explora soluciones de almacenamiento que permitan acomodar las rampas de generación solar y eólica al perfil real de consumo, integrando nuevas tecnologías sin desarticular la red. Escobar lo define como una “sinfonía perfecta”, donde cada tecnología juega un rol complementario, sin antagonismos entre renovables, térmicas ni baterías.

En paralelo, planteó que la transformación del sistema no se completa si los consumidores no perciben beneficios reales. “Hoy en día los clientes no están viendo los beneficios de la transición energética. Solo ven energía más cara y más insegura”, advirtió. Si bien reconoció que las emisiones del sector han caído 50% en la última década, remarcó que ese logro técnico no se traduce en tarifas más bajas ni en un servicio más confiable.

El cierre de su intervención fue un llamado de atención a toda la cadena de valor energética. Interpeló al público presente, en su mayoría ejecutivos del sector, con una pregunta: “¿Cuántos de ustedes tienen todavía gas licuado en su casa? ¿Cuántos aún tienen vehículos a combustión?”, lanzó. 

Para Escobar, la transición energética no puede quedarse en los discursos ni en la macroeconomía del sistema. Si los usuarios —incluidos los actores del propio sector— no adoptan cambios de consumo, la sobreoferta seguirá sin destino y el modelo será insostenible.

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Risen Energy reafirma su posicionamiento global al presentar dos de sus soluciones más avanzadas: el sistema de almacenamiento eTron 5.016 MWh y los módulos solares HJT de hasta 730 Wp.

Ambas tecnologías fueron protagonistas durante su participación en el PV Book 2025, destacando por su enfoque en eficiencia, confiabilidad operativa y bajo impacto ambiental, claves para los mercados utility y comerciales.

El sistema eTron, con una capacidad nominal de 5.015,96 kWh y potencia de 2.500 kW, integra refrigeración líquida con control inteligente en tres etapas, garantizando una diferencia de temperatura ≤ 2 °C entre módulos. Su arquitectura compacta de tipo back-to-back y shoulder to shoulder permite reducir en más del 46 % el área ocupada, optimizando espacio en proyectos de gran escala.

A nivel de seguridad, cumple con normas como UL9540A, GB/T 36276 y NFPA 855, e incorpora protección activa contra incendios, desconexión rápida y control de gases combustibles, superando los más altos estándares del sector.

En una entrevista previa con Energía Estratégica, el director de almacenamiento para Europa y Latinoamérica de Risen, Andrés Pinilla, afirmó que “el almacenamiento deja de ser opcional y se vuelve un ‘sí o sí’”, al explicar el impacto de los precios cero y la saturación de nodos en redes renovables europeas.

“Todo indica que 2026 será un año clave para el almacenamiento en Europa, y creemos que ahí estará el gran despegue”, manifiestó.

Tecnología de alta eficiencia y visión de integración global

En paralelo, los módulos HJT de Risen alcanzan más de 23,5 % de eficiencia y ofrecen hasta 730 Wp de potencia, con una degradación anual de solo 0,3 %, asegurando un 90,3 % de potencia después de 30 años.

Incorporan interconexión Hyperlink, células ultrafinas y conversión UV, tecnologías que evitan la degradación por radiación y mejoran la captación de luz. Además, su proceso de fabricación reduce el uso de plata y el consumo hídrico (200 t/MWp), lo que resulta en una huella de carbono de solo 376,5 kg eq CO₂/kWc, una de las más bajas del mercado.

Pinilla también sostuvo en esa entrevista que Risen no busca solo vender baterías, sino ofrecer un modelo integral con ingeniería, media tensión, EMS, financiación y acompañamiento: “Queremos que el cliente sepa quién le va a operar su batería y cómo va a exprimir hasta el último euro de rentabilidad”.

Esta propuesta, remarcó, está diseñada para aportar valor con soluciones completas y adaptables a cada tipo de cliente.

Como parte de su visión tecnológica, la compañía proyecta nuevos módulos de hasta 850 Wp con configuraciones HJT tipo tándem y un despliegue acelerado de sistemas de almacenamiento tanto en Europa como en América Latina, donde ya mantiene acuerdos estratégicos y operaciones activas.

Con estos desarrollos, Risen Energy responde a los desafíos de un mercado cada vez más exigente y competitivo, ofreciendo soluciones energéticas de alta calidad, eficientes y sustentables, que acompañan el crecimiento de la generación renovable y garantizan estabilidad en la operación de redes eléctricas.

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Indira Cristina Portocarrero Ospina asume como directora de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), fortaleciendo la capacidad técnica del Estado para enfrentar los retos de la seguridad energética, la confiabilidad del sistema eléctrico y la transición energética en Colombia.

Ingeniera industrial y magíster en Estudios Políticos, Portocarrero cuenta con una trayectoria sólida en planeación, regulación y análisis territorial del sector minero-energético, caracterizada por la articulación entre el rigor técnico, la comprensión social y una visión regional que reconoce las realidades de los territorios.

Antes de asumir este cargo, se desempeñó como Jefe Territorial de la UPME y como Asesora Técnica de Planeación y Regulación en el Ministerio de Minas y Energía, donde participó en la formulación de políticas públicas, procesos interinstitucionales y proyectos estratégicos relacionados con energías renovables, bioenergía, transmisión eléctrica y gestión de la conflictividad social. Actualmente, es presidenta de la Junta Directiva de Centrales Eléctricas del Cauca S.A. (Cedelca).

Entre sus aportes más relevantes se destaca la articulación técnica entre la CREG, XM, la UPME y el Ministerio de Minas y Energía, que permitió la liberación de 5 gigavatios de capacidad energética, equivalentes al 25 % de la generación eléctrica del país, habilitando la entrada de nuevos proyectos de energía limpia y fortaleciendo la confiabilidad del sistema eléctrico nacional.

Su trayectoria también ha estado vinculada a procesos estratégicos como la consultoría para el fortalecimiento del rol del Estado en el mercado eléctrico regulado y la incorporación de criterios técnicos y socioambientales en el análisis del cierre de minas de carbón y el desarrollo de parques solares en el corredor de vida Cesar–Magdalena, en el marco de una transición energética justa.

La designación de Indira Cristina Portocarrero consolida una visión de planeación energética que reconoce que la energía no es solo infraestructura y regulación, sino también territorio, personas y dignidad, y reafirma el compromiso del Estado con un sector energético más inclusivo, sostenible y técnicamente sólido.

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Future Energy Summit (FES) confirmó su regreso a la Argentina en 2026 con su tercera edición. El encuentro se desarrollará los días 4 y 5 de marzo en la Ciudad de Buenos Aires y se realizará en un momento clave para el sector eléctrico argentino, atravesado por cambios estructurales que redefinen la lógica de precios, contratos y mecanismos de abastecimiento.

La realización de FES Argentina 2026 se apoya en la trayectoria consolidada del encuentro en ediciones anteriores y, especialmente, en el respaldo institucional que dejó FES Argentina 2025, donde durante dos jornadas se reunieron más de 500 líderes del sector energético. 

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Cientos de CEOs de empresas renovables, autoridades nacionales y provinciales, referentes tecnológicos y representantes de entidades financieras participaron de instancias de debate estratégico, networking de alto nivel y transmisiones en vivo, posicionando al evento como uno de los encuentros más relevantes de la región.

La edición 2025 contó con el acompañamiento de un amplio ecosistema de empresas líderes de la cadena de valor energética. Entre ellas se destacaron Huawei como partner Platinum, JA Solar, Secco y Seraphim como Diamond, junto a Trina Solar, Goldwind y Sungrow como Gold, además de numerosas compañías estratégicas que reflejaron la diversidad tecnológica, financiera e industrial del sector. 

Este respaldo empresarial reforzó el rol de FES como un espacio donde se discuten tendencias de mercado y se generan vínculos que impulsan nuevos proyectos de inversión.

Con ese antecedente, FES Argentina 2026 llegará en un escenario marcado por la reestructuración del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), ya que el Gobierno argentino avanza en un nuevo esquema regulatorio que redefine las reglas para la generación y la comercialización de energía, con el objetivo de abandonar un modelo centralizado y administrado para dar paso a uno basado en señales reales de precios, mayor competencia y contratación directa entre las partes.

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Este rediseño introduce cambios significativos en la forma en que se abastece el sistema eléctrico. El nuevo marco normativo otorga un rol operativo central al Mercado a Término (MAT), que pasa a ser un instrumento clave para la transición hacia un esquema más competitivo.

A partir de su entrada en vigencia, los distribuidores del MEM deberán cubrir al menos el 75% de su demanda estacionalizada mediante contratos bilaterales, lo que implica un traslado efectivo de las decisiones de compra y venta de energía al mercado.

En este contexto, las energías renovables adquieren un papel estratégico, tanto por su competitividad en costos como por su capacidad de integrarse a esquemas de contratación de largo plazo que aporten estabilidad al sistema.

La agenda de FES Argentina 2026 estará diseñada para abordar estos desafíos desde una mirada técnica y estratégica; por lo que los debates recorrerán aspectos regulatorios, innovación tecnológica, financiamiento de proyectos y proyección de largo plazo del sector eléctrico, con la participación de funcionarios de primer nivel y ejecutivos C Level de empresas líderes. 

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De cara a la próxima edición en 2026, FES ya cuenta con el respaldo de Jinko Solar, Goldwind, GameChange, FMO y COARCO como partners confirmados, lo que anticipa un alto nivel de participación empresarial. 

Y como en cada edición, el encuentro volverá a destacarse por sus espacios de networking, donde cientos de representantes de empresas, desarrolladores y entidades financieras se congregan para avanzar en acuerdos que fomentan la transición energética en el país y en la región.

En un contexto de redefinición profunda del sistema eléctrico, Future Energy Summit Argentina 2026 se proyecta como una plataforma estratégica para comprender el nuevo escenario, anticipar tendencias y participar de las discusiones que marcarán el rumbo del sector energético argentino en los próximos años.

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El sector eólico proyecta un crecimiento del 16% en su capacidad instalada antes de 2030, impulsado por los permisos recientemente adjudicados en convocatorias oficiales. La estimación surge de la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE), que considera que si se ejecutan los proyectos aprobados hasta ahora, México podría incrementar sustancialmente sus parques operativo de aquí al 2030.

“Si ahora tenemos casi 8 GW, con los permisos nuevos estaríamos aumentando nuestra participación en un 16% en los próximos tres o cuatro años”, proyectó Mauricio Herrera, director adjunto de la AMDEE.

El sector interpreta este repunte como la primera señal concreta de reactivación, tras años sin incorporaciones relevantes ni nuevos permisos. La convocatoria lanzada en octubre de 2025 por el Gobierno federal habilitó un proceso de resolución expedita que derivó en 18 proyectos aprobados, incluidos cinco parques eólicos por cerca de 900 MW, todos con un alto grado de avance técnico.

«Los requisitos y los tiempos para cumplirlos fueron bastante cortos. Si no estabas preparado, era difícil cumplirlos. Era para aquellos proyectos que ya tenían cierto nivel de avance. Entendemos que hubo un buen número de solicitudes, pero solo quienes tenían todo listo pudieron quedar”, manifestó Herrera.

Pese a sus limitaciones, el proceso marcó un punto de inflexión para un sector que llevaba años sin incorporaciones relevantes ni nuevos permisos.

Desde la AMDEE consideran que la medida no solo permitió destrabar proyectos detenidos, sino que también envió una señal política y técnica de reapertura hacia el capital privado.

Herrera considera que esta clase de iniciativas puede volverse un instrumento útil para agilizar la ejecución de parques que ya superaron etapas críticas. Pero subraya que el esquema debe consolidarse.

“Ya hoy conocemos cuál es el mecanismo. Los desarrolladores pueden irse preparando con la documentación y todo, para que cuando se dé precisamente la convocatoria, ya estén listos”, anticipó, en referencia a la nueva ronda prevista para finales de enero.

En ese sentido, valora positivamente los resultados obtenidos hasta ahora: “Cerca de un giga de capacidad eólica nueva es una muy buena noticia, definitivamente». 

Este avance se da en el marco de una transformación más profunda. Durante 2025 se materializó una reforma constitucional que redefinió el mercado eléctrico, estableciendo que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) debe conservar al menos el 54% de participación en el sector.

Esto dio origen a la nueva Ley del Sector Eléctrico, publicada en marzo, y a su complemento: la Ley de Planeación y Transición Energética.

Ambas normativas se consolidaron en octubre con la publicación de reglamentos técnicos e instrumentos operativos como la planeación vinculante, que establece qué tecnologías serán priorizadas, en qué regiones y bajo qué criterios.

“Este esquema nos indica cuál es la ruta a seguir: qué se debe hacer, qué tecnologías se van a implementar, dónde y cuándo”, resumió Herrera.

Con ese marco legal en marcha, el sector espera que las convocatorias continúen y se afiancen nuevas reglas de participación. Pero Herrera insistió en que el crecimiento depende de mucho más que autorizaciones puntuales. Aseguró que, si bien las señales del Gobierno son positivas, el desarrollo estructural del sistema sigue siendo insuficiente. El primer gran obstáculo es la capacidad de transmisión.

El referente de la asociación apuntó en la necesidad de que se concreten cuanto antes las inversiones previstas para ampliar la Red Nacional de Transmisión y la Red General de Distribución. También urge avanzar en la normativa de almacenamiento, una tecnología clave para dar confiabilidad al sistema y rentabilidad a los proyectos renovables. “

Va a haber una propuesta del CENACE con la metodología para el dimensionamiento de los sistemas de almacenamiento y su asociación con los proyectos renovables”, anticipó. A la espera de nuevas definiciones, el sector también observa con atención los proyectos híbridos, que aún no cuentan con regulación específica.

De cara a 2026, el sector anticipa que el proceso de transformación continuará. “La regulación no está completa”, advierte Herrera. Se esperan cambios en las reglas del mercado, actualizaciones sobre esquemas de remuneración y la publicación del nuevo Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico, que marcará los lineamientos a largo plazo del sistema y debería estar listo hacia mayo del próximo año.

Mientras tanto, existe una cartera de proyectos eólicos lista para activarse si se consolida el marco normativo. Tal como informó Energía Estratégica, la AMDEE identifica 30 iniciativas con predios definidos y acuerdos de renta de reserva, que en conjunto suman 5000 MW de capacidad.

“Esos treinta parques ya tienen definido un predio. Se tiene algún acuerdo con los dueños, ya sean privados o ejidales, y se está pagando una renta de reserva”, había señalado Héctor Treviño, director ejecutivo de la asociación. Su avance podría destrabar una inversión privada de más de 6500 millones de dólares.

“Esto viene en cascada”, concluyó Herrera. La industria ya comenzó a responder, pero para sostener el impulso necesita que las definiciones bajen desde la Constitución hasta los reglamentos técnicos y las reglas operativas del mercado. La señal ya fue dada; ahora, el sector espera continuidad.

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El próximo 12 de febrero en Madrid, se celebrará la cuarta edición del Future Energy Summit (FES) Iberia – Renewables & Storage 2026, el foro más importante de Hispanoamérica enfocado en energías limpias, almacenamiento e integración de tecnologías. 

Este encuentro marcará el inicio de la gira internacional 2026 de FES, que incluirá nueve eventos en mercados clave, posicionándose como una referencia global dentro del sector de las renovables y el almacenamiento. 

ENTRADAS DISPONIBLES

FES Iberia 2026 contará con una amplia participación de referentes institucionales, ejecutivos de alto nivel y líderes tecnológicos, quienes abordarán los desafíos y oportunidades que enfrenta la transición energética en un contexto de transformación industrial, geopolítica e inversión internacional.

Desde el sector institucional y gubernamental, se destaca la participación de Carmen López Ocón, Directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico del IDAE, autoridad clave en el diseño de políticas públicas para la integración de las renovables en el sistema español. 

La acompañará Manuel Larrasa Rodríguez, Secretario General de Energía y Minas de la Junta de Andalucía, aportando una visión desde el ámbito autonómico, con foco en oportunidades regionales.

ENTRADAS DISPONIBLES

Por parte de las utilities y generadores líderes, han confirmado su presencia Rocío Sicre, directora general de España en EDP Renewables, y Álvaro Pérez de Lema, CEO de Saeta Yield, quienes compartirán estrategias de expansión, modelos de inversión y evolución de portafolios. 

Del lado de las compañías tecnológicas y fabricantes, participará Andrés Hernando, CTO de Huawei, aportando perspectiva sobre digitalización, inteligencia de red y optimización de activos. También estarán Jesús Heras, Technical Director SouthWest Europe de Wattkraft, y Oscar Aira, Managing Director Europe & Latin America de GameChange, con foco en soluciones para utility scale y eficiencia operativa.

En el segmento de almacenamiento y soluciones BESS, se suman Domingo Jesús López Álvarez, Director General de Tera Batteries, y Enrique de Ramón, Global Head of Business Origination & BESS de Zelestra, quienes analizarán tendencias en almacenamiento a gran escala, integración en mercados mayoristas y valorización de servicios de flexibilidad.

ENTRADAS DISPONIBLES

Entre las empresas con presencia creciente en Iberia, se destaca Carolina Nester, Head of Operations Iberia de Sonnedix, junto a Angel Alegría, Head of Commercial de Schletter, y Arancha García, Chief Integration & Transformation Officer de Templus, quienes abordarán temas relacionados con implementación, operación y transformación del modelo energético.

En representación del ecosistema de negocios y financiación, participará Chema Zabala, Managing Director de Alantra Energy Transition, aportando análisis sobre tendencias de inversión, instrumentos financieros y proyectos bancables. Desde el sector asociativo, estará presente Raúl García Posada, Director de ASEALEN, aportando la mirada desde el autoconsumo y la generación distribuida.

La cobertura periodística estará a cargo de los periodistas Emilia Lardizábal y Gastón Fenés, de Energía Estratégica, medio especializado que sigue de cerca el desarrollo de los mercados energéticos en Europa y América Latina.

ENTRADAS DISPONIBLES

Como es habitual en cada edición de FES, se esperan espacios de networking intensivo, donde representantes de las principales compañías del sector energético regional y global avanzan en acuerdos comerciales, alianzas estratégicas y oportunidades de cooperación que potencian la transición energética en sus respectivos mercados.

Con más de 50 líderes confirmados, una agenda focalizada en el futuro energético y un entorno favorable para el diálogo multisectorial, FES Iberia 2026 consolidará una vez más a Madrid como hub de referencia en la evolución del sector energético internacional.

ENTRADAS DISPONIBLES

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Enel Generación Chile se quedó con la segunda licitación de suministro del 2025 Chile. La compañía fue la única adjudicataria por los 1470 GWh/año de la convocatoria para abastecer a los clientes regulados durante 2026, a un precio promedio de 98,699 US$/MWh.  

El diseño del proceso consideró un período de suministro de un año por un total de 1470 GWh/año, distribuido en dos zonas de suministro: Zona 2, con 298 GWh/año, y Zona 3,  con 1.172 GWh/año. Cada uno de los dos bloques zonales se encuentra compuesto, a su  turno, por tres bloques horarios, permitiendo una adecuada adaptación a las condiciones operativas del sistema eléctrico. 

Además, este consideró la aplicación del Mecanismo de Ajuste de Precio propio de las licitaciones excepcionales de corto plazo, herramienta que permite adecuar el precio horario del contrato en función de las condiciones reales de operación del sistema eléctrico, lo cual acota los riesgos para incentivar la participación y permite compartir costos y beneficios entre suministrador y cliente. 

La evaluación de las ofertas se realizó mediante un algoritmo que compara el Precio Nivelado de las propuestas, el cual corresponde al valor presente equivalente del precio ofertado, considerando su fórmula de indexación. Para ello, se utilizaron proyecciones públicas de índices de precios de combustibles provenientes del Short Term Energy Outlook de octubre de 2025, elaborado por la U.S. Energy Information Administration. 

El precio de reserva fue fijado en 129,108 US$/MWh, equivalente a 1,5 veces el componente de energía del Precio Medio de Mercado (E PMM) vigente al momento del  llamado. 

No obstante el precio adjudicado fue de 98,699 US$/MWh, la operación del Mecanismo de Ajuste podría implicar que el pago de los clientes resulte significativamente menor. Lo anterior se debe a que este Mecanismo de Ajuste modifica el precio que paga el cliente en  función del costo marginal del sistema y las proyecciones de operación del sistema eléctrico prevén bajos costos marginales promedios, que finalmente dependerán de las  condiciones hidrológicas y operativas de 2026.

En ese contexto, un total de 7 empresas presentaron ofertas el pasado 2 de diciembre, superando ampliamente la energía licitada: se recibieron 72 ofertas, por el equivalente a  2,5 veces la energía requerida. 

De acuerdo con el procedimiento definido, se seleccionó la combinación de ofertas que  minimiza el Precio Nivelado medio ponderado del conjunto de los bloques zonales y  horarios, asegurando simultáneamente el abastecimiento completo del suministro  licitado. 

El secretario ejecutivo (s) de la Comisión Nacional de Energía, Mauricio Funes, manifestó que “los resultados de esta licitación confirman la vigencia y eficacia de los mecanismos que establece la legislación eléctrica para asegurar el suministro en escenarios complejos, como el correspondiente al año 2026″.

«El inicio del suministro por parte de la empresa adjudicada en el corto plazo demuestra que el diseño institucional está operando adecuadamente y que existe un alto nivel de confianza de los actores del mercado en la certeza y confiabilidad del proceso”, agregó.

«La respuesta del mercado entrega una señal positiva, en un contexto que naturalmente está condicionado por las variables propias del mercado. Desde esa perspectiva, esperamos contar con un mix de contratos que permitan que los clientes accedan a energía a precios competitivos, tanto en el largo como en el corto plazo”, manifestó Juan Meriches, director ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G.. 

«En esta licitación enfrentamos una demanda acotada, pero con una oferta que fue 2,5 veces superior y con  la participación de siete oferentes, lo que refleja claramente el interés del mercado. Si  bien como sector siempre privilegiamos soluciones de más largo plazo, esta primera  experiencia demuestra que el mecanismo funciona y entrega certezas tanto a los clientes  como al mercado. Finalmente, felicitamos a la empresa adjudicada por el resultado obtenido y agradecemos nuevamente a todos quienes contribuyeron al buen desarrollo  de este proceso”, indicó el gerente general de la Federación Nacional de Cooperativas Eléctricas (Fenacopel), Patricio Molina.

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 YPF Luz puso en marcha los primeros 100 MW del Parque Solar El Quemado en Mendoza, el proyecto fotovoltaico más grande del país y el séptimo  desarrollo renovable de la compañía.

Con esta habilitación, YPF Luz duplica su capacidad  instalada de energía solar, que ahora alcanza los 200 MW, consolidando un avance decisivo en la  expansión de la generación renovable en Argentina.

El parque alcanzará una capacidad instalada total de 305 MW, que se incorporarán de manera escalonada hasta completar su puesta en marcha en el primer semestre de 2026. Con una  inversión aproximada de USD 210 millones, el proyecto ya supera el 80% de avance en su  construcción. 

Este hito en la construcción llega después de superar con éxito todas las pruebas correspondientes, previas a la habilitación comercial. A principios de diciembre, se realizó la energización del parque, es decir, la conexión de la nueva estación transformadora El Quemado al SADI.

Esta vinculación a la red inició la fase de comisionado, en conjunto a una serie de pruebas  funcionales que fueron la antesala a la puesta en servicio y generación de energía. 

«La puesta en marcha de esta primera etapa del Parque Solar El Quemado refleja nuestro  compromiso con el desarrollo de la matriz energética del país. Cerramos el año cumpliendo con  este gran hito, que abastecerá de energía renovable a las diferentes industrias argentinas. Este  paso nos motiva a ir por más y a seguir desafiándonos en 2026 para acompañar el desarrollo de  la industria argentina”, expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.

Características Técnicas de El Quemado 

• Ubicación: departamento de Las Heras, a 53 km de la ciudad de Mendoza.  • Factor de capacidad estimado: 31,4%. 
• Potencia instalada: 305 MW. 
• Inversión: USD 210 millones aprox.  
• 511.000 paneles fotovoltaicos bifaciales. 
• Plazo total de construcción: 18 meses. La obra inició en enero de 2025. • Empleo en etapa de obra: más de 400 personas en el pico de obra. 
• 87% empleos locales en etapa de obra. 
• Superficie: más de 600 hectáreas. 
• Interconexión: se conecta al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a través  de una nueva estación transformadora de 220/33kV. 
• Beneficio energético: generará energía equivalente al consumo de más de 233.000  hogares argentinos, es decir, suficiente para cubrir la demanda de todos los hogares de  la Ciudad de Mendoza, y de los departamentos de Las Heras y Levalle.  

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METLEN Energy & Metals concretó la venta de un gran segmento de su cartera chilena, que incluye cuatro proyectos con una capacidad solar operativa de 588 MW respaldados por sistemas de almacenamiento de energía de baterías (“BESS”) construidos y ubicados conjuntamente con una capacidad de 1610 MWh.

Esta transacción con GAC RS Chile II SpA, filial de Glenfarne Group, LLC (“ Glenfarne ”) forma parte del Plan Global de Rotación de Activos de METLEN. Con el cumplimiento de ciertas condiciones, la contraprestación total de USD 865 millones refleja las oportunidades de creación de valor que surgen en el mercado chileno, junto con nuestro rol integral en la operación de los proyectos de esta creciente clase de activos híbridos (fotovoltaicos y BESS coubicados).  

Evangelos Mytilineos, presidente de METLEN Energy & Metals, destacó la oportunidad que ofrece esta transacción: el proyecto solar y BESS ubicado conjuntamente allanará el camino hacia el Plan Global de Rotación de Activos de la compañía.

«Con nuevos proyectos desarrollados de forma híbrida, pero también mediante la hibridación de proyectos solares existentes, la Plataforma de Transición Energética de METLEN se encuentra en una posición privilegiada para aprovechar esta oportunidad emergente y en crecimiento», señalaron desde la compañía.

Con motivo del cierre, Nikos Papapetrou, director ejecutivo de la Plataforma de Transición Energética y Renovables, declaró: «La finalización de esta histórica transacción demuestra nuestra sólida capacidad de ejecución en Latinoamérica, así como la singular capacidad de METLEN para ofrecer una propuesta de valor integral a la comunidad inversora en el marco de su Plan de Rotación de Activos».

«Dado que Chile es pionero en BESS de larga duración, estamos aprovechando nuestro conocimiento en desarrollo, diseño, ingeniería y construcción para generar valor a largo plazo en el cambiante panorama global de las energías renovables», agregó. 

«Con esta adquisición, Glenfarne aumenta la diversidad tecnológica de nuestra infraestructura al aumentar la capacidad de baterías y la diversificación geográfica y de ingresos. METLEN ha sido un socio excepcional durante toda esta transacción, y nuestro enfoque común en la seguridad energética y la sostenibilidad crea oportunidades de cooperación futura en los negocios de Glenfarne en América», complementó Brendan Duval, director ejecutivo y fundador de Glenfarne.

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El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil y la Empresa de Investigación Energética (EPE) publicaron el Folleto de Transmisión de Energía del Plan Decenal de Expansión Energética 2035 (PDE 2035).

El estudio presenta la proyección de inversiones previstas para la expansión del sistema de transmisión hasta 2035, lo que refleja la necesidad de abordar un sector en rápida transformación, marcado por el crecimiento de las fuentes renovables y la entrada de grandes cargas.

En este contexto, el estudio evaluó tres escenarios de expansión: un escenario de referencia, adoptado como base del Plan de Desarrollo Energético 2035 (PDE 2035), y dos escenarios alternativos, uno optimista y otro pesimista, con menor probabilidad de ocurrencia. En el escenario de referencia, se proyectan inversiones de aproximadamente R$ 120 mil millones en el sistema de transmisión para el año 2035.

Además de los resultados respecto a la expansión del sistema de transmisión, con la presentación de la evolución física de la red y proyecciones de inversión, el documento PDE 2035 también presenta otros temas relevantes relacionados con la planificación de la expansión de la transmisión, tales como:

(i) Datos sobre estudios de transmisión destacados: En este contexto, merece especial atención el estudio sobre la expansión de las interconexiones regionales, que dio como resultado la recomendación de implementar un bipolar de corriente continua con tecnología de Convertidor de Fuente de Voltaje (VSC), una solución sin precedentes en Brasil.

El nuevo bipolar ampliará significativamente la capacidad de intercambio entre regiones, reforzará la seguridad operativa del Sistema Interconectado Nacional (SIN), permitirá el flujo de grandes volúmenes de generación renovable y posicionará al país a la vanguardia tecnológica en transmisión de energía. También son destacables los estudios enfocados en la atención de grandes cargas, como centros de datos y proyectos de producción de hidrógeno por electrólisis.

(ii) información sobre la evolución de las capacidades de intercambio entre las regiones geoeléctricas del SIN;

(iii) proyecciones sobre las inversiones potenciales a realizar por concepto de activos al final de su vida útil regulatoria;

(iv) un mapeo del número de contratos de concesión de activos de transmisión que expirarán en los próximos años; y

(v) consideraciones generales sobre la evolución de las Tarifas de Uso del Sistema de Transmisión – TUST.

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Hace pocos años, hablar de almacenamiento en Argentina era poco más que una expresión de deseo. Hoy, la oportunidad dejó de ser una promesa abstracta y empezó a plasmarse en proyectos concretos. 

Coral Energía, una de las principales adjudicatarias de la licitación AlmaGBA (100 MW de los 700 MW asignados) acumula 400 MW entre capacidad renovable contractualizada y en construcción, y se prepara para dar el próximo paso en un mercado en formación.

“La forma en la que se reestructura el mercado eléctrico argentino, además de la curva exponencial de baja de precio de las baterías, hará que el cruce se dé en 2026 o 2027 y creo que ahí hay una oportunidad para sistemas de almacenamiento”, apuntó Marcelo Álvarez, director de Estrategia y Relaciones Institucionales de Coral, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina

Esa mirada no surge del optimismo, sino del análisis técnico y de una apuesta estratégica concreta. Coral Energía fue una de las adjudicatarias más destacadas de AlmaGBA, con dos proyectos de 50 MW cada uno: BESS Pilar y BESS Parque, conectados a la red de Edenor y adjudicados a USD 11.461 MWmes y USD 11.979 MWmes, respectivamente. 

Esos 100 MW marcan el inicio de una operación híbrida, donde la empresa busca integrar generación renovable con baterías y capitalizar el aprendizaje en una transición de mercado.

“Hay una oportunidad en storage, es un sector creciente y creo que habrá peak shaving, arbitraje, un nicho nuevo dentro del mercado y hay jugadores nuevos. El mercado del storage es un mercado en formación en Argentina y creo que habrá oportunidad y solar + más storage va a crecer”, remarcó Álvarez.

Incluso, la compañía está atenta a nuevas convocatorias que podrían surgir en el corto plazo, ya que según fuentes del sector, Argentina se prepara para una nueva licitación pública de almacenamiento tras el éxito de AlmaGBA en el Área Metropolitana de Buenos Aires, que adjudicó más de 700 MW sobre los 500 MW inicialmente previstos. 

Según pudo averiguar Energía Estratégica, la nueva licitación se lanzaría bajo la denominación AlmaSADI, y se proyecta que se limiten alrededor de 500-600 MW de sistemas BESS para reemplazar generación forzada en distintos puntos del país. Por lo que esta licitación representaría un paso más en la consolidación de un mercado de almacenamiento aún en formación. 

A pesar de este impulso, el especialista identificó dos restricciones estructurales que han limitado históricamente el avance de las renovables: la capacidad de transporte del sistema interconectado y el acceso a financiamiento bancable. 

Mientras la primera requiere inversiones en infraestructura con plazos de entre cuatro y ocho años desde la licitación hasta la certificación, la segunda tiene un componente más sistémico.

“El mercado argentino se está transformando, tratando de lograr el modelo de los años 1990, de contractualización de toda la demanda”, observa el directivo. No obstante, explicó que dentro de este proceso emergen sujetos de crédito con diferente perfil, lo que puede dificultar el financiamiento.

“Hay sujetos de crédito interesantes y otros que no lo son, como por ejemplo las distribuidoras y cooperativas, a las que les costará ser bancables”, detalla. Por eso, considera urgente generar un mecanismo de respaldo que permita que estos actores puedan acceder a financiamiento competitivo. 

Ley de Transición Energética: hoja de ruta necesaria

Bajo este panorama, se impulsa un proyecto ley de transición energética como instrumento para destrabar el financiamiento internacional bajo condiciones competitivas, ya que le permitiría al país acceder a líneas de financiamiento climático con tasa subsidiada y plazos extendidos, algo fundamental en el actual contexto de restricciones económicas.

“La única forma de acceder en el corto o mediano plazo a financiamiento a tasa subsidiada a periodos más largos, es el financiamiento climático. Y para poder acceder a eso hace falta una ley de transición con una hoja de ruta asociada”, insistió el directivo.

“Se lo presentamos al gobierno como una oportunidad de negocio, de generación de empleo, de prevenir barreras para-arancelarias, de descentralización y diversificación”, señaló.

En esa línea, agrega un punto clave: “Además, pondría el acento en un recurso de mercado que tiene que desarrollar para que sean financiables las cooperativas y las distribuidoras”.

Sin ese enfoque, advierte, quedará fuera de la transición un sector del país con gran potencial de abastecimiento renovable pero sin acceso al financiamiento necesario para concretarlo.

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“Tenemos que avanzar rápidamente en una reforma del sistema de tarificación eléctrica, porque de lo contrario la transición energética se va a empezar a detener”, planteó con contundencia el CEO para Sudamérica de Acciona Energía, Jaime Toledo, en el marco del encuentro Future Energy Summit Southern Cone (FES Chile).

“Hoy día tenemos del orden de un 40% de generación con costo variable cero, es decir, energía renovable. Y esa forma de tarificar tiene un problema: no logra alcanzar la rentabilidad que se requiere para seguir desarrollando y desplegando renovables”, manifestó.

El ejecutivo señaló que el sistema tarifario actual, concebido hace 43 años, fue diseñado para rentabilizar generación hidráulica y termoeléctrica, pero que hoy resulta obsoleto frente al avance de tecnologías limpias. 

Asimismo, la aparición del almacenamiento en el mercado consolida aún más la necesidad de modificar las reglas del juego, ya que sin una actualización regulatoria profunda, las inversiones clave para la descarbonización del sistema se verán frenadas.

En ese sentido, destacó el anuncio reciente de Acciona Energía sobre la construcción de un sistema de almacenamiento de 1 GWh en su complejo fotovoltaico Malgarida (238 MWp) en el desierto de Atacama, como una muestra del compromiso de la compañía, pero también como ejemplo del tipo de proyectos que requieren un marco normativo claro y estable para concretarse.

Con la batería de Malgarida, ACCIONA Energía contribuirá a optimizar la gestión de la energía renovable en Chile, donde cuenta con una capacidad instalada total de 922MW repartida en tres parques eólicos –Punta Palmeras (45MW), San Gabriel (183MW) y Tolpán Sur (84MW)– y cinco plantas fotovoltaicas: El Romero (246MWp), Usya (64MWp), Almeyda (62MWp) y Malgarida (238MWp). 

A ello se agrega que la compañía también está desarrollando una cartera de tres proyectos de almacenamiento de energía en baterías por un total de 1,5 GWh, vinculados a sus plantas fotovoltaicas en el país.

Distorsiones del mercado y el peso económico de las térmicas

Pese al avance en nuevas soluciones como el almacenamiento a gran escala, el directivo advirtió que el sistema eléctrico chileno sigue operando bajo distorsiones significativas que afectan su eficiencia y sostenibilidad.

Toledo enfatizó en que, si el país no avanza con rapidez en este tipo de definiciones, seguirá dependiendo estructuralmente de fuentes fósiles y tecnologías contaminantes, incluso en condiciones donde las energías limpias podrían cubrir una mayor proporción de la demanda, dado que «se distorsiona el mercado de potencia».

El CEO también apuntó contra los altos costos operativos generados por la necesidad de mantener encendidas centrales térmicas, muchas veces solo por motivos técnicos.

“En 2024, las operaciones forzadas por seguridad y mínimo técnico de las centrales termoeléctricas le costaron al país 298 millones de dólares. Y solo en lo que va de 2025, ya se llevan 220 millones de dólares en este tipo de gastos”, afirmó.

Para reemplazar progresivamente estas unidades, Toledo propuso avanzar decididamente en tecnologías con capacidad de “grid forming”, que permitan dar soporte a la red sin necesidad de recurrir a generación fósil en horarios nocturnos o durante inestabilidades del sistema.

“El grid forming te permite dar inercia sintética. Hoy tenemos que tener máquinas térmicas quemando combustibles fósiles para dar estabilidad en la red. Eso quita espacio a las renovables y tiene un alto impacto económico, medioambiental y social”, explicó y aclaró que la tecnología ya existe, pero aún no están definidas las reglas en Chile para su implementación efectiva.

Por ello, hizo un llamado directo a los organismos reguladores: “Necesitamos definir cuanto antes el anexo técnico de la norma de seguridad y calidad de servicio que establezca los estándares de respuesta, tamaños y performance de las baterías con grid forming”.

 “La única forma de ir bajando las cuentas de la luz y hacer que la transición energética llegue a los hogares de los chilenos, es con más almacenamiento, más transmisión y más renovables”, enfatizó.

En esta línea, llamó la atención sobre la necesidad urgente de ampliar la infraestructura de transmisión eléctrica, no solo para evitar los niveles récord de vertimiento, sino también para asegurar que la inversión en generación limpia tenga sentido económico.

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El Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) lanzó oficialmente la segunda convocatoria del Programa de Incentivos a Proyectos Innovadores de Energías Renovables y Almacenamiento, con un presupuesto total de €202.500.000.

Financiada por el Mecanismo de Recuperación y Resiliencia de la Unión Europea (NextGenerationEU), la medida busca acelerar la transición energética a través de tecnologías emergentes y soluciones de almacenamiento energético. 

El presupuesto se reparte en cinco grandes líneas de actuación: La agrovoltaica será la tecnología con mayor financiación (€75 millones), segmentados entre sistemas intercalados con el cultivo (€20 millones), con estructura sobre el cultivo (€15 millones) y con estructura elevada (h > 4 m), que concentra €40 millones.

En segundo lugar, el autoconsumo colectivo con participación de consumidores vulnerables recibirá €40,5 millones; le siguen los proyectos de integración de renovables en infraestructuras (con posibilidad de incluir energía eólica, solar o hidráulica), con €40 millones, las bombas de calor renovables, con €30 millones, y finalmente, la fotovoltaica flotante, que dispondrá de €17 millones.

El plazo para presentar solicitudes comenzará el 14 de enero de 2026 a las 12:00 horas y finalizará el 19 de febrero de 2026 a la misma hora. Las postulaciones deberán realizarse exclusivamente a través de la sede electrónica del IDAE, con la documentación técnica, financiera y administrativa que exige la normativa.

En este contexto, Carmen López Ocón, directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico del IDAE, confirmó recientemente que el organismo activará una nueva batería de convocatorias orientadas a almacenamiento, renovables y cadena de valor industrial, en la recta final del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR), cuyo plazo culmina en agosto de 2026. 

Además de las ayudas ya anunciadas, la funcionaria adelantó que se pondrán en marcha líneas específicas para bombeo hidroeléctrico, repotenciación de parques eólicos y centrales hidroeléctricas con almacenamiento, así como para el fortalecimiento de la cadena de valor renovable, orientada a la fabricación nacional de equipos y componentes de tecnologías limpias.

También se impulsarán soluciones térmicas, como redes de calor y frío, y la sustitución de combustibles fósiles por fuentes renovables, todas con ejecución bajo un calendario exigente y ajustado.

En un contexto de alta competitividad global en el sector solar, la agrovoltaica se posiciona como una alternativa rentable y eficiente. Y cabe recordar que el IDAE lanzó ayudas por €77 millones para 62 proyectos agrivoltaicos, que deberán incorporar sensores, parcelas testigo y un sistema de seguimiento técnico de cinco años.

Además, el Ministerio de Agricultura abrió una consulta pública para incluir esta tecnología en el artículo 9 sobre pagos directos de la Política Agraria Común (PAC). Sin embargo, el reto continúa siendo su articulación con las ayudas agrícolas tradicionales.

En línea con esto, el IDAE ya ha avanzado en otras líneas de apoyo a proyectos a gran escala, como las adjudicación de 10GWh a empresas del sector en el marco del programa FEDER. 

La medida también busca fortalecer la cadena de valor europea, por lo que el instituto señala que se valorará la utilización de equipos diseñados y fabricados en la UE, así como la cooperación con centros de investigación y universidades.

En proyectos agrovoltaicos, se requerirá la entrega anual de una memoria técnica durante cinco años, que evalúe el rendimiento agrícola y energético de la instalación.

¿Cómo sigue el proceso?

El plazo para presentar solicitudes comenzará el 14 de enero de 2026 a las 12:00 horas y finalizará el 19 de febrero de 2026 a la misma hora. Las postulaciones deberán realizarse exclusivamente a través de la sede electrónica del IDAE, con la documentación técnica, financiera y administrativa que exige la normativa.

Las ayudas se otorgarán bajo un régimen de concurrencia competitiva, con subvenciones a fondo perdido y criterios de evaluación técnica y estratégica. Podrán participar como beneficiarios empresas, agrupaciones de entidades, cooperativas, administraciones públicas y otros actores que cumplan con los requisitos establecidos en las bases reguladoras. Se admitirán múltiples solicitudes por beneficiario, siempre que no se superen los límites máximos establecidos por proyecto y por entidad.

Los proyectos seleccionados deberán ejecutarse como máximo hasta el 30 de junio de 2030, lo que brinda un horizonte de planificación a largo plazo y refuerza la apuesta del IDAE por un modelo energético innovador, sostenible y descentralizado.

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México publicó los resultados de la Convocatoria de Proyectos Privados de Generación 2025 y adjudicó más de 3 GW renovables y 1257,4 MW en sistemas de almacenamiento a 14 empresas. El proceso, liderado por la Comisión Nacional de Energía (CNE), adjudicó 20 proyectos a empresas privadas, aunque dos de los postulantes desistieron posteriormente, según informó el organismo regulador.

La convocatoria atrajo a una amplia base de inversores internacionales, destacando la participación de grupos energéticos de España, Dinamarca, Francia, Canadá y México. Y entre los adjudicatarios figuran firmas Iberdrola, Idea Energía, Sunstone Power, Copenhagen Infrastructure Partners, Dhamma Energy, Revolve Renewable Power y Gemex, entre otras. 

Sunstone Power, financiada por el fondo danés Copenhagen Infrastructure Partners (CIP), lidera el paquete adjudicado. La compañía desarrollará dos proyectos en Campeche: La Alegría (694,2 MW) y La Esperanza (350,7 MW). Ambos proyectos incluyen sistemas de almacenamiento de 313,4 MW (1280 MWh) y 156,7 MW (640 MWh), respectivamente, lo que posiciona a la firma como el mayor adjudicatario tanto en generación renovable como en baterías, con más del 30% del total nacional adjudicado en sistemas de almacenamiento.

Entre los adjudicatarios también se destaca, Green Park Energy, S.A. de C.V., filial de Iberdrola, que recibió aprobación para dos plantas fotovoltaicas: Tecozautla (122,3 MW) en Hidalgo y El Toro (107 MW) en Guanajuato. Ambas incluyen almacenamiento: 31,3 MW y 29,7 MW, respectivamente. 

Cabe recordar que hace unos meses Cox Energy anunció la compra de Iberdrola México por 4.200 millones de dólares, operación que abarca 2.600 MW de capacidad instalada, con 1.232 MW renovables, y una cartera en desarrollo de 12 GW, además de la principal suministradora eléctrica del país con 25% de cuota de mercado y más de 500 grandes clientes.

Por su parte, Dhamma Energy México, parte del grupo DH2 Energy, adjudicó tres proyectos solares en Hidalgo: Saturno Solar (155,7 MW), Akuwa Solar (130,8 MW) y Delfín Solar (172,8 MW). Estos proyectos incluyen sistemas de almacenamiento de 50,3 MW, 42,2 MW y 55 MW, respectivamente. En total, representan 459 MW de capacidad fotovoltaica y 147,5 MW de baterías.

Alten Energías Renovables México Once, S.A. de C.V., fue adjudicada y desarrollará el parque fotovoltaico Alten Hidalgo (113,3 MW) en el estado de Hidalgo, con un sistema de almacenamiento de 31,3 MW. La empresa, de origen europeo con presencia en México desde hace más de una década, refuerza así su portafolio de activos solares en el país, apostando por soluciones híbridas para reforzar la estabilidad de la red.

Completando el bloque de adjudicatarios solares, Energía Solar Herrera, S.A. de C.V. desarrollará una planta fotovoltaica de 231 MW en Puebla, que sumará 60,3 MW en baterías. CGS Solarmex I, S.A.P.I. de C.V. pondrá en marcha el proyecto CFV CGS (108,9 MW) en Zacatecas, con almacenamiento de 29,6 MW. 

Mientras que, Global Solar America 2, S.A.P.I. de C.V. ejecutará Global Hidalgo 2 (108,7 MW), también en Hidalgo, con 28,8 MW en baterías. En Tamaulipas, Solarig, a través del nombre fantasía Tamesí Solar, construirá una planta fotovoltaica de 122,5 MW, con 36,2 MW en sistemas de almacenamiento. 

Finalmente, Gemex, mediante su nombre fantasía Martil Solar, S.A. de C.V., impulsará el proyecto Piedras Negras (147 MW) en Veracruz, con una solución de almacenamiento de 36,2 MW.

En el segmento eólico, Elecnor, mediante Vientos de Panabá, S.A. de C.V., desarrollará el parque Panabá 1B (252 MW) en Yucatán, que incluirá un sistema de baterías de 102,1 MW. También en Yucatán, Eólica Dzilam impulsará el proyecto Dzilam (120 MW) con 48,6 MW en almacenamiento.

 En Oaxaca, Zapoteca de Energía construirá la central Zapoteca (200 MW), con 69,8 MW en baterías. Desde Tamaulipas, Revolve Renewable Power desarrollará El 24 (130,5 MW) con 54,2 MW de almacenamiento, mientras que en Quintana Roo, la empresa española Idea Energía, asociada a Eólica del Rocío, S.A. de C.V., ejecutará el híbrido Vientos del Caribe (208 MW) con 81,7 MW en baterías.

Todos los proyectos tienen fechas estimadas de entrada en operación entre 2027 y 2029, aunque tres proyectos destacan por su puesta en marcha prevista para diciembre de 2027: Central Energía Solar Herrera (231 MW) en Puebla, FV Tecozautla (122,3 MW) en Hidalgo y El Toro (107 MW) en Guanajuato. El resto comenzará operación progresiva a partir de 2028, marcando una nueva etapa de despliegue renovable en el país. Según lo adelantado por la CNE, una nueva convocatoria está prevista para enero de 2026.

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Un nuevo hito marca el avance de Trina Storage en Latinoamérica. La división especializada en almacenamiento energético de Trina Solar ya entregó 1,2 GWh de sistemas BESS en Latinoamérica y se prepara para otra ola de contratos con una nueva solución: Elementa 3. 

“Para el 2026 tenemos 2,8 GWh de proyectos firmados. Es decir que para fines de dicho año tendremos 4 GWh de proyectos operando, con lo cual estaremos entre los tres o cuatro primeros a nivel LATAM. Y para 2027 tendremos alrededor de 7-8 GWh operando”, resaltó Vicente Walker, jefe de Trina Storage para Latinoamérica y el Caribe de Trina Solar.

“Además, ya lanzamos la nueva generación Elementa 3 y estamos cerrando los primeros negocios en LATAM para entregar a finales del próximo año”, agregó durante una entrevista destacada en el marco del encuentro Future Energy Summit (FES) Chile. 

El Elementa 3 ofrece 6,25 MWh de capacidad por contenedor de 20 pies, incorporando el bloque AC y el PCS en media tensión. Esta nueva configuración permite optimizar el CAPEX, el diseño del sitio (layout), la ocupación del terreno (footprint) y los costos asociados al balance de planta (BOP).

“Al final todo el proyecto es más eficiente para el cliente y con optimizaciones de performance”, señaló Walker, al destacar que esta mejora responde a las crecientes exigencias del mercado tanto en términos económicos como técnicos.

Reviva la entrevista completa con Vicente Walker de Trina Storage: https://youtu.be/I9mTwdXmSbk

La compañía ya cerró acuerdos importantes en Chile, país pionero en la materia y donde Trina no solo instaló su headquarter regional, sino que desarrolla los proyectos más grandes de su portafolio, como un BESS stand-alone de 1,2 GWh y otro sistema híbrido de 800 MWh junto a una planta solar. 

En paralelo, Argentina se ha posicionado como otro mercado estratégico tras el éxito de la licitación AlmaGBA, que adjudicó más de 700 MW BESS por 5hs (sobre los 500 MW inicialmente previstos) lo que se traduce en alrededor de 3,5 GWh de almacenamiento.

“Ya firmamos casi 1 GWh de los proyectos ganadores en AlmaGBA y esperamos cerrar uno o dos centrales más, por lo que superaremos el tercio de lo adjudicado”, reveló el especialista

Y de cara a 2026, la empresa se mantiene atento a las nuevas licitaciones para proyectos híbridos o stand-alone que se prevén o están en marcha en Argentina, Brasil, Honduras, Guatemala, República Dominicana y otros países del Caribe, apoyando desde las primeras etapas a generadoras y empresas EPC para que presenten proyectos competitivos. “Ese es nuestro mejor negocio”, enfatizó Walker.

Tecnología grid-forming y mayor longevidad de las baterías

Una de las apuestas de Trina Storage es ofrecer sistemas preparados para los nuevos marcos regulatorios que se discuten en la región. La capacidad de grid-forming, que permite a los sistemas BESS aportar estabilidad a la red, servicios complementarios y regulación de frecuencia, ya está incorporada en los proyectos que entrega la empresa.

“Todos los países están discutiendo los nuevos reglamentos de grid-forming para darle estabilidad a la red” afirmó Walker, destacando que esta funcionalidad será clave para viabilizar financieramente nuevos desarrollos.

“Y, de hecho, todos los proyectos BESS que estamos entregando, ya vienen  con capacidad de grid-forming”, agregó, haciendo alusión a que con soluciones avanzadas como el Elementa 3 y una red de proyectos repartidos en los principales mercados del continente, la compañía se posicionará aún más para liderar el crecimiento del almacenamiento energético en LATAM hacia los próximos años.

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Gonzalo Feito, director para la Región Andina, Caribe y México de Sungrow, realizó un llamado a los fabricantes del sector tecnológico para que asuman un rol activo en la estabilidad de los sistemas eléctricos de la región.

“Podemos dar sincronismo a la matriz energética”, apuntó durante su participación en el Future Energy Summit (FES) Southern Cone, que se celebró en la ciudad de Santiago, Chile.

“Ahora mismo, los tecnólogos y los fabricantes somos los responsables de brindar una estabilidad para la incertidumbre que tienen los coordinadores y entidades regulatorias. Generar tranquilidad y ayudar a redactar normas, que es lo que estamos haciendo ahora”, remarcó Feito, al destacar que las empresas del sector deben involucrarse directamente con los reguladores para acompañar el avance normativo del almacenamiento y los sistemas híbridos.

El ejecutivo explicó que el mercado chileno reaccionó al curtaiment —producto de las limitaciones en la capacidad de transmisión— mediante la incorporación progresiva de sistemas de almacenamiento a plantas solares existentes. Esta respuesta táctica ha evolucionado hacia una nueva generación de proyectos que integran almacenamiento desde la etapa de diseño.

“A día de hoy ene el país ya estamos construyendo parques híbridos 100% solar y almacenamiento”, aseguró.

Según Feito, este tipo de desarrollos está impulsando un cambio de paradigma en la región, en el que el almacenamiento comienza a seguir la misma curva de la fotovoltaica: mayor eficiencia y menores costos.

“Estamos muy focalizados en meter en la misma superficie más y más densidad energética. Tenemos que mantener la misma calidad, pero siendo más competitivos. Esto ya lo hemos vivido en la energía solar, donde pasamos de precios de CAPEX muy altos a una energía extremadamente competitiva”, analizó.

A partir de esa visión, la compañía ha consolidado una base sólida de proyectos en operación. Durante su intervención en FES, Feito destacó que Sungrow ya acumula 5 GW suministrados de inversores solares y 10 GWh de almacenamiento en la región, de los cuales 3,1 GWh están en operación comercial (COD), 3 GWh en etapa de comisionamiento y 4 GWh están garantizados para el primer trimestre de 2026. 

En paralelo, la empresa continúa ampliando su presencia regional con proyecciones firmes para Perú, donde tiene asegurados 900 MWh para el año próximo, y una operación estable de 500 MWh anuales en Colombia. En México, Sungrow apuesta a que se convierta en la próxima gran potencia renovable del continente, tal como anticiparon desde su equipo directivo.

Respecto de Argentina, Feito valoró el potencial del mercado, especialmente a partir de la licitación piloto que se desarrolló en la provincia de Buenos Aires, aunque adviertió que aún persisten desafíos estructurales. 

Al mismo tiempo, subrayó que el riesgo país sigue siendo una barrera para los fabricantes internacionales: “Creo que debería poco a poco mejorar el riesgo país, sobre todo para que los fabricantes extranjeros tengan garantías de los pagos, garantías de que vamos a poder sacar de ahí los dólares”.

Además, Sungrow lanzó recientemente en Chile su nueva solución PowerTitan 3, orientada a aumentar densidad y eficiencia en proyectos de almacenamiento de gran escala. Según datos revelados por la compañía al portal, mantiene 4,8 GW en ejecución en el país, lo que refuerza su compromiso de largo plazo con el mercado chileno.

A nivel de estructura operativa, la firma cuenta con 96 personas en su equipo solo en Chile y más de 50 profesionales dedicados exclusivamente a operaciones y mantenimiento, lo que le permite acompañar a los clientes durante todo el ciclo de vida de los proyectos. Esta capacidad de soporte ha sido clave frente a los nuevos requisitos de financiamiento. 

“Muchos clientes van con pre-financiación, y los mismos nos están pidiendo ir con ellos hasta el último día de la vida útil. Nos piden asumir cierta exposición como fabricantes”, precisó Feito.

En el plano tecnológico, más del 40% de la plantilla global de Sungrow está dedicada a innovación, con más de 3.000 patentes registradas. La compañía ofrece un portafolio completo que incluye inversores string, equipos centrales modularizados y soluciones de almacenamiento totalmente integradas, validadas con estándares internacionales.

Con foco en bancabilidad, soporte local, reducción de CAPEX y participación normativa, Sungrow apuesta a consolidarse como un actor clave en la transición energética regional. 

“Nuestro desafío es aportar estabilidad, construir confianza y ayudar a definir las reglas del juego que permitan al almacenamiento y la hibridación convertirse en la nueva normalidad”, concluyó.

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El sector renovable en el Cono Sur enfrenta una nueva etapa de madurez. Con proyectos cada vez más grandes, diversos y técnicamente exigentes, ya no alcanza con mover equipos: hoy se impone una logística pensada como arquitectura operativa del proyecto. Así lo entiende Robinson Group, que a través de Mercomar, despliega un enfoque que anticipa esta transformación.

“Los proyectos que vienen exigirán más planificación logística, ingeniería y ejecución en simultáneo”, señaló Nicolás Marty, regional sales executive de Mercomar, en diálogo con Energía Estratégica. 

Esta afirmación no es una expresión aspiracional: es el resultado directo de lo que los desarrolladores y EPCistas ya enfrentan en campo. Con la mirada puesta en el horizonte 2026, desde la compañía proyectan un escenario donde la demanda logística seguirá creciendo, pero también aumentará la presión sobre el cumplimiento operativo. Cada MW instalado necesitará ser acompañado por una cadena logística sólida, flexible y profesionalizada.

En ese marco, Mercomar estructura sus operaciones para apoyar desde el inicio el diseño de la cadena logística. “La logística óptima se construye temprano”, enfatizó Marty. Esto implica integrarse desde la ingeniería del proyecto y coordinar hitos con las áreas de compras, obra y proveedores estratégicos.

La empresa ofrece servicios como freight forwarding internacional, Project Cargo, chartering marítimo y aéreo, ingeniería de ruta, permisos y escoltas, izajes especializados, planificación de acopios y gestión aduanera integral, con un foco específico en cargas sobredimensionadas, pesadas o críticas en plazos. Pero más allá de los servicios, la diferencia está en el enfoque de combinar ingeniería y ejecución, con planificación por hitos, contingencias reales y control documental. 

Esta visión se vuelve vital en un contexto donde los atrasos no solo encarecen, sino que comprometen directamente la secuencia de montaje, el uso de grúas y las penalidades contractuales. Por eso, la firma trabaja con un modelo de entregas “site-ready”, sincronizadas con el ritmo real de la obra, y basadas en validaciones técnicas previas: pesos reales, embalajes, secuencias de descarga y nodos logísticos alternativos.

Con experiencia regional en movimientos de componentes críticos, Mercomar ha gestionado transformadores de hasta 230 toneladas y embarques sensibles a cronogramas. En este tipo de operaciones, lo determinante no es solo el transporte, sino la ingeniería de ruta, la coordinación de permisos y la ejecución segura de las maniobras con izajes adecuados. A esto se suma el diseño de rutas alternativas y seguimiento en tiempo real, especialmente en contextos de alta volatilidad.

Los cuellos de botella regionales refuerzan esta necesidad de anticipación. En Argentina y países vecinos, la infraestructura vial para cargas especiales, los tiempos de frontera, la congestión portuaria y la disponibilidad de patios aptos se convierten en variables inestables. 

“Las mejoras urgentes pasan por corredores habilitados, accesos logísticos preparados para sobredimensionados, y una estandarización de procesos en nodos críticos”, precisó el regional sales executive de Mercomar.

Por eso, más que mitigar riesgos, el objetivo es diseñar rutas operativas resilientes desde el día uno. Entre los principales riesgos a evitar, identifica variabilidad de itinerarios internacionales, permisos viales impredecibles, congestión, recursos críticos como grúas o escoltas y demoras documentales. La respuesta es una: planificación realista y buffers diseñados hito por hito, no genéricos.

“La logística no puede pensarse como un servicio accesorio: tiene que estar integrada al diseño del proyecto” señaló el entrevistado.

Tecnología y visibilidad: el nuevo estándar operativo

Anticiparse no es solo un tema de experiencia: es un tema de información y consolidar la operación con un fuerte respaldo tecnológico que permita visibilidad integral y trazabilidad total. 

Entre las herramientas clave se encuentra el Track & Trace por hitos, con reportes periódicos, evidencias y seguimiento sobre desviaciones. A esto se suma un repositorio documental único por proyecto, con control de versiones y trazabilidad de documentación técnica, aduanera y operativa. Los KPIs operativos permiten monitorear cumplimiento OTIF, causas de demoras, tiempos por etapa y performance de la última milla.

Además, el uso de históricos permite anticipar desvíos del ETA y tomar decisiones tempranas sobre permisos, rutas o ventanas logísticas, evitando que una demora se traduzca en una paralización de obra. “Esto reduce fricciones entre supply chain y obra, y baja el riesgo de costos ocultos por esperas, retrabajos y reprogramaciones”, destacó Marty.

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Perú está ejecutando una estrategia internacional para atraer inversiones de Estados Unidos, Europa y Asia en proyectos de energías renovables y almacenamiento, según confirmó Daniel Ignacio Córdova Espinoza, director de Promoción de Inversiones de PromPerú. 

“Estamos trazando una estrategia bastante agresiva para identificar empresas en estos mercados y brindarles información detallada sobre las oportunidades de inversión que existen en Perú”, aseguró el directivo durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Chile, donde PromPerú presentó la hoja de ruta con la que busca dinamizar el ingreso de capital extranjero, especialmente en un contexto en que el país se encuentra en transición hacia una economía más limpia.

La iniciativa contempla acciones personalizadas con empresas extranjeras interesadas, acompañamiento directo desde la fase de exploración hasta la concreción de proyectos.

“Queremos mostrar las oportunidades de generación solar en la costa sur y norte, energía eólica en zonas estratégicas, geotérmica en el sur y biomasa en la Amazonía”, detalló Córdova Espinoza.

Desde el Estado, la estrategia se despliega de manera interinstitucional. La Presidencia del Consejo de Ministros lidera el proceso junto con el Ministerio de Energía y Minas, el Ministerio de Comercio Exterior y Turismo, ProInversión y PromPerú. El objetivo es integrar capacidades para identificar, promover y facilitar inversiones que contribuyan a diversificar la matriz energética y acelerar la transición energética en el país.

“También ha estado apuntando a la inversión que llegó a Argentina, Chile, en cierta medida a Bolivia, para que también puedan ver esas oportunidades que hay por el lado de generación de energía solar, por ejemplo en el sur del país, en la costa sur, en la costa norte con el potencial de energía eólica”, apuntó. 

Actualmente, Perú registra un crecimiento económico en torno al 3%, pero desde PromPerú proyectan que esta cifra aumente a 3,5% y supere el 4,5% en el mediano plazo, impulsada por reformas estructurales, incentivos tributarios y la agilización de procedimientos administrativos. En este escenario, se prevé una expansión sostenida de la demanda energética, lo que exige ampliar la capacidad de generación y almacenamiento para acompañar el desarrollo de los sectores productivos.

Sin embargo, Córdova Esponiza apuntó que el principal desafío del sector es que la regulación avanza más lento que la promoción, lo que representa un riesgo para la competitividad del país en el escenario regional. 

“La parte regulatoria no puede quedar atrás. Es un factor crítico y estamos haciendo un esfuerzo por ponernos al día, sobre todo en lo que respecta al almacenamiento energético”, advirtió. 

Entre los avances recientes se destaca la Ley 32.249, que constituye una base para la regulación del almacenamiento energético, aunque aún persisten vacíos legales que deben resolverse para brindar certeza a los inversores. Además, señaló la necesidad de un planeamiento integral de las líneas de transmisión, que esté alineado con la localización de proyectos renovables y el crecimiento de la demanda.

“Hay que clarificar la normatividad para que esté acorde al potencial de cada sector, y evitar que la regulación llegue tarde frente a tecnologías que avanzan muy rápido”, planteó.

Otro componente clave que destacó es el de los contratos: “fomentar el resurgimiento de los contratos privados es clave para facilitar el financiamiento y generar un entorno más atractivo para la inversión.

Si bien Perú partió con cierto retraso frente a otras economías de la región, hoy despliega una estrategia activa para capitalizar la transición energética, integrando promoción, regulación e infraestructura.

“La demanda va a estar ahí. Lo que corresponde ahora es allanar el campo por el lado regulatorio para facilitar ese cambio”, concluyó Córdova Espinoza.

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En el corazón de Riviera Maya en Cancún, Breathless Riviera Cancún Resort & Spa ha emprendido un viaje pionero hacia la sostenibilidad. Mediante la implementación de una estrategia integral de gestión energética, el resort no solo ha reducido su huella de carbono, sino que también ha recortado significativamente los costos operativos, estableciendo un nuevo estándar para la hotelería ecológica.

Este proyecto refleja el valor de una colaboración estratégica entre líderes tecnológicos y de ejecución, donde la alianza entre Huawei Digital Power Latinoamérica y Enlight ha sido clave para fortalecer la operación energética del sector hotelero. Bajo este liderazgo conjunto, el Breathless Riviera Cancún Resort & Spa ha adoptado una solución energética innovadora basada en una microrred que integra generación solar fotovoltaica (PV), un sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) y generación renovable in situ, demostrando cómo el almacenamiento energético se consolida como una herramienta estratégica para optimizar el desempeño operativo y avanzar en los objetivos de sostenibilidad.

Caso de Éxito: El Primer BESS de Huawei en la Hotelería LATAM

El compromiso del resort se materializó con la inauguración del primer sistema de Almacenamiento de Energía en Baterías (BESS) de Huawei de 4.5 MWh instalado en un complejo hotelero de México. Este hito se celebró recientemente durante el Latin America C&I Greenovation Summit 2025, donde se presentó el caso de éxito.

• Tecnología de Vanguardia: El sistema BESS con capacidad de 4.5 MWh permite almacenar el exceso de energía generada por los paneles solares, asegurando un suministro estable y proporcionando un amortiguador contra las fluctuaciones de la demanda.
• Ahorro y Gestión: Esta tecnología ayuda a gestionar el consumo en momentos estratégicos, generando ahorros directos en la factura eléctrica de instalaciones de alta demanda, al reducir la dependencia de la red nacional.

Complementando el BESS, el sistema solar FV del resort, con una capacidad de 624.4 kWp, consta de 1,136 paneles solares que generan aproximadamente 960 MWh de energía limpia anualmente. La producción del sistema equivale al carbono secuestrado por la siembra de alrededor de 30,000 árboles cada año, evidenciando el significativo impacto ambiental de la microrred.

El proyecto Breathless no es solo un avance tecnológico, sino un modelo de negocio para la industria. La implementación de microrredes con BESS y FV es esencial para que los complejos hoteleros, que son consumidores de alta demanda:

1. Optimicen su Desempeño: Maximicen la eficiencia energética y reduzcan drásticamente los costos operativos.
2. Aseguren su Operación: Garanticen la resiliencia energética ante interrupciones de la red.
3. Posicionamiento Estratégico: Se posicionen sólidamente en un entorno energético cada vez más exigente y se alineen con los objetivos de sostenibilidad global.

En esta revolución de energía sostenible, Huawei desempeña un papel crucial en el soporte técnico del proyecto. Las soluciones avanzadas de la compañía garantizan la máxima seguridad, el monitoreo en tiempo real y una gestión energética eficiente. Al aprovechar la experiencia de Huawei en monitoreo inteligente y control avanzado, el resort puede optimizar su uso de energía, reduciendo costos y mejorando la eficiencia operativa.

El compromiso de Breathless Riviera Cancún Resort & Spa, apoyado por la experiencia técnica de Huawei y el liderazgo de Enlight, es un testimonio del potencial de la hotelería para la innovación y la responsabilidad ambiental. Mostrar estos resultados permite que más hoteles visualicen cómo estas soluciones pueden elevar su eficiencia, asegurar su operación y fortalecer la competitividad del sector en Latinoamérica.

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Perú podría duplicar su capacidad solar instalada al 2026, según datos publicados por OSINERGMIN. El informe, correspondiente a noviembre de 2025, estima que si solo se consideran los proyectos en operación y aquellos en tramitación con concesión definitiva, la capacidad renovable no convencional en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) podría alcanzar 3383,6 MW el próximo año.

La capacidad fotovoltaica alcanzaría 2362,3 MW, mientras que la eólica se mantendría en 1021,3 MW. Esto implica más que duplicar la potencia solar existente, que actualmente es de 938,2 MW, mientras que la capacidad eólica no registraría crecimiento respecto a su valor actual.

El regulador advierte que esta proyección responde exclusivamente a proyectos con concesión definitiva de generación otorgada por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM). 

La evolución año a año dentro del escenario óptimo revela un crecimiento sostenido pero moderado de la capacidad renovable no convencional.

Para el año 2027, OSINERGMIN estima una potencia instalada de 5109,2 MW, compuesta por 3242,3 MW solares y 1866,9 MW eólicos. Mientras que para el 2028, la  cifra aumentaría ligeramente hasta 5203,4 MW, con una leve expansión fotovoltaica a 3336,5 MW, mientras que la eólica se mantendría en 1866,9 MW. 

Ya en 2029, la potencia total proyectada alcanzaría los 5346 MW, con la tecnología eólica subiendo a 2009,5 MW y sin cambios en la solar. Esta progresión refleja la consolidación de los proyectos con concesión definitiva, pero también marca el límite de crecimiento bajo las condiciones actuales del marco regulatorio.

Más allá de este escenario base, OSINERGMIN también presenta una proyección general para 2026, en la que estima que la potencia instalada renovable no convencional podría alcanzar los 17119,6 MW, compuesta por 9838,4 MW de tecnología solar y 7281,2 MW eólica. Este volumen proyectado refleja el potencial técnico total del país para ese año, en caso de avanzar todos los proyectos en carpeta, y tomando en cuenta aquellos con Estudios de Pre Operatividad aprobados por el COES.

Esta diferencia entre los 3,3 GW del escenario base y los 17,1 GW proyectados evidencia una fuerte brecha entre el potencial técnico del país y la viabilidad regulatoria actual. 

De los 114 proyectos que cuentan con Estudios de Pre Operatividad (EPO) aprobados por el COES, solo 19 han logrado obtener la concesión definitiva de generación necesaria para avanzar hacia la construcción.

En detalle, 14 de estos proyectos son solares, con una potencia total de 2398,3 MW, y 5 son eólicos, con 986,9 MW. En cambio, los 95 proyectos restantes, 51 proyectos fotovoltaica y 44 eólicos, suman 21142,8 MW, pero aún no cuentan con la autorización final del Ministerio de Energía y Minas (MINEM) para iniciar obras.

En ese sentido, OSINERGMIN proyecta que la capacidad renovable instalada en el SEIN podría alcanzar los 24,5 GW hacia el año 2030. Ese pipeline está compuesta en un 56% por tecnología solar (15185,4 MW) y en un 44% por eólica (9344 MW).

Esta proporción confirma la predominancia del desarrollo fotovoltaico en el pipeline renovable del país, aunque su avance efectivo depende de destrabar los procesos de concesión administrativa.

La distribución geográfica de estos proyectos muestra una alta concentración en el sur del país, especialmente en departamentos como Arequipa (6895,7 MW), Moquegua (3924,2 MW) e Ica (4911,9 MW combinados entre solar y eólica). También destacan regiones del norte como Lambayeque (3983 MW) y Piura (2786,4 MW entre ambas tecnologías), lo que confirma el extenso potencial renovable a lo largo del territorio nacional.

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Solar DQD se consolida como un referente en la ejecución de proyectos solares a gran escala en Argentina con más de 1200 MWp construidos bajo modalidad EPC y más de 2000 pruebas pull out realizadas.

Entre sus principales hitos recientes, se destaca la ejecución del parque solar más grande de Argentina: El Quemado, de la firma YPF Luz. El parque está actualmente en construcción, lleva un 60% de avance y 100 MW ya están prontos para habilitación comercial.

Dicha construcción tuvo una duración de 16 meses y contempló la instalación de más de 550000 paneles fotovoltaicos y 40 centros de transformación en la provincia de Mendoza.

Y cabe aclarar que el proyecto fue el primer proyecto aprobado por el gobierno para el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y tendrá 360 MW de capacidad una vez se terminen todas las fases. 

Asimismo, Solar DQD culminó la construcción de Pampa del Infierno (150 MWp), considerado el tercer parque solar más grande del país. En tan solo ocho meses, Solar DQD logró conectar la planta a la red, tras instalar más de 220000 paneles solares y movilizar a 350 colaboradores en terreno.

Alejandro Garín, director de la compañía, conversó con Energía Estratégica sobre los hitos alcanzados durante el 2025 y reveló los próximos pasos previstos para el siguiente año, que incluyen la continuidad del negocio EPC como también parques renovables propios. 

“Afrontar grandes proyectos EPC nos llevó a reestructurar toda la empresa (…) Hoy podemos decir que somos la única empresa capaz de construir parques de gran escala en Argentina con eficiencia, calidad y seguridad”, aseguró. 

Además, bajo la marca DQD Energy, durante el 2025 la compañía comenzó la operación de su primer proyecto propio de generación, con una potencia de 25 MW, en la provincia del Chaco Paralelamente, la firma adquirió un desarrollo con 20 MW solares y 15 MWh de almacenamiento en Buenos Aires y obtuvo adjudicaciones en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) por 30 MW y 15 MW.

“Mientras que para el final próximo año, el objetivo es tener los 90 MW fotovoltaicos y los 15 MWh de BESS en operación, y 400 MW adjudicados”, reveló Garín.

Durante el presente año, la compañía especializada en EPC y ahora también con proyectos de generación, profundizó la estrategia de digitalización, con el foco en contar con mayor precisión y cantidad de datos de sus operaciones.

Para ello, invirtieron en cámaras, drones, estaciones meteorológicas, y desarrollaron herramientas internas mediante Power Apps y Power BI, gracias a su equipo de ingenieros de sistemas y analistas de datos.

Sin embargo, Garín advierte que aún existen cuellos de botella estructurales para el desarrollo solar, como por caso la necesidad de aumentar la capacidad de transporte eléctrico y la reactivación del financiamiento estructurado: “Sería importante que vuelva el project finance”, remarcó.

En el plano operativo, la logística sigue siendo una barrera crítica, ya que bajo su mirada, muchas veces se impactan los plazos constructivos por la falta de previsibilidad en la llegada de los componentes principales. 

“Es común que las hincas sean las últimas en llegar y esto genera un gran impacto en los tiempos de ejecución”, apuntó el especialista. A pesar de ello, Solar DQD mantiene su eficiencia: “Con componentes en sitio, en DQD estamos en un promedio de 8 meses para poner en COD 100 MW”, indica.

Expansión geográfica y nuevos servicios

En simultáneo al crecimiento de su portafolio, Solar DQD profundiza su estructura organizacional. La firma se encuentra duplicando su oficina central en Córdoba y prepara la apertura de su primera sede en Buenos Aires, con el objetivo de ampliar una plantilla que ya supera los 100 profesionales.

“También comenzamos a diseñar, calcular y construir nuestros primeros edificios de maniobras y líneas de media tensión. Con ello queremos consolidar nuestra nueva marca DQD Services como referente en pruebas eléctricas, termografías, estudios topográficos, hidrológicos y todo lo relacionado a operación y mantenimiento”, detalló Garín.

Asimismo, el paso más reciente hacia la internacionalización se materializa en la ejecución de proyectos fuera del país. El camino comenzó en Uruguay con la construcción de nuevos proyectos, y esperan continuarlo a lo largo del próximo año. 

“Creemos que el 2026 será un año para solapar proyectos de gran potencia en múltiples locaciones y con aún más alcance, y estamos preparados para ello”, concluyó el director de Solar DQD.

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Atlas Renewable Energy se prepara para alcanzar 5000 MW de capacidad instalada en 2026 en América Latina, con operaciones activas en Uruguay, Chile, Brasil, Colombia y México. En ese contexto regional, la empresa impulsa una cartera diversificada de proyectos solares con baterías, apuntando a entregar energía firme y competitiva 24/7. 

Sin embargo, el avance de estas iniciativas en Chile enfrenta condiciones de mercado y regulatorias que limitan su escalabilidad.

““Tenemos un pipeline bien nutrido de combinación de proyectos solares con almacenamiento. Pero la clave para materializarlos está en obtener contratos de largo plazo con off-takers que hagan bancable los proyectos. De lo contrario, no se podrán llevar adelante”, confirma Alfredo Solar, regional manager de Atlas para Chile y el Cono Sur, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Chile. 

“Tenemos proyectos, estamos preparados para poder participar en las licitaciones que se presenten, pero tampoco pensamos que va a haber una escalada de inversión impresionante. Sino que estamos en un momento de pausa”, agregó. 

Es decir que la empresa no proyecta una nueva ola de inversiones masivas. Y el enfriamiento responde a señales concretas. A esto se suma que la demanda eléctrica no muestra un crecimiento sostenido y que, en el caso de la minería, los contratos se expanden por tramos. 

Mientras tanto, el mercado de almacenamiento energético en Chile muestra un crecimiento sin precedentes. El país ya opera 1850 MW en sistemas BESS y se prevé superar los 2 GW en enero de 2026. 

Según cifras del sector, hay 456 MW en pruebas, 6373 MW en construcción y 8431 MW en evaluación ambiental. De materializarse todo este portafolio, Chile alcanzaría 8,6 GW en 2027, superando en más de un 40% su meta nacional de 6 GW para 2050.

Del total ya operativo, 1.197 MW corresponden a proyectos solares híbridos, 491 MW a sistemas BESS independientes, 95 MW a hidroeléctricas y 67 MW a parques eólicos con baterías. Esta integración ha comenzado a generar impactos operacionales significativos, especialmente en el costo marginal de la energía solar, según confirma el sector.

Pese al dinamismo, Alfredo Solar pone en duda la sostenibilidad de esta tendencia, ya que considera que la alza de penetración de almacenamiento en el sistema se detendrá y hasta se podría dar una canibalización si no se logran los ingresos para recuperar la inversión, producto del modelo económico que rige actualmente para las baterías. 

“¿Quién se beneficia muchísimo del almacenamiento? El que tiene una planta solar en curtailment y no invierte en almacenamiento. Dos generadores sufren de congestión, ven precio cero y tienen problemas de flujo, pero uno de los dos decide hacer la batería y asume la inversión y los dos se benefician por igual. Es decir, si el beneficio está en el que no invierte, ¿qué sucede con el que invierte?”, planteó el especialista. 

¿Cómo es el modelo de negocio de alguien que decide invertir en una batería? Partimos con un arbitraje alto y por lo tanto hay un incentivo para recuperar dinero por arbitraje. Y el otro componente es el pago por potencia”, continuó. 

“Tenemos una regulación buena que asegura un pago por potencia, pero mientras más capacidad hay en el sistema, más se diluye el pago por potencia y se acaba en un determinado momento. Entonces, si se termina el ingreso por arbitraje y pago por potencia, y cada vez que se pone una batería beneficia más al vecino que al propio generador, ¿cuál es el driver para que esto siga creciendo?”, insistió. 

Decreto Supremo N°125: urgencia por reglas claras para el despacho

Más allá de las señales económicas, la falta de definiciones regulatorias claras añade incertidumbre a los proyectos; en particular, la ausencia de criterios oficiales para el despacho de las baterías por parte del Coordinador Eléctrico Nacional.

En este contexto, el regional manager de Atlas para Chile y el Cono Sur de Atlas Renewable Energy destacó el trabajo avanzado con el Decreto Supremo N° 125, que busca sentar las bases de todas las reglas de despacho del almacenamiento y regular una serie de puntos pendientes en la industria.

Sin embargo, Solar enfatizó que su implementación no puede esperar, sino que debiera acelerarse el proceso en la Contraloría General para que entre en vigencia y permita que el Coordinador Eléctrico Nacional establezca las reglas. 

“Es un tema necesario para este gobierno y el próximo para la industria. No podemos permitir que se retrase por intereses particulares de algunos que se benefician de una distorsión del mercado que es indispensable corregir”, advirtió. 

La entrada Atlas Renewable Energy alerta sobre los futuros límites para escalar proyectos solares con baterías en Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La central fotovoltaica Don Jorge ubicada en Asunción Mita, Jutiapa, cuenta con una capacidad instalada de 5 MW constituida dentro del marco de la Generación Distribuida Renovable (GDR), la cual constituye uno de los pilares de la transición energética sostenible en Guatemala, por medio del empleo de energía solar para afianzar una matriz energética más balanceada y verde en el país.

Su empresa propietaria, Corporación de Electricidad Centroamericana (CEC), se posiciona como un referente nacional en generación energética limpia al emplear la solución FusionSolar (nivel de planta de potencia), la cual garantiza una producción segura, robusta, eficiente y altamente inteligente a través de la aplicación de la tecnología digital que caracteriza a Huawei Digital Power como líder en la industria.

El conjunto integra 9000 módulos fotovoltaicos con FusionSolar de Huawei a través de un enfoque sistémico, que involucra un efectivo balance de sistema (BOS): 24 inversores SUN2000–215KTL–H0, un controlador inteligente de cadenas fotovoltaicas SmartACU2000D–D–03 y una estación de transformación inteligente STS–6000K–H1. Todos los equipos son monitoreados en tiempo real, través de la aplicación nativa de FusionSolar, la cual permite establecer el status de cada componente, garantizando visibilidad total, con poderosas herramientas de diagnóstico que habilitan esquemas de operación y mantenimiento prácticamente libres de intervención humana.

Desde su puesta en marcha hace más de dos (2) años, Don Jorge ha permitido la reducción de 13000 toneladas de CO₂, aportando a un futuro energético más limpio para Guatemala y la región. Desde su entrada en operación comercial, ha probado que las GDR son una opción factible, y que se pueden apalancar en las últimas tendencias tecnologías para ofrecer una producción continua, y altamente inteligente. 

“Encontramos con Huawei y Operadores Nacionales (ON) una muy buena solución, con soporte local y regional. Desde el montaje y la puesta en marcha estuvimos acompañados por el equipo, y durante la operación del proyecto han mantenido un soporte excelente”, indicó Luis Pedro López, director comercial de la Corporación de Electricidad Centroamericana (CEC). 

Huawei Digital Power y Operadores Nacionales (ON), ofrecen a sus clientes un esquema de solución integral, con un acompañamiento efectivo para cada etapa del proyecto, desde su diseño conceptual hasta su operación comercial, garantizando un rendimiento sostenido, lo cual minimiza pérdidas y facilita la integración de la central de producción energética con las redes de potencia. Como complemento, la certificación CSP (Certified Service Partner) de ON, avala un ciclo de postventa con los mayores índices de efectividad en gestión y tiempos de respuesta.

La Central Fotovoltaica Don Jorge, hoy con sus más de dos (2) años de operación comercial continua y comprobada dentro del marco de la GDR, marca una pauta sin precedentes en términos de factibilidad técnica y de implementación, con un diseño pensado para abrazar la revolución energética inducida por las energías renovables, especialmente la fotovoltaica, integrando una elevada confiabilidad operacional con los altos estándares de la tecnología digital aplicada a la producción energética, con recursos innovadores de última generación. 

Vea más sobre el caso de éxito del proyecto Don Jorge: 

La entrada Planta de generación distribuida renovable impulsa la transición energética sostenible en Guatemala con Huawei FusionSolar se publicó primero en Energía Estratégica.

España necesita instalar más de 4500 MW de energía eólica terrestre cada año hasta 2030 para cumplir con los objetivos del PNIEC, que prevé alcanzar 59 GW. Sin embargo, en 2024 se instalaron 1186 MW, lo que representa apenas una cuarta parte de lo necesario.

El sector advierte que, al ritmo actual, será imposible alcanzar la meta sin reformas urgentes.

“El crecimiento debería ser más lineal y mucho más intenso”, manifestó Juan Virgilio Márquez, CEO de la Asociación Empresarial Eólica (AEE).

El ejecutivo remarca que debería cuadruplicarse el volumen de instalaciones anuales actuales, algo que nunca se ha logrado en la historia del país.

Actualmente, España cuenta con 31.679 MW instalados, y la energía eólica fue responsable del 23,9 % de la generación eléctrica en 2024, manteniéndose como la principal fuente del mix nacional por tercer año consecutivo, según el Estudio Macroeconómico del Impacto del Sector Eólico en España 2024 de la asociación.

La AEE alerta sobre múltiples trabas estructurales, entre ellas, la lentitud en los procesos administrativos, la falta de coordinación entre organismos y la inseguridad jurídica, especialmente en algunas comunidades autónomas.

“Tenemos un problema de gobernanza y de criterios excesivamente conservadores, que no están alineados con las metas europeas”, planteó Márquez.

El caso más crítico es Galicia, donde más de 2500 MW ya autorizados están judicializados, provenientes de 97 parques, según datos del Gobierno gallego.

“Necesitamos que todo proyecto eólico que sea maduro, que esté en avanzado en estado de tramitación o desarrollo, no se pierda por una technicality administrativa de incumplimiento de un plazo, si realmente el incumplimiento del plazo no depende del promotor. Es algo que se planteó y se reguló, de algún modo, en el Real decreto ley 7.25, pero luego no fue convalidado”, analizó Virgilio.

En cuanto a eólica offshore, España aún no cuenta con parques operativos, pero ya actúa como proveedor industrial para el mercado internacional. En 2024, la industria eólica marina creció un 53 % en términos de PIB, gracias a la exportación de aerogeneradores, estructuras flotantes y tecnología asociada.

“Sin tener un solo parque marino, España ya es un actor clave en la cadena de suministro offshore. Pero es hora de acelerar también el desarrollo interno”, subrayó el CEO de AEE.

Despliegue territorial: tres regiones concentran el 83 % de la nueva potencia

En este contexto, el despliegue de nueva potencia eólica sigue estando altamente concentrado en pocas comunidades autónomas. De modo que, en 2024, Castilla y León con 550 MW, Aragón con 246 MW y Navarra con 196 MW representaron el 83 % de la nueva capacidad instalada.

Esta desigualdad territorial refleja los distintos niveles de agilidad administrativa y conflictividad judicial en cada región.

“Queríamos que esta etapa de transición energética equilibrara más el mapa”, señaló Márquez, pero las diferencias entre territorios están generando cuellos de botella que frenan el desarrollo y complican la planificación empresarial.

Presión fiscal, ahorro energético y precios de PPAs

El sector también alerta sobre la elevada carga impositiva que enfrentan los promotores eólicos. En 2024, las empresas del sector tributaron 588 millones de euros, lo que equivale a 232 euros por cada 1.000 facturados. “El sistema fiscal actual penaliza la inversión en renovables. Necesitamos una fiscalidad que esté alineada con los objetivos climáticos y de reindustrialización”, exige Márquez.

En paralelo, la generación eólica ha generado ahorros significativos para los consumidores. En 2024, redujo en 19,88 euros/MWh el precio promedio del mercado eléctrico, lo que supuso un ahorro total de 4.641 millones de euros.

“La eólica no solo reduce el precio del pool, también lo estabiliza, lo cual es clave para los acuerdos de largo plazo”, señala Márquez. En ese contexto, los Power Purchase Agreements (PPAs) se están cerrando en valores promedio de 60 a 70 €/MWh, consolidando a la eólica como una opción estable y competitiva frente a otras fuentes de energía.

El impacto de la energía eólica en la economía española va más allá del sistema eléctrico. En 2024, el sector aportó 3.274 millones de euros al PIB, equivalentes al 0,25 % del total nacional, y generó 37.070 empleos, entre puestos directos e indirectos. Además, el 46 % del valor añadido del sector provino de actividades industriales, como la fabricación de componentes, mantenimiento técnico y exportación.

“La eólica es la única tecnología renovable con una cadena de valor 100 % europea y con fuerte implantación industrial en España. Es un activo estratégico que debemos proteger”, remarcó el entrevistado. Según la AEE, mantener esa capacidad requiere señales claras a largo plazo y políticas que garanticen un entorno atractivo para los fabricantes.

Desde la Asociación Empresarial Eólica insisten en que España tiene los recursos naturales, la cadena de valor, el capital humano y la tecnología para cumplir sus metas. Sin embargo, identifican una serie de retos que, de no ser abordados, podrían poner en riesgo el objetivo de 59 GW eólicos terrestres y 3 GW marinos al 2030.

Entre ellos, acelerar la electrificación de la demanda, mejorar la tramitación administrativa, definir una hoja de ruta clara para la repotenciación  y garantizar seguridad jurídica en comunidades con alta judicialización de proyectos. También se requiere una conexión más ágil a la red eléctrica, criterios homogéneos entre administraciones, y una planificación alineada con las capacidades industriales del país.

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Enertrack Tech, fabricante global de trackers solares y estructuras fotovoltaicas de alta ingeniería, avanza en su estrategia de expansión en América Latina y proyecta para 2026 un ciclo de fuerte maduración tecnológica y aumento de competitividad en el sector solar regional.

Con una capacidad productiva anual de hasta 16 GW, más de 90 patentes y 10 GW de suministros acumulados, la empresa refuerza su presencia a través de la división Enertrack LatAm, creada para atender demandas específicas de plantas de gran escala y proyectos de generación distribuida en Brasil, Cono Sur, Andes y Caribe.

Para 2026, Enertrack identifica un entorno favorable para la expansión de sistemas utility-scale e híbridos (solar + almacenamiento) en toda América Latina. Los factores determinantes incluyen:

• Evolución regulatoria en Brasil, Chile y Colombia, reduciendo incertidumbres y aumentando la previsibilidad de los flujos de inversión;
• Crecimiento de la demanda por sistemas de alto rendimiento, impulsado por la necesidad de optimizar el LCOE;
• Integración creciente con sistemas de almacenamiento, que exige compatibilidad directa entre tracker, inversor y proyectos híbridos;
• Expansión continua de la generación distribuida (GD), especialmente en Brasil y México, donde la competitividad de instalaciones en techos e industrias sigue siendo elevada.

Según Diego Silva, director de Enertrack LatAm, el escenario regulatorio actualizado en Brasil fortalece la confianza de los inversionistas: “Las recientes medidas 1.300 y 1.304 despejaron incertidumbres y refuerzan la viabilidad de la generación distribuida y de los proyectos centralizados. Nuestra evaluación es que 2026 será un año de recuperación consistente”.

Pipeline comercial y proyectos en negociación

 Con presencia física en el continente desde inicios de 2025 en São Paulo (Brasil) y Santiago (Chile), Enertrack ya conduce negociaciones avanzadas en Chile y Colombia, además de propuestas en evaluación en Brasil, México, Perú y el Caribe. Los proyectos abarcan desde plantas superiores a 100 MWp hasta sistemas de mediana escala orientados a industrias, agronegocio y complejos comerciales.

El pipeline actual incluye:

• Suministro de trackers 1P y 2P con operación adaptada a vientos extremos;
• Estructuras fijas para plantas de gran extensión en terrenos de baja calidad geotécnica;
• Soluciones flexibles para techos comerciales con vanos ultralargos;
• Integración con sistemas de almacenamiento en mercados regulados que inician la modernización de sus matrices energéticas.

La estrategia de la empresa contempla la ampliación de equipos técnicos locales, con foco en soporte de ingeniería, análisis estructurales, preventa especializada y atención posventa avanzada, aumentando la confiabilidad para EPCs y desarrolladores.

Enertrack destaca como principal diferencial su sistema de tracking inteligente, que incorpora algoritmos propietarios para el cálculo de trayectorias, mitigación de sombras y respuesta dinámica a cargas críticas. Los beneficios incluyen:

• Aumento comprobado de la generación gracias al seguimiento optimizado mediante “superalgoritmos”;
• Operación estable en condiciones extremas, incluyendo zonas de alta inclinación, desiertos y regiones montañosas;
• Arquitectura mecánica robusta, con menor necesidad de mantenimiento y mayor vida útil del sistema motriz;
• Amplia compatibilidad con inversores modernos, permitiendo integración directa con sistemas centralizados y string.

“Desarrollamos trackers capaces de maximizar el desempeño real en campo, con menor costo operativo a lo largo del ciclo de vida del proyecto. Este es uno de los pilares competitivos para 2026”, reforzó Diego Silva.

 Estructuras fijas y sistemas de soporte avanzados

 La línea de estructuras fijas de Enertrack ofrece soluciones para proyectos que requieren alta eficiencia estructural, larga vida útil y reducción de CAPEX. Entre los principales atributos técnicos se destacan:

• Vanos ultralargos superiores a 60 m, reduciendo el número de fundaciones;
• Resistencia a vientos de fuerza 15, permitiendo la instalación en entornos agresivos;
• Ahorro de hasta un 50 % en acero y fundaciones, generando ventajas significativas en el LCOE;
• Cero deflexión en la instalación de los módulos, garantizando uniformidad, seguridad y mejor aprovechamiento energético.

Las estructuras se desarrollan en módulos livianos y de rápido montaje, atendiendo las necesidades de EPCs que buscan optimizar cronogramas y reducir costos logísticos.

Enertrack considera a América Latina como uno de los mercados solares más estratégicos del mundo para 2026, impulsado por el aumento de la demanda de soluciones de alta eficiencia y el crecimiento de proyectos híbridos. Aunque sujeta a ciclos políticos, la diversidad regulatoria de la región genera redundancia y flexibilidad comercial.

“Trabajamos con foco en la ingeniería y la entrega. Creemos que, incluso con oscilaciones políticas, siempre hay un mercado en aceleración en el continente. Nuestra meta para 2026 es consolidar a Enertrack como referencia técnica y comercial en trackers y estructuras avanzadas en América Latina”, concluyó el director.

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Huawei Digital Power celebró el Latin America C&I Greenovation Summit 2025 el pasado 28 de noviembre de 2025, dicho evento se consolidó como un encuentro influyente para dar forma al futuro de la tecnología inteligente y la energía sostenible en América Latina y el Caribe, reuniendo a líderes de la industria, el gobierno y la academia.

El evento comenzó con discursos destacados que subrayaron la urgencia de la descarbonización y la colaboración:

• Daniel Zhou (Presidente de Huawei para Latam) y Manuel Ahumada (CEO de Enlight) enfatizaron el papel crítico del sector privado en acelerar la adopción de energías renovables C&I.
• Representantes gubernamentales como el Mtro. Cristopher Malpica Morales (Consejo de Humanidades, Ciencias y Tecnologías de Quintana Roo) y el Sen. Jorge Carlos Ramírez Marín (Vicepresidente del Senado Mexicano) reforzaron el compromiso legislativo y científico con el crecimiento sostenible y la modernización energética.

Dr. Miguel Robles, Director del Instituto de Energías Renovables de la UNAM

El Summit se centró en tendencias y aplicaciones del mundo real, destacando la necesidad de almacenamiento escalable y la transformación en parques industriales.

• Análisis Regional: El Dr. Miguel Robles Pérez (IER-UNAM) proporcionó una visión basada en datos sobre la trayectoria de las energías renovables de México, mientras que Diana Vázquez Castañeda (AMPIP) detalló el papel de los parques industriales como centros de transformación energética impulsados por el nearshoring y la sostenibilidad.
• Smart Energy, Smart Savings: Se presentaron múltiples estudios de caso de alto impacto que demuestran la viabilidad de la tecnología:
  • Sistemas de Almacenamiento de Energía en Baterías (BESS) en un hotel y una tienda minorista.
  • El proyecto de energía crítica L4 del tren ligero de Guadalajara. 
  • Electrificación de Vehículos Pesados.

El encuentro también fue una plataforma para la presentación de soluciones de vanguardia:

• José Antonio Perea Saavedra (Huawei Digital Power México) presentó una solución de energía orientada a C&I que integra sistemas inteligentes de PV y supercargadores de vehículos eléctricos.
• Expertos de TÜV Rheinland enfatizaron la importancia crítica de la validación por terceros para garantizar los más altos estándares de seguridad y calidad en la infraestructura energética inteligente moderna.

Al reunir a líderes de gobierno, la academia (UNAM, consejos científicos) y gigantes tecnológicos, este encuentro no solo proporcionó una visión de la vanguardia, sino que también actuó como un foro decisivo para la Transición Energética de México, solidificando su hoja de ruta a través de la innovación en el sector C&I, la adopción de infraestructura robusta como el almacenamiento de energía y la electromovilidad.

El mensaje final fue claro: la colaboración es el catalizador esencial para un futuro industrial más limpio, resistente y eficiente en costos en América Latina, haciendo del Summit un pilar clave para un ecosistema energético mexicano más competitivo, resiliente y fundamentalmente más limpio.

Antonio Perea, Director de Desarrollo de Negocios C&I BESS, Huawei Digital Power México

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La Comisión Federal de Electricidad (CFE) de México anunció una ambiciosa expansión en generación renovable, con una inversión superior a los 29000 millones de pesos mexicanos. Entre los proyectos prioritarios destaca la ampliación del complejo solar Puerto Peñasco, en Sonora, que sumará 580 MW y alcanzará una capacidad total de 1000 MW, consolidándose como uno de los parques solares más grande de América Latina.

La fase III del proyecto suma 300 MW solares y 90 MW de baterías de 3 horas, con una inversión estimada de $6488 millones. Comenzará a construirse en lo que resta de diciembre, mientras que la etapa IV iniciará obras en febrero de 2026 y contará con 280 MW solares y 30% de baterías por 3 horas, con una inversión de 6788 MDP. Se espera que ambas instalaciones estén finalizadas para el primer trimestre del 2028.

El plan incluye también dos nuevas plantas solares en Coahuila: Carbón II y Río Escondido, que en conjunto aportarán 556 MW con respaldo de baterías. Su construcción iniciará en febrero de 2026 y se extenderá hasta 2028, con una inversión estimada en $15450 millones.

La central fotovoltaica Carbón II tendrá 376 MWac y 30% en baterías de 3 horas, con inversión de $10397.2 millones . En tanto que el parque Río Escondido contará con 180 MWac y 30% de baterías de 3 hrs por un total de $5052 millones.

En enero se hará la publicación de concurso, en la que estará a cargo una mesa de trabajo conformada por la Secretaría de Energía (SENER), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y el Fondo Nacional de Infraestructura (FONADIN). 

La presidenta de México, Claudia Sheinbaum, destacó que estos desarrollos permitirán asegurar el 54% de participación estatal en la generación eléctrica, siguiendo la misma línea que el gobierno de Andrés Manuel López Obrador (AMLO) de que la CFE tenga un mayor rol predominante dentro del sector. 

En el marco del mismo plan, CFE también evalúa tres nuevas instalaciones bajo esquemas mixtos con FONADIN y SENER: dos plantas solares, Las Garzas (Durango) de 270 MW  y Los Girasoles (Quintana Roo) de 110 MW, y un parque eólico en San Luis de la Paz (Guanajuato) de 63 MW.

Estos tres proyectos suman 443 MW de capacidad y fueron parte del paquete de activos que el Estado adquirió a Iberdrola, por lo que están en proceso de evaluación técnica. 

“Estamos trabajando en mesas tripartitas para revisar las características técnicas y el estado de las gestiones previas de cada uno. Es un ejercicio de planeación vinculante que permitirá iniciar de manera ordenada el desarrollo de estos proyectos”, explicó Emilia Calleja, directora de la CFE.

Recientemente, circularon rumores entre actores clave del sector sobre un posible relevo en la dirección general de la CFE, y comenzó a mencionarse el nombre de José Antonio Rojas, actual funcionario cercano al equipo presidencial, como potencial reemplazo de Calleja. Si bien no hay definiciones oficiales, el tema ya forma parte del debate interno en áreas técnicas del sector energético.

Desde la Secretaría de Energía, Luz Elena González remarcó que “además de las etapas 3 y 4 de Puerto Peñasco, hay cinco plantas más en planificación con FONADIN”, lo que fortalece la articulación interinstitucional del plan.

En materia de infraestructura eléctrica, CFE calendarizó 66 proyectos de transmisión para ejecutarse entre 2025 y 2026, con una inversión estimada de 35.836 millones de pesos mexicanos. Estas obras serán fundamentales para abastecer regiones con creciente demanda, especialmente en zonas industriales del norte y del sureste.

Por su parte, el sector privado también moviliza inversiones. Tal como informó Energía Estratégica, la Secretaría de Energía autorizó 20 nuevos proyectos privados que aportarán 3320 MW de generación y 1488 MW de almacenamiento, con inversiones por más de $90000 millones y con entrada en operación prevista entre 2027 y 2029. 

En total, se ofertaron 5970 MW de capacidad renovable distribuidos en seis regiones del país. De ellos, 3790 MW correspondían a tecnologías fotovoltaica y eólica. Esto significa que se cubrió el 55% de la capacidad de generación ofertada y se asignó el 58% de los proyectos propuestos en la primera convocatoria. Las iniciativas seleccionadas suman 3320 MW de generación y 1488 MW de almacenamiento: en total, 15 proyectos solares aportarán 2471 MW, mientras que 5 parques eólicos sumarán 849 MW.

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La negociación de contratos de compraventa de energía a largo plazo en España atraviesa un momento de presión bajista. El mercado se ha acomodado en un rango de entre 25 y 33 €/MWh, en el que resulta difícil cerrar PPAs por encima de los 30 €/MWh, según apuntó Álvaro de Simón, Energy and Cleantech Advisor en ASB Renewables Consulting.

La causa principal es la inestabilidad de los precios del mercado spot. Según el consultor, la demanda actúa con plena conciencia del escenario de precios volátiles, especialmente tras la experiencia de la primavera pasada.

“Tuvimos capture prices en abril, mayo y junio por debajo de los 5 €/MWh”, señaló en diálogo con Energía Estratégica.

Ante este panorama, los compradores rechazan cualquier oferta que supere ciertos umbrales. “Los clientes te dicen ‘no vamos a firmar un precio a 35 o a 40 €/MWh, sino que van en torno a 25, 32 – 33 €/MWh, como mucho’”, explicó De Simón.

La posición dominante del comprador, sustentada en un contexto de alta disponibilidad renovable y precios mayoristas bajos, ha fijado un nuevo piso en el mercado. Este fenómeno, que ya no se percibe como una anomalía sino como una tendencia estructural, condiciona fuertemente las decisiones de compra. 

“Esa realidad se va a ir reproduciendo año a año de forma cíclica, pero cada vez de forma más acentuada”, advirtió.

En paralelo, el entorno regulatorio aporta incertidumbre. La demora en la aprobación de medidas clave, como el real decreto previsto para julio, genera desconfianza entre los desarrolladores y ralentiza la toma de decisiones de inversión en proyectos estratégicos.

En algunos casos, esto se traduce en la decisión de frenar tramitaciones para evitar ejecutar avales o en ajustes administrativos que les permitan ganar tiempo.

“Hay poca presión a efectos de tomar decisiones inmediatas por la incertidumbre que hay. Hay una necesidad de demorar y aplazar los procesos”, aseguró.

Sin embargo, en medio de este impasse, el almacenamiento emerge como uno de los pocos factores capaces de desbloquear valor. “Ahora ya no se concibe ningún tipo de proyecto sin su hibridación entre solar y almacenamiento”, destacó De Simón. 

Además, aseguró que el apagón del 28 de abril funcionó como una “palanca de aceleración para la inversión en almacenamiento” y el attachment ratio de baterías para comercial e industrial se incrementó más de un 60% en apenas ocho meses, impulsado por la necesidad de capturar ingresos fuera del mercado spot.

El problema, apuntó De Simón, es que el marco normativo no ha evolucionado a la misma velocidad que la tecnología. “Si me planteo un desarrollo, mi sensación es que voy por terreno desconocido y no sé muy bien cómo mi expediente va a ser tratado”, sostuvo.

Por eso, considera urgente establecer reglas claras en tramitaciones, especialmente para proyectos híbridos, y mecanismos que otorguen estabilidad de ingresos en el mediano plazo.

Desde su experiencia reciente trabajando con proyectos on-site en el segmento comercial e industrial, De Simón también observa que los PPAs se firman en torno a los 40-45  40-45 €/MWh, debido a que no tienen peajes, servicios de ajustes ni dependen del acceso a la red. 

“No hay un sentido de urgencia a la hora de invertir, aunque sean precios muy buenos desde el punto de vista del consumidor. Los procesos se demoran en el tiempo porque nadie quiere tomar decisiones”, analizó.

De cara a 2026, el especialista proyectó que la reactivación dependerá de tres ejes: certidumbre regulatoria, incentivos fiscales para proyectos híbridos y mayor claridad en la tramitación. Aunque no descartó que pueda haber apoyo directo, considera que otras vías podrían ser más eficaces, como alguna bonificación o mejora en CAPEX.

“Estamos en un momento de cierto impasse dentro de la industria y para que todo se reactive tiene que haber algún tipo de impulso, a nivel de mercado, a nivel regulatorio y a nivel de transmitir los mensajes de forma más clara”, concluyó el especialista.

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Controlar el precio, garantizar el suministro y escalar rápido. Con esos tres pilares, Hoymiles apuesta por la fabricación interna de celdas, con el objetivo de multiplicar por siete su capacidad en 2026. Así lo aseguró Sebastián González, country manager para Iberia de la compañía, en diálogo con Energía Estratégica.  

A lo largo del diálogo, el ejecutivo analizó los factores que explican el salto de Hoymiles: desde el cierre de año con 100 MWh, el rol de las subvenciones  gubernamentales, la innovación tecnológica y la incorporación de inteligencia  artificial para optimizar los sistemas de almacenamiento.  

– Sebastián, en un mercado de almacenamiento cada vez más  competitivo, donde además aún falta conocimiento técnico, ¿cómo logran destacarse y explicar su diferencial frente a tantas alternativas?  

Nos diferenciamos desde varios puntos. Para empezar, estamos en el Tier 1 de  Bloomberg NEF por tercer año consecutivo. Llevamos trabajando con  almacenamiento desde 2017, tanto para utility como para comercial e industrial, pero el gran diferencial es que nosotros mismos fabricamos nuestra propia  celda.  

– ¿Qué implica fabricar su propia celda y cómo impacta en el modelo de  negocio? 

Nos da más margen de maniobra para competir en precio y, al mismo tiempo, nos permite controlar la calidad y el suministro. No dependemos de terceros para uno de los componentes más críticos del  sistema.  

– Y más allá del producto, ¿cómo se relacionan con el cliente desde el momento cero?  

No queremos simplemente vender y desaparecer. Acompañamos desde el primer momento con soporte de ingeniería, en toda la fase de pre-sales. Y algo importante: la primera puesta en marcha siempre está incluida en nuestro  pricing. Eso también es un valor agregado.  

– Ya entrando en el balance del año, ¿cómo cierran 2025 en Iberia en  términos de almacenamiento?  

A raíz del apagón que tuvimos en España a mediados de año, el mercado se movió muchísimo. A nosotros nos benefició, porque ayudó a que cerráramos el año con 100 MWh instalados solo en almacenamiento. Puede parecer poco, pero es un paso firme.  

– ¿De qué segmento específico estamos hablando en esos 100 MWh?  

Eso es exclusivamente almacenamiento. No estoy contando inversores residenciales, que también han crecido, sino que hablamos de utility y comercial-industrial. Incluso así, no representa ni el 5% del portafolio europeo de Hoymiles, pero en Iberia es un gran logro.  

– Y mirando al próximo año, ¿cuál es la proyección?  

Si le tengo que responder a mi jefe, le digo que vamos por un x7. Hablamos de 700  MW en 2026 solo en Iberia, lo cual representa un salto ambicioso. Pero la  demanda está creciendo muchísimo, no solo por necesidad energética, sino también por la búsqueda de independencia de red y las ayudas que está facilitando el Gobierno.  

– Pensando en esa relación con el Estado, si tuvieras hoy una reunión  con el Gobierno español, ¿qué medidas les sugerirías para incentivar el  almacenamiento?  

Más subvenciones y más accesibilidad. Está bien apoyar los grandes proyectos,  pero no hay que olvidarse de los de 10, 20 o 30 MW, que son los que construyen  volumen en un mercado como el español, donde hay tantas plantas aún sin hibridar.  

– ¿Desde Hoymiles realizan estudios propios de inteligencia de mercado  para identificar cuánta capacidad instalada podría sumar almacenamiento, más allá de los nuevos proyectos? 

En realidad, el dato total del mercado no lo tenemos. Pero de lo que se ha montado este año en utility en Iberia, calculamos que Hoymiles ha  representado un 4,5%.  

– El mercado está creciendo, pero también es desafiante: ¿cómo manejan  el equilibrio entre rentabilidad, precios competitivos y expansión?  

España es un mercado que quiere ver proyectos terminados y funcionando en el país. Por eso, la mayoría de fabricantes priorizamos posicionarnos, aunque eso implique dejar de lado la rentabilidad en el corto plazo. Vemos esto como una carrera de media distancia. El próximo año los precios se mantendrán similares, y ganaremos márgenes por la baja en el precio del litio ferro-fosfatado.  

– ¿Hay alguna novedad o innovación tecnológica en la que estén  trabajando?  

Sí, estamos desarrollando la solución all in one «HoyUltra 2″. Un gabinete con todo incluido, que fabricamos 100% nosotros, incluyendo el sistema de gestión de energía local (MS) y refrigeración líquida. Tiene una capacidad de 261 kW. Es nuestro producto más nuevo.  

– Otro tema que aparece con fuerza en el último tiempo es la inteligencia  artificial . ¿Qué rol cumple en sus operaciones, productos o soluciones  a clientes?  

Nuestros productos tienen protocolos 100% abiertos, lo que facilita la  compatibilidad con muchos softwares. Además, en proyectos como uno que  tenemos en el Pirineo, la IA gestiona la batería con base en los precios de la  OMIE. Esto permite decidir el mejor momento para cargar o descargar. El cliente  logró un ahorro del 15% gracias a esa estrategia.  

– Para cerrar, una mirada más personal: si nos encontráramos en  noviembre de 2026, ¿qué te gustaría haber logrado para sentir que fue  un buen año para ti también?  

Me gustaría haber consolidado a Hoymiles en Iberia como una solución que realmente represente nuestra visión: “Solar Storage Beyond Limits”. Hoy somos  el segundo fabricante de microinversores más grande del mundo, pero  queremos que se nos reconozca también como referentes en almacenamiento. 

Con su apuesta por la fabricación propia de celdas y una fuerte estrategia de  acompañamiento técnico, Hoymiles busca posicionarse como uno de los  principales actores del mercado ibérico de almacenamiento. En palabras de  González, se trata de correr una carrera inteligente: construir presencia,  adaptarse al contexto y capitalizar la demanda creciente. 

La entrada “Vamos por un crecimiento x7”. Sebastián González de Hoymiles revela “en qué confía” para alcanzar 700 MWh de baterías en Iberia sólo en 2026 se publicó primero en Energía Estratégica.

La multinacional JA Solar profundiza su posicionamiento en América Latina con una estrategia centrada en la integración de módulos solares de alta eficiencia y sistemas de almacenamiento energético (BESS). 

Con el reciente lanzamiento de JA Energy Storage, la compañía presenta una propuesta regional adaptada que busca acelerar la ejecución de proyectos híbridos, destrabar cuellos de botella y responder a las exigencias técnicas de los principales mercados latinoamericanos.

“Ahora tenemos un negocio de paneles solares y sistemas de almacenamiento. Esto significa podemos transferir nuestro conocimiento hacia sistemas de baterías, trasladar la expertise en grandes proyectos fotovoltaicos al segmento BESS”, manifestó Víctor Soares, head of LATAM Technical Team de JA Solar, durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Chile.

Esta evolución responde a una necesidad creciente en la región: contar con soluciones integradas que tomen en cuenta las condiciones técnicas, regulatorias y climáticas específicas de cada país. JA Solar trabaja junto a los principales fabricantes mundiales para ofrecer sistemas BESS con soporte local y adaptados a las exigencias de conectividad, control y desempeño de cada mercado.

La compañía ya tiene en marcha una producción de 30 GWh en sistemas de almacenamiento, orientada principalmente a países como Chile, Brasil, Colombia y Argentina, donde los sistemas BESS empiezan a consolidarse en la planificación energética. E

El objetivo de JA Solar es lograr proyectos más interesantes y efectivos, aprovechando su conocimiento previo en generación fotovoltaica para integrarlo ahora al almacenamiento.

Reviva la entrevista completa con Víctor Soares de JA Solar: https://www.youtube.com/watch?v=r74uh7FP5Zw

En paralelo, la empresa sigue innovando en el desarrollo de módulos solares adaptados a las particularidades climáticas de América Latina, que incluyen diferentes niveles de radiación solar, temperaturas elevadas, humedad y polvo. 

En ese marco, Soares destacó que siguen implementando y mejorando la tecnología TOPCon, junto con soluciones específicas como una “capa frontal de paneles menos vulnerable al polvo y un sistema antipolvo diseñado para maximizar el rendimiento en zonas áridas”.

“Mientras que por el lado de las baterías, también hay particularidades del mercado en temas de temperatura. Para los sistemas BESS hay que considerar particularidades en sus diseños, por los tipos de certificaciones en cuanto a control, degradación, curvas específicas, requisitos de conexión de red, a fin de lograr un proyecto optimizado”, detalló. 

Una ventaja estratégica de JA Solar en este proceso es su presencia local en diferentes países de la región, lo que permite mantener equipos técnicos, comerciales y logísticos alineados con las demandas específicas de cada mercado. 

“Tenemos equipos comerciales, técnicos, de logística y marketing en diferentes mercados para hacer el intercambio de información y ver qué producto se adapta más para cada región”, indicó Soares. Esta red regional permite un aprendizaje continuo y una mejor adaptación de los productos a las normativas y condiciones locales.

En ese intercambio de conocimiento, Chile aparece como una referencia para los demás países de la región, dado que el país ya opera 1850 MW en BESS y se prepara para superar los 2 GW en enero de 2026.

El crecimiento del segmento BESS es aún más notorio si se considera la cartera de proyectos que se encuentra actualmente en desarrollo. De acuerdo al reporte gremial, existen 456 MW (1658 MWh) en etapa de pruebas, 6373 MW (27585 MWh) en construcción y otros 8431 MW (40987 MWh).en evaluación ambiental.

Un proveedor integral en la transición energética

Con sede en Shanghái y fundada en 2005, JA Solar se ha consolidado como uno de los actores más influyentes del sector solar global. Produce obleas, celdas, módulos y plantas fotovoltaicas, y en 2023 fue reconocido como el mayor proveedor mundial de módulos solares por volumen, según datos de InfoLink y PV Tech. La empresa ya ha suministrado más de 300 GW de potencia acumulada en todo el mundo.

Con la incorporación de soluciones BESS, JA Solar da un paso más en su transformación hacia un proveedor integral de energía renovable. La combinación de módulos solares de alta eficiencia con sistemas de almacenamiento, junto con soporte técnico y adecuación normativa, permite presentar una propuesta de valor sólida para los mercados latinoamericanos, orientada a potenciar la transición energética con herramientas prácticas y adaptadas.

La entrada JA Solar lanza su nueva estrategia regional: “Podemos aplicar nuestro conocimiento a las baterías” se publicó primero en Energía Estratégica.

Las energías renovables están alterando silenciosamente la formación del precio eléctrico en Guatemala. Aunque por ahora participan poco como tecnologías marginales, desplazan volúmenes crecientes de energía más costosa y, con la llegada del almacenamiento, podrían dejar de ser tomadoras de precio para empezar a fijarlo.

En el período de diciembre de 2024 a noviembre de 2025, las tecnologías solares y eólicas apenas marcaron el Precio de Oportunidad de la Energía (POE) en 13 y 24 horas respectivamente, de un total de 8760 horas. A simple vista, parecerían actores secundarios. Sin embargo, la tendencia indica lo contrario.

Las plantas renovables desplazan MWh de tecnologías más costosas, reordenan el despacho y empujan hacia los márgenes a las tecnologías convencionales. Esta presión sistémica ha cambiado las reglas de juego. Y con la incorporación de sistemas de almacenamiento con baterías (BESS), el rol de las renovables podría escalar aún más.

La clave está en que, al sumar almacenamiento, una planta renovable ya no depende del sol o el viento para despachar en tiempo real. Puede almacenar y decidir cuándo inyectar. En términos de mercado, eso significa convertirse en formadora de precio.

En Texas, esta transformación ya ocurrió. En Guatemala, aún no se concreta, pero el movimiento ya comenzó. Proveedores han llegado con soluciones modulares en contenedores, con capacidades cercanas a 5 MWh, aunque todavía sin implementaciones masivas.

Más allá de la tecnología, el cuello de botella es económico. Leonardo David, Consultor de renovables, lo sintetizó con claridad:

“Existe una oportunidad clara de activar el mercado del almacenamiento mediante esquemas que reconozcan los distintos servicios que las baterías pueden aportar al sistema eléctrico”.

La referencia es directa al modelo de NYSERDA, en Nueva York, donde las baterías acceden a ingresos por varios servicios: reducción de demanda, potencia instalada, servicios auxiliares y, en menor medida, arbitraje energético. Este enfoque multiplica su viabilidad económica sin depender de que el precio spot sea alto.

En el contexto guatemalteco, donde la penetración renovable sigue creciendo, replicar este tipo de modelo permitiría acelerar inversiones en almacenamiento distribuido, mejorar la flexibilidad del sistema y cambiar la lógica de precios.

Hoy, el precio spot está aún fuertemente marcado por otras tecnologías, pero las señales ya están claras. El POE promedio registrado por las renovables fue de apenas $1,65 USD/MWh para la solar y 0,86 USD/MWh para la eólica, frente a valores más altos en otras fuentes. Sin embargo, la participación marginal no refleja su influencia real.

“Los GDR que no cuentan con PPA tienden a ser los más vulnerables a las reducciones de precio spot, ya que éste determina su precio de venta para la producción que no está bajo contrato”, advirtió David, señalando que si bien las renovables empujan el precio a la baja, esto también obliga a pensar modelos de comercialización más estables para actores distribuidos.

El escenario se completa con un mercado en transformación. Mientras las tecnologías variables siguen creciendo en capacidad instalada, el almacenamiento se perfila como el eslabón clave para que esa energía no solo entre al sistema, sino que también empiece a formar precios.

El desafío ya no es técnico, es regulatorio y económico. Reconocer el valor completo de las renovables y su almacenamiento no solo evitará impactos financieros a los actores más expuestos, sino que definirá quién marcará el precio eléctrico en Guatemala en los próximos años. Y todo indica que serán las renovables.

La entrada Guatemala redefine su mercado eléctrico: el futuro del precio spot pasa por el almacenamiento se publicó primero en Energía Estratégica.

DIPREM avanza en su posicionamiento internacional como proveedor estratégico de talento técnico para el sector energético. Fundada en Zárate, Argentina, la compañía suma presencia en más de diez países —incluyendo Argentina, Brasil, Uruguay, Chile, Perú, Colombia, R. Dominicana, Guatemala, México, Estados Unidos, Canadá y Guyana – y recientemente confirmó su ingreso al mercado español, dando el primer paso en Europa.

Esta expansión responde a una estrategia consolidada en torno a la gestión de proyectos y el suministro de perfiles técnicos especializados, adaptados tanto a tecnologías convencionales como renovables.

DIPREM cubre todas las fases de los desarrollos energéticos, desde etapas de construcción y operación hasta perfiles para gestión, logística y salud ocupacional.

Entre los profesionales que integra a los proyectos, se destacan field managers, técnicos eléctricos y mecánicos, soldadores, personal HSE y HQD, almacenistas y supervisores, ajustando la oferta según los requerimientos específicos de cada cliente y etapa del proyecto.

La compañía también apuesta de forma activa al desarrollo del talento joven, con programas de pasantías, mentorías internas y convenios con universidades.

En cada país donde opera, establece alianzas con instituciones educativas para facilitar la incorporación de nuevas generaciones al mercado laboral energético. La capacitación combina teoría y práctica, priorizando la formación en terreno como complemento a la educación académica.

“Tenemos pasantías en donde llegan estos chicos y empiezan a crecer dentro de nuestra organización”, expresó Ximena Castro Leal, gerente comercial Colombia de DIPREM, en una entrevista exclusiva durante Future Energy Summit (FES) Colombia de 2025.

En ese proceso, el acompañamiento del equipo técnico resulta clave: “Nos apoyamos en gente muy capacitada que lidera las mentorías para su crecimiento”.

En paralelo, la firma promueve alianzas estratégicas con entidades del sector y otros actores del ecosistema energético. Este vínculo permite anticipar las necesidades de personal en distintos mercados y colaborar con la generación de empleo técnico en sectores críticos para la transición energética.

La visión de DIPREM está alineada con los desafíos de sostenibilidad y demanda de recursos humanos especializados que enfrenta la industria.

Con la expansión a España, la compañía busca potenciar su red de operaciones y consolidarse como referente regional en capital humano para energía, con foco en el desarrollo de empleos verdes y en acompañar el avance de proyectos energéticos desde el terreno.

“Estamos muy enfocados en relaciones y alianzas estratégicas para poder fortalecer y apoyar a quienes ya están en el sector”, afirmó Castro Leal, al destacar el rol de DIPREM como articulador entre empresas, instituciones educativas y jóvenes profesionales.

En un escenario donde la transición energética exige soluciones ágiles, capital humano capacitado y redes regionales consolidadas, DIPREM apuesta por seguir ampliando su cobertura territorial y técnica, combinando expansión comercial con impacto en formación e inclusión laboral.

La entrada Desde Argentina a Europa: DIPREM suma presencia en más de diez países y abre mercado en España se publicó primero en Energía Estratégica.

 SolisStorage, proveedor líder de soluciones innovadoras de almacenamiento de energía, anunció el próximo lanzamiento de su nuevo sitio web corporativo, el cual estará disponible a partir del 20 de diciembre de 2025.

El nuevo sitio cuenta con un diseño moderno y totalmente responsivo, optimizado tanto para dispositivos móviles como de escritorio. Incorpora una navegación más intuitiva, tiempos de carga más rápidos, funcionalidades avanzadas de búsqueda y una sección de preguntas frecuentes ampliada, todo ello con el objetivo de mejorar la experiencia del usuario y facilitar el acceso a la información.

A través del sitio web, los visitantes podrán explorar los más recientes sistemas de almacenamiento de energía EverCore de SolisStorage para aplicaciones comerciales e industriales, que incluyen modelos desde 100 kWh hasta 261 kWh, con potencias que van de 50 kW a 125 kW. La plataforma ofrece páginas de producto detalladas y contenido orientado a soluciones, permitiendo a los usuarios comprender mejor las capacidades de cada sistema y seleccionar la opción más adecuada para distintos proyectos comerciales e industriales.

“El lanzamiento de nuestro nuevo sitio web representa un hito muy importante en nuestros esfuerzos por fortalecer la interacción digital con clientes y socios a nivel global”, señaló Lucy Lu, Subdirectora General de SolisStorage. “El diseño moderno de la plataforma y sus capacidades mejoradas reflejan nuestro compromiso de ofrecer soluciones energéticas innovadoras, respaldadas por un servicio superior y una mayor accesibilidad”.

Para celebrar el lanzamiento de su nuevo sitio web, SolisStorage invita a clientes, socios y actores de la industria a visitar la plataforma y suscribirse al boletín informativo de la compañía, con el fin de mantenerse informados sobre las últimas noticias y actualizaciones.

Acerca de SolisStorage

SolisStorage es un reconocido proveedor de soluciones de almacenamiento de energía, diseñadas bajo el principio de simplicidad y construidas para una larga vida útil, ofreciendo sistemas seguros y fáciles de integrar que responden a las diversas necesidades de los clientes.

Comprometida con la innovación tecnológica y una experiencia de usuario excepcional, SolisStorage desarrolla productos enfocados en una larga vida útil, altos estándares de seguridad y una adaptación flexible a múltiples aplicaciones.

Impulsada por su misión de acelerar la transición global hacia la energía limpia, SolisStorage continúa ampliando los límites de la tecnología de almacenamiento de energía. A través de una innovación constante y una calidad sin concesiones, la empresa busca ser una fuerza clave en la construcción de un futuro más sostenible y verde a nivel mundial.

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Huawei Digital Power México se consolida como uno de los principales impulsores de la infraestructura inteligente necesaria para la transición hacia la movilidad sostenible, de modo que la compañía presentó soluciones disruptivas que abordan desde el almacenamiento seguro de energía hasta la recarga de ultra alta potencia.

Innovación en el Stand: El BESS 215 kWh, un Foco de Interés Masivo

En el área de exhibición, el stand de Huawei fue un punto de gran afluencia, con foco en sus tecnologías de gestión de energía. Dexter Castillo, Solution Manager de Huawei Digital Power, presentó a los asistentes la Solución de Almacenamiento de Energía en Baterías (BESS) de 215 kWh, la cual despertó un interés masivo entre desarrolladores e inversionistas.

La atención se centró en la capacidad del BESS para realizar la «gestión de la demanda máxima», una estrategia que permite evitar las tarifas eléctricas más altas en horas punta, generando ahorros de hasta el 30% en la factura. Además, se destacó la seguridad robusta de la solución, que cuenta con protección en cascada y sistemas avanzados de gestión térmica, asegurando una operación fiable y segura para cualquier infraestructura de recarga.

Visión Estratégica: La Electrificación del Transporte de Carga, Clave para México

Durante el evento, Manuel Alejandro Macías, Business Development Manager de Utility de Huawei Digital Power, participó en el panel “Power To Move: Impulsando la revolución de la movilidad desde la innovación energética y la infraestructura de carga”.

Macías señaló que el principal desafío para la infraestructura de recarga es la armonización de los estándares de recarga, cuya variedad dificulta la inversión. Reconoció que, si bien la generación de energía puede resolverse, el gran reto pendiente es la distribución. Para superarlo, es fundamental implementar sistemas de digitalización y horarios escalonados para la recarga. Esto implica desarrollar soluciones que tomen decisiones inteligentes automáticamente sobre la red, sin requerir intervención humana, un paso esencial para sostener el crecimiento de la electromovilidad.

Esto subraya la urgencia de adoptar soluciones energéticas disruptivas en la región, y Huawei Digital Power demostró ser el líder en esta transición, proporcionando la infraestructura digital y de energía necesaria. Al ofrecer tecnologías de vanguardia como el BESS de alta seguridad y FusionCharge para carga de ultra alta potencia, Huawei está habilitando un ecosistema de movilidad sostenible que es económicamente viable, seguro y tecnológicamente avanzado.

La combinación de la gestión inteligente de la energía –destacando la eficiencia del BESS– y los sistemas escalables de ultra alta potencia de FusionCharge, posiciona a Huawei como el socio estratégico esencial para los desarrolladores e inversionistas mexicanos. La empresa está definiendo el estándar de la movilidad sostenible en la región, sentando las bases tecnológicas y financieras para que México y Latinoamérica construyan un ecosistema eléctrico, eficiente y rentable para las próximas décadas.

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El gobierno de México anunció la aprobación de 20 proyectos privados de generación renovable por un total de 3320 MW de capacidad instalada y 1488 MW de almacenamiento, tras la convocatoria lanzada en octubre pasado.

Las iniciativas representan una inversión conjunta de 4752 millones de dólares. y comenzarán su ejecución en 2026, con una segunda convocatoria confirmada para finales de enero próximo.

“Refleja un interés claro por invertir en el país. Por eso vamos a repetir este ejercicio”, afirmó la presidenta Claudia Sheinbaum, al anunciar que este nuevo modelo de planeación estatal será replicado el próximo año como parte de la estrategia energética nacional.

La convocatoria, publicada el pasado 17 de octubre, fue diseñada para acelerar los procesos de evaluación y aprobación de permisos. Y tal como informó Energía Estratégica, su objetivo fue viabilizar 6.000 MW renovables.

En total, se ofertaron 5970 MW de capacidad renovable distribuidos en seis regiones del país. De ellos, 3790 MW correspondían a tecnologías fotovoltaica y eólica, y finalmente se adjudicaron 20 proyectos que cumplieron con todos los requisitos técnicos, sociales, ambientales, financieros y legales.

Esto significa que se cubrió el 55% de la capacidad de generación ofertada y se asignó el 58% de los proyectos propuestos en la primera convocatoria. Las iniciativas seleccionadas suman 3320 MW de generación y 1488 MW de almacenamiento: en total, 15 proyectos solares aportarán 2471 MW, mientras que 5 parques eólicos sumarán 849 MW.

Calendario de entrada en operación y distribución regional

El cronograma de entrada en operación de estos proyectos contempla tres momentos: el 19% iniciará operaciones en 2027, el 78% en 2028, y el 3% restante en 2029, con fechas que se ubican entre diciembre de 2027 y julio de 2029, dependiendo del tipo de tecnología y región adjudicada.

Los proyectos aprobados estarán ubicados en 11 estados del país, incluyendo Campeche, Hidalgo, Yucatán, Guanajuato, Oaxaca, Tamaulipas, Quintana Roo, Puebla, Veracruz, Zacatecas y Querétaro.

Mientras que en términos regionales, la región Peninsular fue la más adjudicada, con 1419 MW y una inversión de 2219 millones de dólares. Le siguieron la región Occidental, con 701 MW y más de 861 millones de dólares; la región Oriental, con 520 MW y 785 millones de dólares; la región Central, con 440 MW y 527,2 millones de dólares; y la región Noreste, con 240 MW y 358,6 millones de dólares.

El proceso se desarrolló en línea con la Planeación Energética Vinculante, lo que marcó un cambio estructural en el modelo de permisos. A diferencia del esquema anterior, basado en solicitudes individuales del sector privado, el nuevo enfoque estableció una planificación centralizada que define dónde, con qué tecnología y bajo qué condiciones es posible generar energía. Esta herramienta permitió reducir los tiempos de tramitación de permisos de 8 meses a solo 2.5 meses en promedio, sin sacrificar rigor técnico.

“La Secretaría de Energía hizo un esquema distinto. Dijo: a ver, quieres generar privado, yo te voy a decir dónde y con qué vas a generar”, manifestó la presidenta Claudia Sheinbaum, al explicar que este modelo coordina la inversión privada con las necesidades reales del país.

“Estamos garantizando energía eléctrica suficiente para el desarrollo del país”, agregó, y subrayó que el nuevo modelo tiene “orden, planeación y garantía”, tanto para el Estado como para los privados.

La selección de proyectos fue realizada por un Comité Técnico interinstitucional compuesto por la Secretaría de Energía (SENER), la Comisión Nacional de Energía (CNE), el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), la Comisión Federal de Electricidad (CFE), la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT) y otras autoridades responsables de verificar el cumplimiento de requisitos sociales, técnicos, legales y ambientales. Todo el proceso fue canalizado a través de una ventanilla única, lo que permitió una evaluación integral y simultánea.

Además de priorizar la confiabilidad, continuidad y seguridad del sistema eléctrico, el Comité incorporó criterios como la justicia energética y la innovación tecnológica en la evaluación de proyectos. La funcionaria subrayó que “estos proyectos se evaluaron con criterios sociales, técnicos y financieros, y ahora también se les dará seguimiento en la ejecución”, para asegurar su cumplimiento.

“Queremos que los permisos no sean de papel, sino que realmente se ejecuten”, enfatizó González.

En paralelo, se fortalecerá la infraestructura de transmisión para acompañar esta expansión. “Se está invirtiendo en líneas de transmisión porque se genera, pero ¿cómo transmites la energía? Estamos garantizando producción, transmisión y distribución”, señaló Sheinbaum.

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A partir de enero de 2026, miles de usuarios de Chile podrán optar por contratos eléctricos más competitivos, saliendo del segmento regulado y accediendo al mercado libre de energía. 

Esto será posible gracias a la reducción del umbral de potencia conectada de 500 kW a 300 kW, una medida promovida por la industria durante más de dos años y que se concretó a inicios de 2025.

“Se abrirá el mercado a entre 3000 y 3500 pequeñas y medianas empresas, aunque la transición no será inmediata. La progresión será similar a cuando se redujo el límite a 500 kV, cuando en el primer año fue un 10-15% del total y, después, el segundo año 20-25% y así los tres siguientes años”, aseguró Eduardo Andrade, secretario ejecutivo de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN). 

La mayoría de esos contratos iniciales fueron a cuatro años y resultaron exitosos: “Prácticamente ninguno volvió al segmento regulado, son casos contados con los dedos de la mano”, subrayó el ejecutivo en diálogo con Energía Estratégica.

Y para este nuevo grupo de usuarios que estén entre 300 y 500 kV se espera mantener contratos de cuatro años como estándar, permitiendo cumplir con los requisitos mínimos de permanencia pero también otorgando flexibilidad. Pero con el tiempo, se proyecta una tendencia hacia acuerdos de mayor plazo, a fin de alcanzar valores más interesantes y competitivos. 

“¿Qué precios se pueden esperar? Los precios serán cercanos a 60-70 dólares por MWh (tal como se observa en otras partes del Cono Sur), aunque dependerá del volumen de energía, plazos del contrato, ubicación, horarios del consumo y más variables”, explicó Andrade.

El nuevo panorama regulatorio coincide con un contexto de sobreoferta eléctrica en el país, derivada de un crecimiento de la demanda más débil que el histórico. Mientras antes el consumo crecía uno o dos puntos por encima del PIB, hoy lo hace al mismo nivel o incluso por debajo. 

“Contamos con el triple de oferta de la demanda máxima”, advirtió el especialista, lo cual se potencia con la incorporación de tecnologías de almacenamiento que permiten desplazar consumo desde horarios valle hacia las horas punta.

Esto genera oportunidades para los comercializadores, ya que bajo su mirada, los comercializadores poseen una ventaja y podrán captar el menor precio y traspasarlo a los clientes finales.

Y si bien la implementación del nuevo umbral de 300 kV comenzará a vislumbrarse a partir del próximo año, desde ACEN no descansan y ya proyectan avanzar hacia un nuevo objetivo: habilitar el acceso al mercado libre a consumidores desde los 100 kW de potencia conectada, con el foco puesto en que los clientes puedan elegir puedan elegir a sus proveedores. 

Distribución en el foco de la próxima reforma

De cara al cambio de Gobierno en 2026 (José Antonio Kast fue electo presidente vía balotaje), el sector eléctrico espera que se retome una agenda pendiente: la reforma del sistema de distribución. 

Desde ACEN destacan que existen tres aspectos clave que deben ser revisados para evitar distorsiones y garantizar sostenibilidad del sistema.

El primero tiene que ver con la gestión tarifaria en un contexto de generación distribuida: “Si no se modifica el modelo actual, los que tienen más recursos instalarán paneles y baterías en sus casas y quienes paguen más por las redes sean los que tienen menos recursos, lo cual terminaría elevando el coste para los sectores más vulnerables”.

El segundo eje apunta a la calidad de servicio, aspecto que, según el directivo, requiere una revisión profunda del esquema regulatorio para asegurar estándares adecuados. Y por tanto, una reforma integral del sistema tarifario aparece como condición indispensable para adaptarse a la nueva realidad del mercado eléctrico chileno.

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La ciudad de Madrid volverá a convertirse en el centro del debate energético regional con la realización del encuentro Future Energy Summit (FES) Iberia – Renewables & Storage 2026.

En esta edición, FES pondrá el foco en el almacenamiento como eje estratégico para la transición energética en la Península Ibérica, abordando avances regulatorios, modelos de negocio emergentes y los proyectos que hoy marcan el pulso del sector. 

Además, se destacará como siempre por su entorno de networking de alto valor, donde representantes de las principales empresas del sector exploran nuevas oportunidades comerciales.

ENTRADAS DISPONIBLES

Será también la primera parada del calendario anual 2026 de Future Energy Summit, que prevé una gira por las principales plazas energéticas de Iberoamérica y Europa. Y que en su edición anterior congregó a más de 50 líderes de primer nivel entre CEOs, funcionarios y expertos técnicos.

El evento cuenta con una sólida trayectoria como plataforma para la visibilidad de empresas líderes y el debate técnico entre los máximos referentes del sector. Y en la edición 2025 de FES Iberia, participaron figuras clave como:

• Julio Castro, CEO de Iberdrola Renovables
• Jordi Torres, CEO Renewables Spain de TotalEnergies
• Jaime Leirado, General Manager Spain de Recurrent Energy
• Jesús Heras, Director Técnico para el suroeste de Europa de Wattkraft
• Javier García Arenas, Chief Corporate Strategy de Cox Group
• David Ruiz, CEO de Grenergy.

A su vez, se destacó la presencia de ejecutivos con visión estratégica como Rocío Sicre, Directora General de EDP Renewables en España; Rafael Esteban Fernández, Director Global de Desarrollo de Negocios de Acciona Energía; Álvaro Pérez de Lema de la Mata, CEO de Saeta Yield; y Enrique Pedrosa, COO de Repsol Low Carbon Generation para Europa y Latinoamérica. 

ENTRADAS DISPONIBLES

También se destacaron instancias institucionales, como la entrevista exclusiva sobre condiciones de licitaciones renovables en Latinoamérica con Víctor Hugo Ventura, ministro de Energía y Minas de Guatemala, y Edward Veras, director de la Comisión Nacional de Energía de República Dominicana. Por lo que este nivel de representación evidencia el tipo de liderazgo que el evento convoca año a año. 

Incluso, para la edición 2026 de Iberia – Renewables & Storage ya está confirmada la participación de Manuel Larrasa Rodríguez, secretario general de Energía y Minas de la Junta de Andalucía, quien ya integró el panel de regiones junto a representantes de la Xunta de Galicia, el Gobierno de Canarias, la Generalitat Valenciana y la Región de Murcia, consolidando la presencia de funcionarios con competencias energéticas en el ámbito subnacional.

Las comunidades autónomas también llevaron su agenda

Future Energy Summit ha demostrado ser una plataforma efectiva para impulsar el diálogo entre sector público y privado, habilitando espacios de intercambio donde surgen acuerdos comerciales, definiciones de inversión y alianzas estratégicas. FES Iberia no será la excepción, y volverá a reunir a quienes están al frente de la toma de decisiones en el despliegue renovable.

ENTRADAS DISPONIBLES

Con cientos participantes esperados y el respaldo de las empresas más importantes del sector, FES Iberia 2026 marcará el inicio del calendario internacional de eventos renovables del próximo año. Los interesados en asistir ya pueden adquirir sus entradas.

FES Iberia se consolida como el espacio esencial para conocer cómo evolucionará el almacenamiento en la región y cómo los principales líderes están definiendo las próximas etapas de la transición energética en Europa e Iberoamérica.

ENTRADAS DISPONIBLES

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CEGASA Energía pondrá en marcha una nueva fábrica de sistemas BESS en febrero de 2026. La planta se ubicará en Vitoria-Gasteiz, en un entorno industrial que la empresa ya conoce y donde tiene presencia consolidada.

“La convocatoria del IDAE financiada con fondos FEDER ha actuado claramente como palanca”, manifiesta Carlos Infante, Director Comercial de CEGASA Energía, al referirse al impacto directo que han tenido estos incentivos sobre el ecosistema industrial del almacenamiento energético en España. 

Este proyecto marca el inicio de una etapa de expansión que elevará la capacidad total de producción a 1800 MWh anuales para 2027. La primera línea, con una capacidad de 50 MWh mensuales, está en desarrollo y representará 600 MWh anuales desde su apertura. Posteriormente, se añadirán dos nuevas líneas de producción, completando así el plan de crecimiento de CEGASA en el mercado europeo.

“Queríamos reforzar nuestro liderazgo europeo ampliando nuestra capacidad.Las inversiones totales forman parte de un plan estratégico a varios años, focalizado en ampliar capacidad e industrializar nuevos formatos de BESS”, aseguró Infante en diálogo con Energía Estratégica. El objetivo es claro: posicionarse como uno de los fabricantes europeos de referencia en almacenamiento energético en un contexto de alta competencia con China.

Los sistemas que se producirán en la nueva planta estarán orientados principalmente al segmento utility scale, con tecnología basada en celdas LFP (litio ferrofosfato) de altas prestaciones. Estarán diseñados para integrarse en plantas renovables y en infraestructuras de apoyo a red, con configuraciones robustas, modulares y escalables. Aun así, la compañía mantendrá su servicio a los sectores comercial e industrial (C&I) y a proyectos híbridos, reforzando así su capacidad de respuesta transversal.

El avance industrial está respaldado por una alianza clave con EVE Energy, el segundo mayor fabricante mundial de celdas LFP para BESS. Infante explicó que el acuerdo les aporta tres ventajas cruciales: “capacidad y fiabilidad de suministro, tecnología contrastada y la aceleración del time to market, sin comprometer el control tecnológico y operativo por parte de CEGASA Energía”.

Panorama regulatorio, oportunidades de mercado e innovación tecnológica

El contexto español ha demostrado ser especialmente favorable para este tipo de inversiones. Infante subrayó que la convocatoria del IDAE “ha generado demanda real y urgente de sistemas BESS y ha acelerado decisiones de inversión”. Un ejemplo concreto es el proyecto Burriana, que será el primer sistema suministrado bajo este esquema de incentivos y cuya entrega está prevista para mayo de 2026.

El mercado español de almacenamiento energético se encuentra en fase de expansión y a la espera del nuevo mercado de capacidad que viabilce más inversiones.

“La evolución está claramente en aumento. En España, el despliegue renovable y la necesidad de flexibilidad y fiabilidad de la red eléctrica están empujando una demanda creciente en almacenamiento para utility scale”, analizó el referente de CEGASA.

A nivel europeo, observa un fenómeno similar, donde la presión normativa y los objetivos de descarbonización al 2030 están promoviendo el almacenamiento como infraestructura estratégica. En ese sentido, los principales drivers del mercado español en el corto y mediano plazo serán, según Infante, la integración masiva de renovables, una regulación habilitadora y los incentivos orientados a fortalecer la industria europea.

Respecto al marco normativo, considera que si bien ha habido avances positivos como la regulación del almacenamiento independiente, todavía hay desafíos. “Falta una confianza mayor por parte de los consumidores”, apuntó. 

En su opinión, sería clave “potenciar iniciativas que premien la cadena de valor local como las del IDAE y aumentar los incentivos financieros mediante ayudas a CAPEX”, que impulsen la inversión en activos físicos a largo plazo.

La visión de largo plazo de CEGASA apunta a consolidarse como hub industrial europeo, con capacidad tecnológica propia y una cadena de suministro resiliente. Para lograrlo, están desarrollando innovaciones desde sus líneas de I+D, enfocadas especialmente en el sector utility scale y en el sector naval.

En grandes plantas, están trabajando en la escalabilidad de los sistemas y el control inteligente de los mismos, con énfasis en integrar un Energy Control System (ECS) con funcionalidades avanzadas para aplicaciones industriales. Además, están ampliando las certificaciones de seguridad, dado que los requisitos del segmento utility difieren significativamente de los del segmento C&I.

Al mismo tiempo, están ingresando en el mercado naval, adaptando sus productos a las exigencias técnicas y normativas del entorno marítimo. Según Infante, esto ha requerido incorporar certificaciones específicas que “permitan abrir nuevas aplicaciones con los niveles de seguridad y fiabilidad que exige este tipo de operaciones”.

“La innovación no se queda en un concepto: la incorporamos directamente al producto y la desplegamos a proyectos concretos”, remarcó Infante. Cada avance busca tener impacto real, no solo en términos tecnológicos sino también comerciales y regulatorios.

CEGASA Energía busca posicioanrse como un actor clave en la construcción de la autonomía energética europea, con una apuesta industrial ambiciosa que combina capacidad instalada, innovación tecnológica y compromiso con el desarrollo del mercado local. 

“Nuestro objetivo es consolidarnos como uno de los fabricantes europeos de referencia en sistemas BESS”, concluyó Infante, marcando el rumbo de una estrategia que articula políticas públicas, tecnología y visión de largo plazo.

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Martín Coll, director comercial de Hellonext para España, brindó detalles exclusivos sobre la nueva apuesta de la compañía por el almacenamiento energético, en diálogo con Energía Estratégica durante GENERA 2025,

El ejecutivo explicó que la decisión surge a partir de una demanda concreta del mercado, y reveló que están desarrollando soluciones para múltiples perfiles de cliente, con capacidades que alcanzan hasta los 30 MWh. También habló del plan de alianzas con fabricantes asiáticos, del know-how europeo como diferencial competitivo, y del camino recorrido en movilidad eléctrica, donde lograron cerrar el año 2025 con más de 400 cargadores instalados.

• Martín para comenzar, ¿por qué se embarcan en este negocio?

Aprovechando que el grupo es muy grande y tenemos mucha experiencia en todo el tema de instalaciones, vimos que muchos clientes nos empezaron a demandar baterías. En especial, gasolineras que tienen 50 kW de potencia contratada y necesitan output de 150 kW. Nos pedían una solución que les permitiera aumentar esa potencia sin subir la potencia contratada.

• Las gasolineras surgieron como una nueva oportunidad… ¿Cómo fue que identificaron ahí ese momento para entrar al negocio del almacenamiento?

Preparamos una solución específica para esos casos, pero no nos quedamos ahí. Vimos que había un nicho muy grande en industria pesada, siderurgia y plantas solares, y empezamos a desarrollar proyectos piloto con varios de esos clientes para fabricar baterías estacionarias.

• ¿Y avanza rápido?

 Las estamos desarrollando actualmente, y esperamos que en 2026 tengamos muy buenos resultados. Es un camino ambicioso, pero estamos convencidos.

• Van a tener que competir con China… ¿Cuál es el plan?

 Está claro que en el tema de baterías hay fabricantes muy fuertes, especialmente en Asia. Creemos que no tiene sentido competir contra ellos, sino ir de la mano, trabajar con sus productos y sumarles todo nuestro expertise europeo. Queremos añadir todo nuestro conocimiento sobre normativas, ensamblaje, servicio postventa, e integración con software, para crear una solución de alto valor. Así logramos un producto competitivo en precio y specs, pero con soporte local.

• A esta altura ya tienen identificados a sus principales clientes en storage… ¿A quién le están vendiendo baterías hoy?

 Tenemos cuatro perfiles claros: El primero es la gasolinera pequeña que necesita aumentar su output con una batería de entre 100 y 215 kWh; luego está la industria logística o de almacenes, que quiere reemplazar generadores tradicionales con sistemas de hasta 500 kWh o 1 MWh.

• ¿Qué otros tipos de clientes se están acercando a Hellonext interesados en este tipo de soluciones?

También vemos hubs de carga de gran potencia, que nos piden almacenamiento para no tener que ampliar la infraestructura eléctrica. Y, por último, los clientes más grandes, como plantas solares o siderúrgicas, que demandan soluciones de 2, 4, 25 o incluso 30 MWh. Nosotros podemos proveer esa capacidad.

• Mirando hacia atrás, ¿cómo fue el balance de este año para Hellonext en España?

 Estamos bastante contentos. Para cómo parecía que iba a ser el año, con todo el tema de las subvenciones MOVES, ha ido muy bien. Hemos llegado a los objetivos y lo cerramos con más de 400 unidades instaladas. Empezamos fuerte, pero entre marzo y abril se paró el MOVES. Eso, sumado al verano, ralentizó el ritmo de clientes, pero por suerte teníamos contratos públicos grandes ya firmados que nos permitieron mantener la actividad. Luego, en otoño, se reactivaron los MOVES y varios clientes volvieron con pedidos grandes.

• ¿La demanda se mantuvo estable o hubo meses flojos?

 Normalmente Q2 y Q4 son los más activos.

• Mirando al 2026, ¿con qué panorama creen que se van a encontrar?

 Estamos a la espera. Cuando se reactivaron los MOVES en otoño, los fondos se agotaron muy rápido. Ahora hay que ver si se asignarán más recursos o si aparece el MOVES 4. Todo está un poco en pausa.

• ¿Y qué pasa si no se renuevan las ayudas?

 El mercado sigue funcionando, pero claramente va a dos velocidades. Cuando hay ayudas, todo se acelera. Cuando no las hay, hay que ser más creativos. Las ayudas no siempre tienen que ser en dinero: también se puede ayudar simplificando procesos, como la obtención de licencias.

• Los trámites siguen siendo un freno, ¿no?

Tenemos clientes que esperan 18 meses para instalar un hub de 600 kW o 1 MW. Es mucho más de lo deseable. El tiempo es dinero, y esos plazos deberían reducirse.

• En un mercado cada vez más competitivo, con nuevas marcas y soluciones, ¿dónde sienten que lograron destacarse?

Nuestra estrategia es doble: por un lado, ofrecer toda la gama de potencias, desde 3 hasta 480 kW, y por otro, destacar en postventa. Tenemos uno de los equipos más grandes de España, gracias al soporte de Neertec, nuestra empresa de servicios que pertenece al mismo grupo.

• El modelo H2 4090 fue novedad este año… ¿Cómo respondió el mercado?

El H2 4080 tuvo muy buena acogida, sobre todo en parkings cerrados. Es un cargador muy estrecho, no interfiere con el tamaño de la plaza y da una potencia más que interesante. Hemos recibido muchísima demanda, especialmente de CPOs.

La conversación exclusiva con Martín Coll en el marco de GENERA 2025 permite ver el doble movimiento estratégico de Hellonext: por un lado, consolidar su liderazgo en cargadores eléctricos con una propuesta robusta y de calidad, y por otro, apostar con fuerza por el almacenamiento energético, un campo donde la compañía ya trabaja con clientes reales, soluciones específicas y proyectos piloto en desarrollo, con la vista puesta en 2026 como año de consolidación tecnológica.

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La Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) presentó su informe Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2025, la publicación anual que compila las estadísticas oficiales del sector en los 27 países miembros y analiza las tendencias que marcarán la transición energética regional en las próximas décadas.

Entre los principales focos del documento, el almacenamiento energético emerge como un eje clave para garantizar flexibilidad, confiabilidad y expansión de las fuentes renovables.

Actualmente, la región cuenta con 1,7 GW de capacidad instalada en baterías, pero OLACDE proyecta que ese número podría crecer a 24 GW en 2030 y 46 GW en 2035. Esto requerirá inversiones por 24000 millones y 46000 millones de dólares, respectivamente, considerando un costo promedio de 250 USD/kWh, aunque los costos siguen cayendo con rapidez.

En este escenario, Chile lidera el desarrollo regional, dado que cuenta hoy con 1,4 GW instalados y tiene en curso un ambicioso pipeline que le permitiría alcanzar 8 GW en 2030, incluyendo 900 MW en pruebas, 3,7 GW en construcción y 2 GW en proceso de licenciamiento.

Mientras que Argentina y Honduras también avanzan: el primero adjudicó una licitación competitiva por 713 MW (la convocatoria apuntaba a 500 MW).  y el segundo hizo lo propio con 75 MW recientemente.

Desde la organización destacaron que el almacenamiento no es un fin en sí mismo, sino un instrumento para lograr una matriz eléctrica más robusta y adaptable.

“Los sistemas de almacenamiento no constituyen un objetivo, sino un mecanismo para alcanzar mayor seguridad y flexibilidad”, sostuvo Fitzgerald Cantero Piali, director de Estudios, Proyectos e Información del organismo.

Proyecciones renovables al 2025 y 2050

El informe señala que la capacidad de generación renovable en 2025 aumentó un 7% respecto a 2024, y que el 68% de la nueva capacidad instalada ese año fue renovable, con la solar y eólica representando el 61% de ese total.

La generación con estas dos tecnologías creció un 19%. ALC alcanza así un 67% de electricidad generada con fuentes limpias, consolidando su posición global como una de las regiones con mayor índice de renovabilidad.

Al mismo tiempo, el consumo final de electricidad creció un 3,7% y el consumo per cápita un 2,6%, marcando una tendencia de crecimiento sostenido. Este avance estuvo acompañado por una mayor participación del gas natural, cuya generación se incrementó en 12% interanual, consolidándose como energía de respaldo en el proceso de descarbonización.

En sentido opuesto, la generación eléctrica con carbón se redujo un 21% y con petróleo un 31%, lo que confirma un cambio estructural en la matriz regional.

Hacia 2050, bajo un escenario de descarbonización acelerada (NET-0), la región deberá triplicar su capacidad de generación eléctrica, incorporando 1.000 GW adicionales, de los cuales el 90% será renovable. Se prevé además la necesidad de 80 GW en bancos de baterías, con una inversión estimada total de 1.500 billones de dólares.

El índice de renovabilidad del consumo final pasará del 31% actual al 48%. En la generación eléctrica, se estima que el 76% será renovable en 2050, con el 37% proveniente de solar y eólica, mientras que el gas natural aportará el 22% y el carbón apenas el 1%.

La oferta total de energía también reflejará este cambio: el gas natural crecerá del 26% al 34% y las renovables no convencionales del 5% al 14%.

En paralelo, el hidrógeno verde demandará el 12% de la electricidad generada en 2050, y los data centers consumirán el 10% del total eléctrico regional, representando el 40% del consumo eléctrico del sector comercial y de servicios.

Tatiana Castillo, asesora de OLACDE, aseguró que los países de la región están reformando sus marcos normativos desde cero, con nuevas leyes específicas para renovables, almacenamiento, hidrógeno, geotermia y minerales críticos.

“Por primera vez vemos una maduración en el marco regulatorio de la transición”, indicó.

La transición, no obstante, enfrenta obstáculos. Desde la organización identificaron vacíos regulatorios, desafíos de financiamiento, falta de personal técnico calificado y riesgos ambientales como principales barreras. Aun así, el consenso técnico apunta a una visión clara: sin almacenamiento, la expansión renovable no será posible.

“La transición energética debe ser una política de Estado y no solo del sector energético”, concluyó Cantero Piali. Con esa premisa, el Panorama Energético ALC 2025 se consolida como un instrumento clave para guiar decisiones de inversión pública y privada en las próximas décadas.

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Growatt presentó la HOPE 16.0LM-A1, su más reciente solución de almacenamiento desarrollada específicamente para las necesidades del mercado latinoamericano, donde la continuidad eléctrica, los costos energéticos crecientes y la calidad de red son retos frecuentes en hogares y en el sector comercial e industrial (C&I).

La llegada de HOPE 16.0LM refuerza la estrategia regional de la compañía, respaldada por su desempeño en inversores: de acuerdo con S&P Global Commodity Insights, Growatt fue clasificado como N.º 1 en el mercado residencial de México y también ha sido reconocido como N.º 1 global en inversores residenciales (ranking 2024).

Respuesta directa a los desafíos de la región

En numerosos países de Latinoamérica, la demanda de almacenamiento se acelera por tres motivos principales:

• Necesidad de respaldo ante interrupciones y variaciones de voltaje.
• Optimización del autoconsumo solar y mejor aprovechamiento de la energía disponible.
• Gestión de costos (picos de demanda, horarios tarifarios, operación continua en comercios e industrias).

En este contexto, HOPE 16.0LM-A1 se posiciona como una plataforma de almacenamiento compacta, escalable y orientada a instalación eficiente, diseñada para reducir tiempos en campo y facilitar la integración en proyectos nuevos o existentes.

Diseño compacto y enfoque “instalador-céntrico”

Growatt destaca una arquitectura pensada para entornos reales de obra:

• Formato compacto para espacios limitados (cuartos técnicos, bodegas pequeñas, áreas de servicio).
• Instalación simplificada, orientada a agilizar el despliegue y estandarizar procesos.
• Interfaz táctil integrada, que mejora la operación local y la visualización del estado del sistema.

Este enfoque responde a una demanda clara del mercado: soluciones que se implementen rápido, con menor complejidad y con una experiencia de uso intuitiva.

Escalabilidad: de 16 kWh hasta 768 kWh

La HOPE 16.0LM-A1 ofrece una flexibilidad de capacidad desde 16 kWh hasta 768 kWh, lo que permite atender desde sistemas residenciales hasta proyectos C&I de mayor escala sin sacrificar rendimiento ni seguridad.

Esta amplitud de configuración habilita un crecimiento por etapas: comenzar con una capacidad base e incrementar almacenamiento conforme aumenta la demanda o se amplía el sistema fotovoltaico.

En cuanto al desempeño, HOPE 16.0LM-A1 combina alta densidad energética y elevada eficiencia, maximizando la energía útil por cada kWh instalado y garantizando un suministro estable para cargas críticas. Además, el sistema incorpora funciones de monitoreo, diagnóstico y actualización remota, lo que permite optimizar la operación, reducir la necesidad de intervenciones en sitio y facilitar la gestión de proyectos distribuidos en la región.

Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt, señaló: “El almacenamiento de energía se está consolidando como un pilar clave de la transición energética, especialmente en América Latina, donde la adopción de energías renovables avanza rápidamente y las necesidades de estabilidad eléctrica son cada vez mayores. Con la batería HOPE, reafirmamos nuestro compromiso con el mercado latinoamericano. Confiamos plenamente en el crecimiento del almacenamiento en la región y continuaremos ofreciendo soluciones seguras, eficientes y adaptadas a las condiciones locales”.

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Con ocho plantas en Sudamérica y más de 100 proyectos de energías renovables en su historial regional, Nexans consolida su presencia como un actor estratégico en la electrificación del futuro. La empresa francesa, con 140 años de trayectoria global, opera actualmente en Colombia, Perú, Chile y Brasil, donde ha contribuido con soluciones de cableado en instalaciones que totalizan unos 9 GW.

Durante el Future Energy Summit (FES) Colombia, su director de Ventas Renovables SAM, Nelson Benavides, explicó cómo Nexans está reconfigurando su propuesta de valor. El objetivo: dejar de ser solo un proveedor de cables para transformarse en un aliado técnico de los EPCistas, aportando herramientas que impacten directamente en la eficiencia de sus operaciones.

Reviva la entrevista completa: https://www.youtube.com/watch?v=uLZ9CzBUvig

En 2023, la empresa realizó visitas técnicas a 15 parques solares de la región, con el acompañamiento de especialistas en comportamiento social y procesos en obra. El estudio arrojó más de 200 oportunidades de mejora, principalmente asociadas a tareas de instalación, manipulación de componentes y gestión de residuos.

Ese análisis derivó en el diseño de soluciones específicas para optimizar tiempos y costos. Entre ellas se encuentran rodillos, sombreras y carros solares desarrollados por la firma, que permiten mejorar la ergonomía de los trabajadores, evitar errores en campo y garantizar mayor seguridad eléctrica durante el tendido.

Estas innovaciones también buscan profesionalizar procesos que tradicionalmente han sido subestimados, a pesar de su relevancia técnica y operativa.

Nexans plantea que una instalación más limpia y segura se traduce en proyectos más eficientes, con menor riesgo técnico y económico.

Otro frente en el que la compañía decidió avanzar es la gestión de residuos y materiales descartables en grandes parques solares, bajo un esquema de economía circular.

Un parque de 300 MW puede generar hasta 50 toneladas de residuos metálicos y decenas de carretes de madera, cifra que representa un volumen relevante tanto en términos económicos como ambientales.

La compañía comenzó a implementar programas de recuperación de estos materiales, ofreciendo a los EPCistas un retorno económico por los desperdicios devueltos, y reutilizando plásticos, metales y maderas con nuevos fines.

“Buscamos que esa madera se convierta en salones comunales, escuelas. Ya lo hemos hecho con varios clientes”, comentó Benavides, quien destacó que además de reducir el impacto ambiental, estas acciones fortalecen el vínculo con las comunidades locales.

En paralelo, los residuos plásticos y metálicos que tradicionalmente eran desechados o desaprovechados ahora pasan por procesos de reintegración productiva en las propias plantas de Nexans. Este enfoque refuerza la responsabilidad extendida de la empresa como proveedora de tecnología para la transición energética.

La transformación de Nexans está alineada con una estrategia global de electrificación, pero adaptada a las realidades técnicas del mercado sudamericano. La empresa entendió que la instalación de cables no es solo una etapa constructiva, sino una instancia crítica en términos de calidad y continuidad operativa.

“Queremos ir más allá de los cables. Esa es nuestra propuesta de valor”, sintetizó Benavides.

Con estas iniciativas, Nexans se posiciona como un proveedor de soluciones integradas, que aporta tanto en la ingeniería de materiales como en el diseño de procesos y sostenibilidad. Su presencia activa en los proyectos le permite identificar puntos ciegos, proponer mejoras y colaborar directamente con quienes ejecutan la obra.

El enfoque es claro: acompañar la transición energética no solo con tecnología, sino también con responsabilidad industrial, eficiencia operativa y compromiso social.

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El pasado 28 de noviembre de 2025, Huawei obtuvo la certificación «Safety Prime» de TÜV Rheinland, un reconocimiento que subraya la alta seguridad y calidad de sus baterías, especialmente en condiciones extremas o adversas.

La entrega del reconocimiento se realizó durante el evento Latin America C&I Greenovation Summit 2025, con la participación de figuras clave como Daniel Zhou (presidente de Huawei Latin America and the Caribbean), Manuel Ahumada (CEO de Enlight) y Hermann Saenger (Country Manager de TÜV Rheinland de México).

En el marco del Summit, José Antonio Perea, director de Desarrollo de Negocios C&I BESS en Huawei Digital Power México, comentó que el objetivo de la compañía es ofrecer máxima seguridad tanto para las instalaciones como para los técnicos que las operan. Al ofrecer un estándar de seguridad de alto nivel, Huawei genera la confianza necesaria para desbloquear la inversión en la transición energética. 

Perea, destacó que Huawei busca que el mantenimiento y la operación de sus sistemas sean lo más sencillos posible, permitiendo incluso actividades de forma remota.

José Antonio Perea, director de Desarrollo de Negocios C&I BESS en Huawei Digital Power Mexico

La seguridad en el almacenamiento de energía es una prioridad crítica, y Huawei Digital Power ha demostrado su liderazgo al recibir la prestigiosa certificación «Safety Prime» de TÜV Rheinland.

El certificado fue entregado por Jesús Antonio Serrano, líder en Normas para la Seguridad de Sistemas de Almacenamiento de Energía de TÜV Rheinland de México, a Mason Qing, presidente de Huawei Digital Power LATAM. Este reconocimiento valida que las baterías de Huawei están diseñadas para operar de manera segura incluso en las condiciones más adversas.

Blindaje de Cinco Capas: La Fórmula de Seguridad de Huawei

Las soluciones de almacenamiento de energía en baterías (BESS) de Huawei se destacan por su enfoque de seguridad de extremo a extremo, diseñado para evitar el riesgo más temido en la industria: el desbocamiento térmico o incendio de las baterías.

Las innovaciones clave que hacen que las baterías de Huawei sean tan seguras incluyen:

• Protección Estratégica de 5 Niveles: Integración de la seguridad a lo largo de cinco áreas clave: celda, sistema eléctrico, estructura física, gestión activa y respuesta de emergencia.
• Monitoreo Inteligente de Precisión: Uso de múltiples sensores para una gestión de temperatura en tiempo real y precisa, permitiendo alertas anticipadas 24/7 y operaciones estables.
• Triple Escudo Eléctrico: Protección escalonada (módulo, cadena y general) contra cortocircuitos y sobrecorrientes.
• Diseño Reforzado y Resistente: Carcasas construidas para soportar presiones extremas (hasta 5 toneladas) y protección IP66 mejorada que garantiza la seguridad incluso en condiciones de inundación.

Pruebas Superiores Contra Incendios: Demostración, en ensayos rigurosos, de que el diseño de aislamiento es tan efectivo que, incluso al provocar fallas térmicas, no se produce incendio ni explosión en el sistema general.

Lanzamiento del White Paper C&I ESS C2C Dual-link Safety

Coincidiendo con el impulso de los estándares de seguridad en la industria, Huawei Digital Power y TÜV Rheinland han fortalecido su colaboración con el lanzamiento conjunto del C&I ESS C2C Dual-link Safety White Paper: Comprehensive Safety from Cell to Consumption.

Este informe técnico fue desarrollado con el objetivo de elevar los estándares de seguridad de la industria y evitar la creciente frecuencia de accidentes en los Sistemas de Almacenamiento de Energía (ESS) para el sector Comercial e Industrial (C&I). El documento enfatiza la importancia de un diseño de seguridad riguroso tanto en las celdas individuales como en el sistema completo.

El White Paper introduce la arquitectura de seguridad innovadora C2C Dual-link (de la Celda al Consumo), la cual se basa en la protección integral de los dos puntos críticos de riesgo en un ESS: el enlace eléctrico (para la prevención y aislamiento de cortocircuitos) y el enlace térmico (para la mitigación y supresión del desbocamiento térmico). Con esto, Huawei busca ofrecer conceptos y direcciones tecnológicas de vanguardia para la referencia de la industria.

El «C&I ESS C2C Dual-link Safety White Paper» está disponible para su lectura de forma gratuita en el siguiente enlace: https://solar.huawei.com/admin/asset/v1/pro/view/a9b035a3475f4fe9adde511f18f2dfeb.pdf

La certificación de Huawei no es solo un logro corporativo, sino un catalizador de seguridad y confianza que, junto con su liderazgo en estándares como el C&I ESS C2C Dual-link Safety White Paper, ayuda a desbloquear la inversión en el almacenamiento de energía en México y respalda la infraestructura tecnológica necesaria para una transición energética más limpia, eficiente y segura.

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Según fuentes cercanas a Energía Estratégica, el escrutinio y cómputo de actas de las elecciones generales en Honduras ha concluido, con una ventaja de aproximadamente 40 mil votos a favor de Nasri Asfura, candidato del Partido Nacional, sobre Salvador Nasralla, del Partido Liberal.

Sin embargo, el proceso aún no ha finalizado oficialmente. El Partido Liberal ha solicitado la revisión de 19 mil actas ante el Consejo Nacional Electoral (CNE), que se encuentra en pleno desarrollo esta semana. La declaratoria oficial del nuevo presidente deberá emitirse, por ley, a más tardar el 30 de diciembre.

La falta de una definición institucional clara preocupa especialmente al sector energético, que observa cómo la incertidumbre impacta directamente en la continuidad técnica, la atracción de capital y la ejecución de proyectos estratégicos.

Desde el ecosistema de las energías renovables se sostiene que Honduras tiene una oportunidad real de construir un sistema eléctrico moderno, competitivo y sostenible. No obstante, advierten que para convertir ese potencial en resultados concretos, es indispensable reducir la incertidumbre institucional, hoy centrada en la falta de definiciones sobre quiénes conducirán las entidades clave del sector.

Se trata de instituciones como la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), la Secretaría de Energía (SEN), la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), el Consejo Nacional de Energía (CND), la Secretaría de Finanzas (SEFIN), la Secretaría de Recursos Naturales y Ambiente (SERNA) y el Instituto de Conservación Forestal (ICF), todas fundamentales para garantizar continuidad técnica, seguridad jurídica y estabilidad financiera en el sistema eléctrico.

La designación oportuna de autoridades técnicas no es un tema político menor, sino una condición para recuperar la confianza de los inversores, asegurar el cumplimiento de pagos y facilitar la implementación de proyectos de largo plazo, especialmente aquellos vinculados a renovables.

La situación es crítica también porque no se han definido los equipos técnicos que acompañarán al sistema eléctrico. Las fuentes consultadas remarcan que apenas se proclame un ganador, es urgente que los equipos designados comiencen a informarse a fondo sobre la situación real del sistema, para poder avanzar rápidamente en medidas prioritarias.

Una de ellas es la reducción de pérdidas técnicas y no técnicas, señalada como un problema estructural que pone en jaque la liquidez de la ENEE. Sin resolver este punto, cualquier plan de expansión o mejora del servicio, incluyendo la incorporación de nuevas fuentes renovables, se verá limitado.

También se destaca que el Congreso Nacional debe acompañar con una agenda legislativa clara, orientada a ofrecer certezas regulatorias y promover inversión privada responsable.

En ese marco, la licitación de 1.500 MW de nueva capacidad de generación estaba prevista para adjudicarse en el primer trimestre de 2026. Sin embargo, la indefinición institucional actual pone en riesgo ese calendario, ya que sin autoridades designadas en el Ejecutivo, el Congreso y los entes técnicos, no es posible avanzar con garantías en la evaluación, negociación y aprobación de contratos a largo plazo.

Un clima político frágil

El escenario electoral fue calificado por medios y observadores como una de las contiendas más ajustadas y tensas en la historia reciente del país. Al cierre de la jornada electoral, el CNE suspendió el conteo de actas con un empate técnico, lo que provocó desconfianza social, amplificada por fallas en los sistemas biométricos y de transmisión de datos, y acusaciones públicas de fraude entre consejeros del propio CNE.

En este contexto, Salvador Nasralla —quien ha denunciado irregularidades en elecciones anteriores— pide ahora un recuento manual de voto por voto, mientras sectores del actual Gobierno proponen anular el proceso y mantenerse en funciones, a pesar de haber obtenido apenas el 19 % del voto.

El riesgo de ingobernabilidad institucional es alto, y su impacto en el sector eléctrico puede ser inmediato: sin autoridades definidas, no puede avanzarse en licitaciones, pagos, diagnósticos ni planificación técnica.

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Zelestra consolida su estrategia en el mercado peruano, con una proyección de 1 GW solar al 2030 y un plan de inversiones estimado entre USD 1000 y 1500 millones, aunque advierte que el desarrollo de nuevos proyectos está en riesgo si no se implementan señales claras desde el Gobierno.

“Es imperativo que el Ministerio dé las señales que el mercado necesita”, afirmó Juan Pedro Aramburu, country manager de Zelestra en Perú y presidente de la Sociedad Peruana de Energías Renovables (SPR), en diálogo con Energía Estratégica.

Como presidente de la SPR, Aramburu advierte que aún faltan reglamentos clave para que las renovables puedan avanzar en el país. En particular, pone el foco sobre los borradores de reglamento para subastas de las distribuidoras, los cuales, según señala, solo permiten la participación de proyectos ya operativos o construidos, limitando la posibilidad de que nuevos desarrollos ingresen al sistema.

“Es fundamental que se habiliten licitaciones que consideren proyectos nuevos. Eso ampliará la oferta, aumentará la competencia y reducirá los precios para los usuarios”, apuntó.

Actualmente, explica, los precios marginales del sistema están por debajo de los 30 dólares por MWh, mientras que los precios en barra superan los 65 dólares, reflejando una desconexión entre la competitividad real de las tecnologías renovables y lo que pagan los consumidores.

“Sin reglas claras, los inversionistas se detienen y los bancos perciben mayor riesgo. Eso se traduce en tarifas más altas para todos los peruanos”, alertó.

También criticó señales contradictorias entre organismos del Estado, como el COES y Osinergmin, que en algunos casos han emitido requerimientos técnicos que entran en conflicto con la ley vigente. “Lo que está pasando con la ARPF es grave: hay entidades que están exigiendo incorporar baterías a proyectos que ya fueron aprobados, con PPA firmados. Eso rompe las condiciones de financiamiento”, advirtió.

Un cambio regulatorio retroactivo, insiste, implica modificar permisos ambientales, sumar CAPEX no previsto y renegociar contratos de deuda. “Esto termina afectando la competitividad del país. No es solo un problema de los desarrolladores: si las reglas cambian en mitad del partido, el usuario final paga más caro”, subrayó.

Portafolio y posicionamiento de Zelestra en Perú

Cabe recordar que recientemente se anunció la adquisición de la plataforma de Zelestra por parte de Promigas, operación que aún está en proceso de cierre y que no implica cambios en la misión ni en el equipo actual. “Es principalmente un cambio de accionista. La plataforma y los objetivos se mantienen intactos”, aseguró Aramburu.

Zelestra cuenta con tres proyectos solares maduros que planea iniciar en 2026. El más avanzado es Babilonia, de 140 MW, con construcción prevista para enero y entrada en operación a mediados de 2027. “Ya están todos los ingredientes listos para iniciar la construcción. El proyecto tiene un PPA desde el primer trimestre de 2025 y estamos muy cerca del cierre financiero”, detalla Aramburu.

A ese parque se suman San Joaquín, de 120 MW, que comenzará obras en julio, y un tercer proyecto en proceso de adquisición, también previsto para ese mismo año. En paralelo, la empresa desarrolla otros tres proyectos greenfield, por unos 600 MW, cuya operación está pensada para 2029.

Por otra parte, también analiza incorporar almacenamiento a sus parques solares, en función del avance del reglamento de la Ley 32409, que regula los servicios complementarios. “Es clave que ese reglamento mantenga el espíritu de la ley y cree un mercado competitivo. Solo así podremos tomar decisiones óptimas sobre almacenamiento”, explicó Aramburu.

Según el ejecutivo, una mala implementación, con exigencias generalizadas, podría generar sobreinversiones ineficientes que terminarían afectando al usuario final. “Si todo el mundo tiene que poner baterías por igual, se va a sobredimensionar el sistema y los costos van a subir. Las inversiones deben responder a señales reales de mercado”, enfatizó.

El Country Manager de la compañía aseguró, en diálogo con Energía Estratégica, que mantienen abierta la posibilidad de expandirse hacia la energía eólica. Aunque aún no hay anuncios formales, Aramburu confirmó que la empresa está “mapeando muy bien todos los proyectos en desarrollo” y que tomará decisiones cuando encuentren oportunidades comerciales sólidas.

“Somos una empresa enfocada en el cliente final. Diseñamos nuestros proyectos en función de lo que necesita el mercado”, afirmó. El modelo de negocios de la compañía se basa en lo que el ejecutivo define como “ingeniería hacia atrás”, es decir, priorizar la demanda antes que desarrollar infraestructura sin respaldo comercial.

De cara a 2026, Zelestra espera tener entre dos y tres proyectos en construcción simultánea, por un total de 360 MW, y haber cerrado una nueva adquisición para comenzar obras en 2027. “No conozco otra empresa en Perú que esté construyendo tres proyectos en paralelo. Queremos ser un actor relevante en solar, eólica y almacenamiento”, destacó Aramburu.

Pero para eso, insiste, el Estado debe enviar señales firmes, coherentes y urgentes. “El Perú tiene los recursos naturales y la tecnología. Lo que falta es un marco regulatorio que dé confianza y permita que esa competitividad se transforme en inversión y mejores precios para todos”, concluyó.

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Trina Solar anticipa un nuevo ciclo de crecimiento para el mercado fotovoltaico colombiano a partir de 2027. Con subastas previstas para 2026, la compañía considera que ese año será clave como fase de transición técnica y comercial para los desarrollos que se consolidarán al año siguiente.

Su estrategia es clara: capturar al menos un 15% del mercado, con ambición de alcanzar el 20% si las condiciones de volumen lo permiten.

En una entrevista en exclusiva durante Future Energy Summit (FES) Colombia, Andrés Iriarte, utility scale director de la firma, analizó las perspectivas del sector y destacó el rol que la compañía busca ocupar en los próximos años.

Reviva la entrevista completa con Andres Iriarte de Trina Solar: https://www.youtube.com/watch?v=mnMmLy46AI4

En su visión, la actividad aumentará considerablemente después de un periodo de preparación. “Esperamos una explosión en 2027”, sostuvo al anticipar el volumen de proyectos que se materializará en ese período.

La empresa ya participa en una fracción significativa de los proyectos solares en ejecución en Colombia, aportando módulos de alta eficiencia, estructuras fijas o trackers, y también soluciones de almacenamiento propias.

Esa propuesta integral es parte de un enfoque que busca no solo vender tecnología, sino optimizar el diseño técnico de las plantas para maximizar su rendimiento a largo plazo.

“No basta con ofrecer un buen producto: hoy los desarrolladores buscan un socio tecnológico que entienda el proyecto desde la ingeniería hasta la operación”, explicó Iriarte.

La presencia de Trina en Colombia no es nueva. Desde antes de que se concretaran los primeros proyectos de distribución, la compañía había desplegado un equipo local comercial y técnico.

Esa estrategia —replicada en mercados como Brasil, Argentina, México, Chile y Centroamérica— se basa en anticiparse a la maduración de los ecosistemas renovables, identificando cuándo un mercado comienza a perfilarse como estratégico.

El ejecutivo diferenció el escenario colombiano de otros de la región por su complejidad regulatoria y por las limitaciones financieras que enfrentan algunos proyectos de gran escala. Aun así, la firma apuesta por sostener su presencia y crecer a medida que el pipeline se active.

Un año de transición técnica, hacia un 2027 de ejecución

El análisis de la empresa es que 2026 será un año de preparación técnica, donde la definición del diseño eléctrico, la selección de módulos y estructuras, y el ajuste de soluciones de almacenamiento serán claves para garantizar la ejecución exitosa de los proyectos.

“Ese año va a exigir mucha ingeniería de detalle, y sobre todo cercanía con el cliente para adaptar cada solución a la realidad del terreno, del clima y del modelo financiero”, planteó Iriarte.

El foco estará puesto en proyectos utility, pero también en el segmento comercial-industrial, donde Trina ya tiene presencia activa con tecnologías adaptadas a necesidades específicas.

Aunque algunos desarrollos comenzarán a construirse en 2026, la compañía proyecta que el volumen más significativo de ejecución llegará al año siguiente.

En paralelo, Trina Solar sigue avanzando en otros mercados donde el segmento utility está detenido, como México, gracias a su fortaleza en generación distribuida.

Colombia se posiciona como un mercado prioritario para la firma en la región, con más de 500 MW estimados para el cierre de 2025 y nuevas subastas por delante. Trina ya trabaja con desarrolladores en fases de preventa y diseño, y apuesta a que sus soluciones integradas sean una ventaja competitiva para capitalizar el nuevo ciclo.

“Si los proyectos se diseñan bien desde el inicio, con criterios técnicos y visión de largo plazo, la curva de aprendizaje del sector colombiano se va a acelerar mucho más rápido de lo que se piensa”, concluyó el representante.

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España ha adjudicado más de 10 GWh de capacidad de almacenamiento energético a través del programa FEDER, con un coste específico notablemente inferior al registrado en el Mercado de Suministro a Término de Capacidad de Almacenamiento Eléctrico (MACSE), el esquema homólogo de Italia. El valor medio español para sistemas stand alone se situó en 64933 €/MWh/año, frente a una estimación de 111000 €/MWh/año en el caso italiano.

“El valor equivalente a un apoyo a capex al inicio de los proyectos italianos, partiendo de los 13000 €/MWh/año durante quince años con una tasa de descuento del 8%, resultaría en aproximadamente 111000 €/MWh/año”, manifiesta Raúl García Posada, director de la Asociación Española de Almacenamiento de Energía (ASEALEN), en diálogo con Energía Estratégica.

La duración media de los proyectos en MACSE fue superior, rondando las 7 horas, frente a las 4 horas en la convocatoria española. Aun así, el ejecutivo destaca que “parece que ha resultado más eficiente para la administración pública” el diseño español, debido a la menor intensidad de gasto público por unidad de capacidad.

La comparativa deja bien posicionada a la estrategia española en términos de eficiencia de gasto público, y no solo en los sistemas stand alone. En el caso de los proyectos hibridados, el coste específico asciende a 90142 €/MWh/año, aunque «con intensidades de ayuda del 75% al 85% del CAPEX en muchos casos, lo que refuerza su competitividad financiera», asegura García.

Cabe recordar que Italia ha emergido como uno de los mercados de almacenamiento más relevantes de Europa y un referente técnico por los avances recientes en su esquema MACSE y en la implementación de proyectos BESS.

Distribución tecnológica, criterios de puntuación y riesgos de ejecución hacia 2029

De los 133 proyectos adjudicados, el grueso corresponde a sistemas BESS, con 1925 MW y 6942 MWh, lo que representa una relación de 3,60 horas equivalentes. Estos aportan flexibilidad de ámbito diario y se agrupan principalmente en proyectos de 2 a 4 horas.

También fueron seleccionados proyectos de bombeo, con 182,5 MW y 1327 MWh, incluyendo uno de flexibilidad estacional con 30 horas de duración (32,5 MW / 991 MWh), y otros de ámbito horario. A esto se suman 240 MW y 1165 MWh destinados al almacenamiento térmico en centrales termosolares, con una media de 4,85 horas.

En el ámbito industrial, el almacenamiento térmico en usos térmicos recibió una adjudicación de 84,74 MW y 651 MWh, con una duración media de 7,69 horas, orientado a aportar flexibilidad semanal. De forma destacada, se aprobaron proyectos singulares de muy larga duración con baterías, como uno de 15 horas (7 MW) y otro de 16 horas (5 MW).

“Esto supone flexibilidad semanal con baterías, algo que será singular a nivel mundial”, subraya Raúl García Posada.

También se seleccionaron sistemas térmicos de muy baja potencia, pero con duraciones inéditas: uno de 77 horas (0,39 MW), otro de 43 horas (0,23 MW) y un tercero de 37 horas (2 MW), que podrían ampliar su potencia de carga eléctrica a través de líneas como la IF25 Heat Auction abierta por la Comisión Europea.

Otro aspecto destacado del diseño del programa FEDER es el criterio de “puntuación de cadena de valor”, que premia a los proyectos cuyos componentes son diseñados, fabricados, integrados e instalados dentro de la Unión Europea. Según explica el director de ASEALEN, “se obliga a una puntuación mínima de 3 puntos sobre 6”, lo cual en la práctica limita el número de proveedores y exige una evaluación más compleja entre coste e integración local.

“Este criterio ha sido decisivo: la diferencia entre ganadores y perdedores en una misma comunidad autónoma ha estado en menos de 3 puntos”, explica García, y agrega que esto fue “prácticamente el único parámetro de elección”, dado que la madurez del proyecto y la tipología de empresa eran variables fijas.

La resolución definitiva también implicó una reducción de proyectos respecto de la versión provisional, pasando de 143 a 133 iniciativas seleccionadas. Esto implicó una redistribución territorial, con recortes en Andalucía y Baleares, incremento de adjudicaciones en Castilla y León, y ajustes en Cataluña, donde “se reducen los proyectos pero se incrementa la potencia, aunque se reduce un poco la capacidad de almacenamiento”, señala García.

Respecto a los plazos, el cronograma oficial fija el límite de ejecución en enero de 2029, tres años desde la resolución definitiva que deberá publicarse antes de fin de año. Sin embargo, sólo 26 proyectos contaban con licencia de obras al momento de la adjudicación, lo que transforma a la tramitación administrativa en el principal riesgo para el cumplimiento.

Además, García advierte que los proyectos con puntuaciones altas de cadena de valor, con 5 o 6 puntos, podrían verse afectados por la baja capacidad de fabricación de celdas estacionarias en Europa, si varios se ejecutan en paralelo. A esto se suma el riesgo financiero en los casos con baja intensidad de ayuda, aunque aclara que “muchos tienen ayudas por encima del 60% y no deberían tener dificultades para conseguir la financiación restante necesaria”.

Por otro lado, las tecnologías de bombeo y almacenamiento térmico requieren plazos de diseño y obra más extensos, ya sea por necesidades de obra civil o por la integración en procesos industriales, lo que añade un grado de complejidad adicional al calendario.

Aun así, el director de ASEALEN confía en que el ecosistema podrá responder a tiempo: “Creemos que todos los proyectos que están propuestos tienen tiempo suficiente para cumplir las condiciones de las ayudas a tiempo”.

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La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) oficializó la aprobación de las Especificaciones de Detalle (EEDD) que establecen los criterios técnicos y metodológicos para determinar la capacidad de acceso de la demanda a las redes de transporte eléctrico en España. La medida se enmarca en el artículo 18 y el anexo III de la Circular 1/2024, y aplica a todas las solicitudes nuevas de acceso, así como a aquellas que busquen modificar permisos existentes.

Estas nuevas reglas impactan de lleno al almacenamiento en modo demanda, incluyendo tanto instalaciones BESS en configuración stand alone como aquellas integradas en esquemas de hibridación con generación, y definen de forma explícita los tipos de capacidad de acceso que podrán obtener: firme, flexible o para autoconsumo con generación.

“La capacidad de acceso resultante de aplicar estas especificaciones de detalle será capacidad de acceso firme para consumidores”, establece la resolución, dejando claro que también se contempla una capacidad flexible para instalaciones de almacenamiento, en un paso que busca adaptar la red a las nuevas dinámicas de consumo y participación activa del usuario final.

Además, se confirma que el 2 de febrero de 2026 Red Eléctrica de España (REE) publicará por primera vez los mapas de capacidad de acceso de demanda, en cumplimiento de lo dispuesto en el resuelve tercero de la resolución. A partir de entonces, las solicitudes de acceso se evaluarán de acuerdo con esta nueva metodología, que incorpora consideraciones nodales, zonales y por comportamiento dinámico y estático.

Cabe recordar que el sector renovable español reclama una planificación integral y coordinada entre la red de transporte y distribución, que anticipe los polos reales de crecimiento de demanda y evite cuellos de botella. También se alerta que la planificación a cinco años deja fuera proyectos industriales urgentes, y que el despliegue de redes y almacenamiento ya llega tarde frente a las necesidades del territorio.

El alcance de las Especificaciones es amplio. Abarca tanto a los consumidores conectados directamente a la red de transporte como a los que, desde la red de distribución, requieran un informe de aceptabilidad debido a su influencia sobre la red de transporte. Se incluyen también los gestores de red, titulares de instalaciones de distribución y consumidores que operen bajo el régimen de autoconsumo con generación.

En lo técnico, se definen tres grandes criterios de evaluación: potencia de cortocircuito (WSCR), comportamiento estático y comportamiento dinámico, aplicables según el tipo de instalación y conexión. Particularmente, las instalaciones CEP (consumo con interfaz de electrónica de potencia) estarán sujetas a límites por potencia de cortocircuito, debido a su influencia sobre la estabilidad del sistema.

Se introduce también la figura de las Zonas de Influencia Común, utilizadas para asignar capacidades compartidas en casos donde varias instalaciones afectan de forma significativa un mismo punto de la red. Esta zonificación, tanto para criterios estáticos como dinámicos, se construye con herramientas como la matriz de sensibilidades de flujo y modelos estadísticos aplicados sobre el escenario de referencia.

La determinación del punto de conexión no dependerá exclusivamente de la voluntad del solicitante. Red Eléctrica de España (REE), tendrá potestad para definir la subestación y posición exacta de conexión, considerando la viabilidad técnica y el menor coste para el sistema, según lo dispuesto en el Procedimiento de Operación 13.1.

Uno de los aspectos clave es la obligación de publicación mensual de información actualizada sobre la capacidad de acceso en los nudos de transporte, dentro de los cinco primeros días del mes siguiente. Esta publicación deberá incluir valores de referencia en los puntos frontera transporte-distribución y estará sujeta a criterios previamente comunicados a la CNMC.

El documento también detalla medidas transitorias y plazos concretos. Por ejemplo, en un plazo de dos meses desde la entrada en vigor, REE deberá crear un grupo de trabajo con tecnólogos del sector para analizar una posible integración normativa de tecnologías grid-forming (GFM) aplicadas a MPE y CEP. Además, en seis meses, se prevé una propuesta conjunta con los distribuidores sobre el intercambio de información de permisos otorgados, esencial para la coordinación de nudos con influencia mutua.

También se fija que antes del 15 de noviembre de cada año, REE deberá remitir un informe a la CNMC justificando el uso de un percentil 98 (en lugar de 95) para el cálculo de capacidad de acceso por criterio estático en instalaciones de almacenamiento, con la opción de que se modifique a partir de 2027 si la autoridad lo considera necesario.

La resolución entrará en vigor al día siguiente de su publicación en el BOE, aunque con excepciones puntuales, como el apartado 4.3 del anexo 1, que comenzará a aplicarse con los mapas de capacidad de octubre de 2026. Hasta entonces, se seguirán utilizando los escenarios de estudio vigentes. El documento ya fue remitido al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, a REE y a las empresas distribuidoras para su implementación formal.

Con este paso regulatorio, el organismo da cierre a un proceso iniciado en 2024, en el que se conformaron grupos de trabajo y se incorporaron observaciones del sector eléctrico. La publicación del primer mapa en febrero de 2026 marcará un antes y un después en el acceso de la demanda a la red de transporte, según apuntan los organismos, y se espera que tenga implicancias directas sobre decisiones de inversión en proyectos de almacenamiento, autoconsumo e infraestructura industrial.

BOE-A-2025-25253

La entrada España aprueba nuevas reglas de acceso a redes para demanda y BESS: publicará mapa de capacidad en febrero de 2026 se publicó primero en Energía Estratégica.

El año 2026 está a la vuelta de la esquina y el nuevo ciclo de expansión renovable en Latinoamérica empieza a definirse a partir de tres pilares estratégicos: el fortalecimiento normativo para sistemas de almacenamiento, el diseño competitivo de contratos de compraventa de energía (PPAs) y la adopción de tecnologías que reduzcan los costos de implementación. 

Así lo plantearon representantes de Solis, GCL SI y Negratin durante el panel de apertura del evento virtual «Estrategias para escalar y diversificar portafolios renovables y storage», impulsado por Energía Estratégica.

Desde la perspectiva regulatoria, Jorge Ospina, service and product manager de Solis en Colombia, subrayó que la estabilidad normativa es condición indispensable para canalizar inversión extranjera y enfatizó que “el regulador debe continuar su marcha de forma clara y a largo plazo para incentivar las inversiones”.

Una visión similar compartió Enrique Díaz, development & investment managing Director de Negratin, quien advirtió que los cambios de gobierno sin consensos estables afectan la continuidad de las inversiones. 

“El marco regulatorio claro y estable se deriva de la política. Son inversiones de largo plazo y no pueden estar sujetas al devenir de los cambios políticos”, señaló durante el encuentro virtual que contó con transmisión en vivo. 

Asimismo, los sistemas de baterías se posicionan como una tecnología crítica en esta etapa, aunque aún sujeta a limitaciones regulatorias en varios países. Para Ospina, su incorporación no solo mejora la seguridad energética, sino que corrige ineficiencias estructurales.

En esa línea, destacó que se necesita un marco normativo integral que defina aspectos técnicos, operativos y financieros. 

“Es un adelanto que sectores con recursos para la innovación implementen baterías. Eso genera confianza y permite que la regulación, cuando se haga, sea más sólida”, sostuvo. 

Y en el caso de Colombia, considera que aún debe ser refinado el proyecto de resolución que presentó la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) sobre condiciones técnicas, comerciales y operativas para la integración de sistemas BESS, a fin de ofrecer claridad a todos los actores del mercado.

Claudio Loureiro, country manager Brasil y Argentin de GCL SI, también aportó su visión y adviertió que la expansión acelerada de fuentes renovables despachables comienza a producir fenómenos como la curva del pato, que exigirán una respuesta normativa coordinada. 

“La regulación de almacenamiento es necesaria, porque ya se empieza a tener excesos de demanda. Eso va a generar el efecto de la curva del pato, lo que requiere cuidado en la regulación y cómo se armará toda la matriz energética de un país”, indicó.

Otro punto clave que incide en la atracción de financiamiento es la estructura de los PPAs, que debe garantizar condiciones económicas y jurídicas favorables, ya que “el balance económico de oferta y demanda es importante porque define los precios de los PPAs”, según la mirada del experto de GCL SI; por lo que la escasez y el precio definirán las inversiones.

“Hay aspectos técnicos que condicionan la financiación, como que haya un mercado atractivo de PPAs en los países en los que se precise para financiar y con presencia de off-takers bancables”, complementó Díaz de Negratín.

Estrategias empresariales para la nueva etapa renovable

Ante este contexto, las compañías activan sus planes de expansión y diversificación tecnológica. Solis anunció el lanzamiento de nuevos modelos de la serie S6 de inversores y sistemas BESS para utility scale. 

Ospina explicó que el foco de 2026 estará puesto en la correcta instalación de los equipos, el fortalecimiento de certificaciones y el acompañamiento técnico a los clientes, a fin de que éstos y distribuidores estén preparados será el gran desafío en este proceso de hibridación para el año 2026.

GCL SI, por su parte, acelera su transición hacia tecnologías de última generación hacia nuevos paneles con tecnología tándem, que podrían alcanzar eficiencias de hasta el 45%, frente al 30% de los monocristalinos tradicionales. 

“Estamos trabajando con clientes alrededor del mundo en pilotos para entender el comportamiento de la perovskita tándem, su performance, beneficios y trabajo en campo”, detalló. En paralelo, la compañía continúa desarrollando N-Type TOPCon, e introduce soluciones back-contact para aplicaciones específicas.

En tanto, Negratin avanza hacia un modelo de negocio híbrido, combinando su rol tradicional de EPCista con el de generador (IPP). “Dimos el paso hacia adelante para lanzar proyectos esponsorizados por el propio grupo”, afirma Díaz, quien proyecta terminar el año con más de 100 MW en proyectos solares, y analiza iniciativas de almacenamiento sin pagos por capacidad en Colombia. También estudian oportunidades en Chile, en proyectos de menor escala cercanos a zonas urbanas.

El nuevo ciclo renovable en Latinoamérica ya no es una hipótesis: es un proceso en marcha que demanda regulación inteligente, contratos bancables y tecnología accesible. Estos tres vectores serán los que definirán la velocidad, estabilidad y profundidad del crecimiento renovable en la región.

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A pesar de que la licitación de transmisión PET-3-2025 fue declarada desierta, Guatemala mantiene activa su expansión de infraestructura eléctrica. Según confirmó la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) a Energía Estratégica, actualmente hay en marcha más de 110 proyectos de transporte eléctrico, ejecutados por iniciativa propia de los transportistas, como lo permite el marco regulatorio del país.

Entre 2022 y la actualidad, se incorporaron más de 450 kilómetros de nuevas líneas de transmisión y alrededor de 1600 MVA de capacidad de transformación, lo que representa incrementos del 10% y 20%, respectivamente. Este crecimiento se sustenta en un esquema que habilita a los actores del sistema a impulsar obras sin depender de procesos licitatorios.

La PET-3 fue el primer llamado abierto en una década y, aunque no logró adjudicaciones, dejó lecciones claras para el futuro. El proceso se vio afectado por factores extra-regulatorios: demoras en trámites ambientales, disparidad en requisitos municipales y conflictos en torno al pago de servidumbres. Estas condiciones aumentaron la percepción de riesgo para los inversionistas, advirtió la CNEE.

Como respuesta, la entidad analiza modificaciones que permitan optimizar la estructura de riesgos, reformular esquemas de garantía y facilitar el desarrollo de proyectos en las regiones donde se requieren nuevas obras. Estas propuestas serán presentadas al Ministerio de Energía y Minas (MEM), que tiene la responsabilidad de aprobar las bases licitatorias.

El próximo hito en ese sentido está previsto para enero de 2026, cuando el MEM publique el nuevo Plan de Expansión del Sistema de Transporte. A partir de entonces, la CNEE tendrá dos meses para definir las obras obligatorias que se deberán licitar. En los cuatro meses siguientes, se avanzará en la elaboración, aprobación y convocatoria de un nuevo proceso, que podría concretarse como PET-4.

Ese plan incluirá nuevas proyecciones de demanda, análisis de topologías de red, criterios de confiabilidad y resiliencia, con horizonte al año 2035. En paralelo, la red continúa ampliándose con proyectos activos: más de 20 nuevas subestaciones distribuidas de forma equilibrada entre áreas centrales e interiores del país, junto a 50 ampliaciones de instalaciones existentes y 40 obras de líneas nuevas o repotenciadas, que añadirán 600 kilómetros adicionales.

En esta etapa, destaca también la incorporación del almacenamiento como herramienta estratégica. Aunque el crecimiento de la red no se detuvo, el PEG-5 incluyó por primera vez sistemas BESS dentro del diseño técnico. La medida responde a estándares internacionales que priorizan flexibilidad operativa y capacidad de respuesta.

“El almacenamiento siempre es fundamental para la correcta administración de un sistema eléctrico, manteniendo criterios de eficiencia”, explicaron desde la CNEE. Su uso no está limitado por ninguna barrera legal, lo cual habilita que usuarios, generadores o transportistas puedan incorporarlo para optimizar sus operaciones, gestionar demanda o resolver restricciones.

El organismo considera que esta tecnología puede convertirse en un complemento relevante ante el aumento de generación renovable variable, ayudando a mitigar vertimientos, mejorar la estabilidad del sistema y evitar inversiones innecesarias.

En cuanto a generación, Guatemala sumó 400 MW de energía solar en 2025 y se espera un crecimiento sostenido en este segmento durante los próximos años. La generación distribuida y nuevos proyectos hidráulicos ganarán protagonismo, junto a una novedad en la matriz: centrales térmicas a gas natural en la región de Petén, que permitirán diversificar fuentes sin afectar la descarbonización.

En paralelo, la CNEE analiza proyectos estratégicos que podrían incorporarse al nuevo bloque licitatorio, como las subestaciones Buenaventura, Los Pinos, Cobán II, San Mateo Ixtatán y el segundo circuito de la línea Guatemala Norte – Panaluya. Estas iniciativas permitirán seguir avanzando en las metas de crecimiento del sistema eléctrico y garantizar la seguridad energética de cara al 2030.

“El mercado eléctrico guatemalteco es tan abierto y libre que no existe ninguna limitación para incorporar los sistemas de almacenamiento en las diferentes actividades”, afirmaron desde la Comisión. Esta característica permite que las decisiones tecnológicas se adapten al contexto sin requerir reformas legislativas.

Con una red en expansión y una regulación flexible, Guatemala se posiciona para dar el siguiente paso en la integración de renovables y consolidar un sistema resiliente, eficiente y moderno.

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JA Solar presentó una nueva hoja de ruta para su operación en Latinoamérica: dejar de ser solo un proveedor de módulos fotovoltaicos para convertirse en un socio estratégico integral.

Así lo afirmó Guillermo Rubiano, Technical Manager for Colombia, CAM & Caribbean, en el marco de una entrevista exclusiva durante el Future Energy Summit (FES) Colombia, al anunciar que la compañía busca asumir un rol ampliado en el desarrollo de proyectos solares en la región.

La novedad marca un cambio estructural en la estrategia comercial y técnica de la empresa. JA Solar no solo pondrá a disposición tecnología de última generación, sino también herramientas financieras y soporte especializado para acompañar a los inversionistas en todo el ciclo del proyecto.

Se trata de una apuesta que busca fortalecer la bancabilidad, eficiencia y adaptabilidad de los sistemas en un entorno regional que se vuelve cada vez más competitivo.

“Queremos ser el aliado que todos los inversionistas quieren”, afirmó Rubiano, al destacar que la compañía ahora ofrece no solo módulos, sino también una gama de servicios que garantizan rendimiento técnico y financiero desde la planificación hasta la operación.

Uno de los ejes centrales de esta estrategia es la capacidad de ofrecer soluciones específicas para cada contexto climático. Con presencia en más de 100 países, JA Solar recopiló aprendizajes valiosos en regiones con condiciones extremas: climas fríos y secos en el sur de Latinoamérica, zonas montañosas con baja densidad del aire y áreas con alta humedad o viento.

“En Colombia tenemos pisos térmicos, donde las variaciones de temperatura, altitud y humedad relativa son el día a día”, explicó Rubiano.

Esta particularidad obliga a que los módulos mantengan su eficiencia ante cambios constantes, lo que vuelve indispensable contar con tecnología robusta y flexible.

En esa línea, uno de los lanzamientos destacados de JA Solar es el módulo ASD Blue 5.0, con 670 W de potencia y una eficiencia del 24,8%, basado en tecnología TOPCon tipo N. Esta innovación permite escalar potencia sin aumentar el área del módulo, optimizando espacio y aumentando la generación en instalaciones donde cada metro cuadrado cuenta.

Además de la eficiencia energética, la compañía remarcó que estos módulos están diseñados para resistir condiciones adversas de temperatura, viento y humedad, lo que los convierte en una solución idónea para los desafíos del territorio latinoamericano.

Una presencia regional con experiencia global

Con una red global que respalda su operación local, JA Solar traslada buenas prácticas y estándares internacionales a sus socios en la región. Este enfoque fue clave para posicionar a la empresa no solo como proveedor, sino como un actor relevante en la toma de decisiones estratégicas para nuevos proyectos solares.

Rubiano aseguró que la transformación de la compañía no es meramente comercial, sino estructural: “Hoy por hoy también ofrecemos una gama amplia de servicios y soluciones”.

La compañía acompaña proyectos desde la etapa de diseño, proponiendo configuraciones óptimas, hasta el soporte en aspectos financieros y técnicos clave para garantizar resultados sostenibles.

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SOLETRAX ha firmado un nuevo contrato para el suministro de tecnología solar en España, que aportará un total de 48 MW entre estructuras fijas y seguidores de un eje. En concreto, el acuerdo contempla 13 MW en estructura fija y 35 MW en seguidores solares 1P monofila, diseñados para maximizar la generación y optimizar el rendimiento de la instalación a largo plazo.

Además del impacto energético, el proyecto tendrá un efecto positivo en el entorno local, con una previsión de creación de aproximadamente 120 empleos directos e indirectos, y permitirá evitar aproximadamente 22.000 toneladas de CO₂ al año, contribuyendo a los objetivos de descarbonización del país.

El suministro de SOLETRAX comenzará en diciembre de 2025 y se extenderá hasta marzo de 2026. La ejecución por parte del desarrollador está prevista a lo largo de 2026, con finalización estimada a final de año.

Este acuerdo supone un nuevo avance en la consolidación comercial de SOLETRAX™ desde su fundación. Como señaló Miguel Giné, CEO de la compañía, “cada proyecto firmado con clientes de referencia nos permite afianzar nuestro track record y demuestra que la fiabilidad, la ingeniería y el producto propio son la base para convertirnos en un socio tecnológico clave en el segmento utility-scale”.

Sobre SOLETRAX

SOLETRAX es una compañía española especializada en el diseño y suministro de seguidores solares de un eje y estructuras fijas para plantas fotovoltaicas de gran escala. Con un fuerte foco en ingeniería y desarrollo de producto, y soluciones propias como TRXONE™ y FIXONE™, la empresa diseña equipos a medida para maximizar la generación y la fiabilidad con OPEX reducido.

SOLETRAX cuenta con un plan de entregas comprometido superior a 4 GW entre 2024 y 2029, afianzando su papel como socio tecnológico de referencia en proyectos utility-scale.

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Growatt, proveedor global líder en soluciones fotovoltaicas y de almacenamiento de energía, anunció que a partir de 2026 todos sus inversores on-grid comercializados en Colombia contarán con una garantía estándar de 10 años. La medida consolida el compromiso de la compañía con la calidad del producto, la seguridad operativa y la sostenibilidad de las inversiones solares en el país.

La ampliación de garantía representa un hito estratégico para el mercado local, al ofrecer a integradores, distribuidores y usuarios finales un respaldo técnico y financiero más robusto para sistemas solares residenciales, comerciales e industriales. En un contexto de creciente demanda por equipos de alta confiabilidad, Growatt busca fortalecer la confianza en la tecnología fotovoltaica y elevar los estándares del sector.

Los inversores on-grid de Growatt, reconocidos por su alta eficiencia, arquitectura avanzada y compatibilidad con diversas configuraciones, incorporan ahora un valor adicional clave para la bancabilidad de los proyectos: una garantía extendida que reduce riesgos, mejora la proyección de desempeño a largo plazo y aumenta la competitividad frente a los desafíos del mercado energético colombiano.

Como uno de los principales proveedores de soluciones fotovoltaicas en América Latina, Growatt ha consolidado una presencia sólida en la región con centros de servicio y personal técnico local en México, Colombia y Chile, fortaleciendo su capacidad de acompañamiento y respuesta en cada mercado. Esta infraestructura regional respalda la operación de miles de sistemas instalados, garantizando soporte cercano y especializado.

“La ampliación de la garantía a 10 años refleja nuestra visión de largo plazo para el mercado colombiano y nuestro compromiso con la confiabilidad que demandan los proyectos solares actuales. En Growatt seguiremos impulsando la transición energética del país con tecnología de alto desempeño, soporte local y una apuesta decidida por el desarrollo sostenible,” afirmó Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt.

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Enel Generación Chile volvió a consolidarse como la gran ganadora de una nueva licitación de suministro de Chile. La compañía fue la única adjudicataria de la convocatoria 2025/01, asegurando el suministro total de 3360 GWh entre los años 2027 y 2030 para clientes regulados del país. 

El precio promedio adjudicado fue de USD 64,499 x MWh, marcando un nuevo capítulo en la consolidación de la compañía dentro del mercado eléctrico chileno y también la segunda licitación consecutiva en la que una sola empresa obtiene el volumen completo adjudicado.

Los bloques subastados fueron divididos en cuatro zonas geográficas —norte, centro, centro-sur y sur—, cada una con tres bloques horarios: punta, valle y noche. En total, se licitaron 12 sub-bloques y Enel presentó ofertas económicas para todos ellos, logrando adjudicarlos en su totalidad. 

Según los registros, la compañía presentó 384 propuestas económicas, repitiendo su táctica de cobertura total y masiva en todas las combinaciones posibles de zona y franja horaria.

Y cabe recordar que la licitación de suministro 2025/01 se desarrolló con diversas particularidades con respecto a otros llamados, marco por el contexto electoral (el balotaje será el próximo fin de semana), vertimientos renovables, expectativas sobre precios, y un entorno regulatorio aún incierto.

De tal modo que sólo seis empresas generadoras participaron del proceso: Colbún, Guacolda, BTG Pactual, Enel Generación, Evol Energy y Grenergy. Es decir que la magra participación convirtió a dicha convocatoria como la segunda con menor cantidad de oferentes de la última década.

Comparación con licitaciones anteriores

Con esta adjudicación, Enel repite la estrategia que ya le había permitido quedarse con el 100% de la licitación 2023/01 (1500 GWh en el bloque N°1 y 2100 GWh en el bloque N°2) en los tres sistemas zonales contemplados y en todos los sub-bloques horarios, a un precio de USD 56,679 MWh. 

En aquel entonces, fue la empresa con el mayor número de proyectos presentados (15 parques son renovables por 2802 MW de potencia y 5 centrales térmicas a gas por 1959 MW), por lo que aportó 216 ofertas económicas (108 en cada bloque de suministro) ya que competía en todos los segmentos de la convocatoria.

Es decir, el valor de adjudicación creció en un 13,8% en términos nominales en solo dos años, reflejando la evolución de la dinámica del mercado. A lo que se agrega que el resultado de la subasta 2025/01 consolida una tendencia iniciada en los últimos dos procesos: la concentración de adjudicaciones y el aumento del precio promedio.

Y en términos de concentración, los últimos dos procesos han representado una anomalía respecto a convocatorias anteriores, donde los bloques solían ser adjudicados a un conjunto más diverso de actores. 

En definitiva, el resultado de la Licitación 2025/01 deja una señal clara: Enel no sólo repite un hito, sino que desde el sector se plantea la importancia de evaluar ajustes normativos que promuevan una mayor pluralidad en los procesos licitatorios y que mantengan el equilibrio entre confiabilidad del suministro, precios razonables y fomento a la inversión en nuevas tecnologías.

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“Queremos que las ayudas se encuentren ya publicadas en enero, el plazo de presentación de solicitudes será más limitado que en convocatorias pasadas ya que las tenemos que resolver antes de agosto de 2026. Es un reto para nosotros”, expresó Carmen López Ocón, directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico del IDAE, al confirmar que el organismo activará una nueva batería de convocatorias para almacenamiento, renovables y cadena de valor industrial, en la recta final del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR), cuyo plazo culmina en agosto de 2026.

Se pondrán en marcha líneas específicas para bombeo hidroeléctrico, repotenciación de parques eólicos y centrales hidroeléctricas con almacenamiento, renovables innovadoras que incluye autoconsumo colectivo con almacenamiento y consumidores vulnerables e integración de renovables en infraestructuras existentes con almacenamiento y cadena de valor renovable para fabricación de equipos y componentes de tecnologías limpias y también soluciones térmicas como redes de calor y frío y sustitución de combustibles fósiles por renovables, todas con ejecución bajo un calendario exigente y ajustado.

“A corto plazo, en líneas de almacenamiento, exclusivamente va a salir una segunda convocatoria para bombeo”, anunció López Ocón, al destacar su valor por aportar gran capacidad de almacenamiento y seguridad y flexibilidad al sistema sin generar emisiones.

La repotenciación de instalaciones renovables será otro eje central del paquete, que podrá incluir o no sistemas de almacenamiento. “Vamos a sacar un presupuesto aproximado de 300 millones de euros, que se distribuirá entre dos programas uno para repotenciación eólica y otro de renovación tecnológica y medioambiental de minicentrales hidroeléctricas”, precisó López Ocón. Esta medida apunta a modernizar activos existentes y maximizar el uso de infraestructuras ya desplegadas, que, según la directora, “será una de las que lleve mayor dotación económica y donde puede haber mayor demanda”.

En paralelo, el IDAE lanzará otra convocatoria específica para renovables innovadoras, que contará con diferentes programas entre los que se encuentra el de autoconsumo colectivo con almacenamiento con participación de consumidores vulnerables, un programa con un enfoque social,  y otros como integración de renovables con almacenamiento en infraestructuras existentes. 

Además, el IDAE prepara una convocatoria específica para equipos de gestión de la demanda, que salió a consulta pública previa antes del verano y la previsión es que salga avanzado el 2026. Esta línea busca dinamizar un segmento emergente, considerado estratégico para mantener el equilibrio del sistema eléctrico ante el crecimiento de la generación renovable.

Impulso a la cadena de valor y producción nacional

La estrategia se completa con una nueva orden de ayudas orientada a reforzar la industria nacional de tecnologías limpias. “Resolvimos una primera convocatoria de ayudas de cadena de valor renovable en junio de este año, pero ahora vamos a sacar un nuevo programa de ayudas que amplía mucho el alcance respecto al anterior, al estar incluido en el nuevo marco de ayudas estatales del Pacto por una Industria Limpia”, explicó. Esta línea financiará la fabricación de equipos y componentes para tecnologías renovables, tecnologías de red eléctrica, baterías, electrolizadores, etc.

“El objetivo es reforzar la autonomía estratégica española y europea incentivando la fabricación de equipos y componentes en el territorio nacional, también para las tecnologías de almacenamiento”, subrayó López Ocón, en línea con los objetivos del Reglamento de la Industria Neta Cero impulsado por la Unión Europea.

Las medidas se sumarán a los más de 10 GWh de almacenamiento que prevé adjudicar el IDAE de acuerdo con la propuesta de resolución definitiva recientemente publicada ., de la que podemos destacar los siguientes datos:

• Capacidad total: más de 10 GWh de almacenamiento.
• Regiones con mayor volumen de proyectos: Castilla-La Mancha, Andalucía, Aragón y Galicia.
• Empresas líderes: Iberdrola, Endesa, Acciona Energía, Capital Energy, Grenergy, Naturgy y Greenalia.
• Tipos de proyectos: sistemas de almacenamiento hibridados (principalmente solar fotovoltaica y también eólica), además de instalaciones de baterías independientes, almacenamiento térmico y bombeos.
• Objetivo estratégico: mejorar la flexibilidad del sistema, reducir emisiones y facilitar la integración de energías renovables en todo el país.

“Vamos a seguir trabajando a lo largo del próximo año con estos programas de ayudas que hemos comentado y algunos otros más que no he mencionado  … unas ayudas que contribuirán a seguir avanzando en la descarbonización de nuestro sistema energético y de nuestra economía, pero también para la competitividad ide nuestras industrias y nuestras empresas”, concluyó la directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico del IDAE en la  mesa redonda “Cómo rentabilizar el almacenamiento en un escenario de baja demanda”,durante el congreso organizado por APPA Renovables, donde Energía Estratégica estuvo presente.

La entrada IDAE: Carmen López explicó las próximas ayudas para almacenamiento hidráulico y renovables llevando optimismo al sector se publicó primero en Energía Estratégica.

La Secretaría de Energía de Argentina avanza en el pliego de licitación del proyecto AMBA I, la primera gran obra de transmisión eléctrica que será ejecutada bajo un nuevo esquema de concesión al sector privado, sin financiamiento estatal.

“Esperamos lanzar la licitación durante el primer cuatrimestre del año próximo”, anticipó la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, en diálogo con Energía Estratégica durante un evento organizado por la Cámara de Generadores y Cadena de Valor de las Energías Renovables (CEA).

La obra forma parte de un ambicioso paquete de inversiones que redefinirán la infraestructura energética del país. AMBA I contempla más de 500 kilómetros de líneas de alta tensión, que reforzarán la capacidad de abastecimiento del Área Metropolitana de Buenos Aires, donde se concentra cerca del 40% de la demanda eléctrica nacional.

“Todavía no hicimos evaluaciones sobre cuánto costará la obra”, señaló Tettamanti. No obstante, la funcionaria asegura que será financiada en su totalidad por el sector privado, como parte del nuevo modelo de concesión.

A diferencia de esquemas anteriores, el régimen actual traslada la inversión, construcción, operación y mantenimiento de las obras al capital privado. En este sentido, no se destinarán recursos públicos al desarrollo de los proyectos, y el retorno económico se realizará vía tarifa.

El oferente que se adjudique el proyecto recuperará su inversión únicamente una vez que la obra esté concluida y operativa. A partir de allí, se prevé un ingreso tarifario proveniente de los usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que se beneficien con la nueva infraestructura.

Además, una vez vencido el período de operación y mantenimiento, se proyecta que el concesionario transfiera las instalaciones al Estado Nacional a valor cero, y su administración podrá ser reasignada al transportista correspondiente.

“Estamos trabajando con apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo para hacer el proceso exitoso. El acompañamiento del BID se concentra especialmente en el diseño de las garantías y en los puntos clave del pliego, con el objetivo que resulte atractivo y fiable para el sector privado”, sostiene Tettamanti, quien remarcó que la prioridad es generar las condiciones adecuadas para que los inversores participen del proceso con previsibilidad.

“Los organismos internacionales podrían apoyar con las garantías, ver cuáles son necesarias”, planteó la secretaria de Energía, dando cuenta de la articulación con entidades que ya tienen experiencia en proyectos de infraestructura energética a gran escala.

“Se están diseñando todos los instrumentos necesarios para que el sector privado vea fiable el pliego”, asegura Tettamanti, quien remarcó que la prioridad es generar las condiciones adecuadas para que los inversores participen del proceso con previsibilidad.

Obras estratégicas en marcha

La apertura de esta primera licitación en el marco del nuevo régimen marcará un hito en la historia reciente de la infraestructura eléctrica argentina, que hasta ahora dependía casi exclusivamente de fondos estatales o multilaterales para su expansión.

Con AMBA I como punta de lanza, el Gobierno apunta a abrir una etapa de modernización de la red de transmisión, con actores privados al frente de los proyectos y el foco puesto en mejorar la confiabilidad del sistema y habilitar mayor generación renovable.

¿Por qué? AMBA I es una de las tres obras seleccionadas por la cartera energética a mediados de 2025 como parte del plan de licitaciones para concesión privada. Las otras dos son:

La línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins, que permitirá evacuar generación renovable desde la región de Cuyo y parte de la generación de COMAHUE; y la línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, que mejorará la integración de la Patagonia al sistema troncal.

Estas iniciativas forman parte del megaplan de 16 obras prioritarias, que implican más de 5600 kilómetros de líneas en 132 y 500 kV, diseñadas para aliviar cuellos de botella, evitar cortes y robustecer el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

La entrada Tettamanti estima la licitación de transmisión de AMBA I para el primer cuatrimestre de 2026 se publicó primero en Energía Estratégica.

Sungrow, uno de los fabricantes líderes en soluciones de electrónica de potencia para energías renovables, está profundizando su posicionamiento en Latinoamérica con una apuesta firme por el almacenamiento energético. En el marco del evento FES Southern Cone 2025, la compañía presentó avances clave en su portafolio de proyectos, incluyendo el sistema PowerTitan 3.0, y proyectó un fuerte crecimiento en países estratégicos como Chile, México y Perú.

Gonzalo Feito, director de la Región Andina, explica cómo la compañía logró consolidar 10 GWh en Chile, anticipa la expansión comercial en el resto de América Latina y reflexiona sobre los desafíos tecnológicos que marcarán el futuro del almacenamiento.

— Chile ha sido históricamente un mercado clave para la compañía. ¿Qué balance hacen en materia de almacenamiento?

— Entramos a Chile en 2018 con inversores solares, pero a partir de 2020 comenzó a crecer fuertemente el interés por el almacenamiento. Hoy ya acumulamos 10 GWh en el país, de los cuales 3,1 GWh están en operación (COD), 3 GWh en comisionamiento y 4 GWh están garantizados para el primer trimestre de 2026.

— ¿Qué explica ese crecimiento tan acelerado?

— Formamos parte desde el inicio del desarrollo de esta tecnología en el país. No solo llegamos temprano, sino que armamos un equipo técnico muy fuerte para acompañar a los clientes y formarlos. Eso nos abrió la puerta para participar en el primer gran proyecto de almacenamiento de Chile, de 640 MWh.

— Uno de los proyectos destacados está ubicado en el norte. ¿Qué características tiene?

— Es actualmente el desarrollo solar más grande de nuestro portafolio regional. Integra 2000 MWh de almacenamiento y se va a hibridar con una ampliación solar de 2600 MWh. Está ubicado en el desierto de Marialena y se encuentra en proceso de entrega.

— Mirando hacia 2026, ¿cuáles son las expectativas comerciales en Chile?

— Esperamos suministrar al menos 6 GWh en el país. Ya tenemos 4 GWh firmados y seguimos avanzando con otros proyectos en desarrollo.

— Más allá de Chile, Sungrow ha avanzado fuerte en otros países de la región. ¿Cuáles concentran hoy la mayor atención?

— Perú, donde tenemos ya garantizados 900 MWh para el año que viene. Colombia, con una operación estable de 500 MWh anuales. Y México, que creemos que será la próxima gran potencia del sector renovable.

— ¿Por qué México? ¿Qué señales están viendo?

— Porque hay una necesidad real de participación privada. El sistema está bastante debilitado y vemos que los famosos trámites fast-track están empezando a implementarse con seriedad. Además, los socios locales ya están yendo al mercado con propuestas concretas, con mucho más optimismo que en años anteriores.

— ¿Y cómo está evolucionando Centroamérica?

Muy activo. Guatemala y Honduras están fuertes, tanto en solar como en almacenamiento. También cerramos un proyecto muy importante en República Dominicana, luego de participar en un evento del sector.

— Más allá de los números, su carrera dentro de Sungrow también es una historia de expansión. ¿Cómo fue ese recorrido personal?

— Soy ingeniero electrónico industrial. Empecé en 2008, instalando tableros eléctricos mientras estudiaba. Estuve cinco años en una empresa pequeña y luego pasé por varios fabricantes de electrónica de potencia en España. Entré a Sungrow como Country Manager de Chile y Argentina, luego sumé Colombia, el Caribe y toda América hispanohablante, menos Brasil.

— ¿Qué representa Sungrow en su carrera?

— Siempre dije que entrar a Sungrow fue como llegar al Real Madrid de los fabricantes. Era la empresa a la que aspiraba llegar por su escala, su potencial y su capacidad tecnológica. Sentía que estaba entrando en una liga mayor, con desafíos reales y muchas oportunidades. Fue un crecimiento muy natural, pero también muy trabajado: tomé cada oportunidad con compromiso y poco a poco fui sumando más responsabilidades.

— Hoy lidera múltiples áreas dentro de la compañía. ¿Qué es lo que más disfruta de ese rol?

— Ventas, operaciones, marketing, legal. Lo que más disfruto es el área comercial. Las ventas me encantan. Hay una energía que solo me da eso.

— Tecnológicamente, ¿cuáles son los desafíos más importantes que enfrenta el sector del almacenamiento?

— El mayor desafío es hacerlo más competitivo, como pasó con el solar. Tenemos que aumentar la densidad energética, mejorar la performance, la eficiencia y mantener la calidad. Pero lo vamos a lograr. El solar antes era carísimo, y hoy es la fuente más barata. Con las baterías va a pasar lo mismo.

— ¿Cómo responde Sungrow a esa exigencia desde el desarrollo de producto?

— Este año lanzamos el PowerTitan 3.0 en Chile. Es una solución modular para grandes escalas, con altos estándares de seguridad, eficiencia y facilidad de instalación. Refuerza nuestra propuesta tecnológica y responde a las necesidades reales del mercado.

— ¿Tienen actividades previstas en el corto plazo para reforzar esa propuesta?

— Este 11 de diciembre tenemos un evento virtual en el que vamos a presentar más detalles técnicos y comerciales sobre nuestros productos y avances en la región. Es una oportunidad para profundizar el vínculo con nuestros socios y mostrar cómo estamos acompañando el crecimiento del mercado.

Reviva la entreista completa aquí:

La entrada “Somos el Real Madrid de los fabricantes”: La metáfora que muestra el orgullo de Sungrow por su tecnología se publicó primero en Energía Estratégica.

Risen Energy, históricamente reconocido como uno de los grandes fabricantes de módulos fotovoltaicos, está ampliando su estrategia en Europa con un fuerte impulso hacia el negocio del almacenamiento energético. Durante GENERA 2025, el evento clave del sector en España, la compañía mostró su nueva línea de baterías para los segmentos residencial, comercial, industrial y utility scale.

En diálogo con Energía Estratégica, Andrés Pinilla Antón, director de almacenamiento para Europa y Latinoamérica, detalla por qué España será uno de los motores del almacenamiento en 2026, analiza la evolución del mercado y explica cómo Risen busca diferenciarse en un entorno cada vez más competitivo.

• Andrés, para comenzar ¿Qué productos nuevos están presentando este año desde Risen Energy?

Risen Energy está ampliando significativamente su enfoque hacia el almacenamiento, manteniendo al mismo tiempo una posición sólida en el negocio fotovoltaico. Este año presentamos nuevos sistemas para los segmentos residencial, comercial-industrial y utility, reforzando una estrategia donde el almacenamiento toma un rol cada vez más importante junto a nuestra oferta de módulos.

• ¿A qué segmentos están apostando?

Venimos con soluciones enfocadas al almacenamiento comercial e industrial. Mantenemos nuestro equipo de 100 kW y 215 kWh, pero presentamos uno nuevo, un poco más robusto, con 125 kW y 261 kWh, ya con salida a 400 V, ideal para integrarse en sistemas de autoconsumo, fábricas o instalaciones industriales.

• ¿En qué momento del mercado se da este lanzamiento?

Hasta ahora, venimos de muchos meses de cotizaciones con el objetivo de tantear el mercado, correr modelos financieros y ver si cierran los números. Todo indica que 2026 será un año clave para el almacenamiento en Europa, y creemos que ahí estará el gran despegue.

¿A qué se debe tanto entusiasmo?

Principalmente, los datos del mercado español. En 2025 ya acumulamos más de 800 horas con precios cero o negativos, lo que golpea fuerte a muchos nodos que están “achicharrados” de tanto curtailment. Hay proyectos que ya no son bancables sin almacenamiento. El almacenamiento deja de ser opcional y se vuelve un “sí o sí”.

• Hay una sensación compartida de que habrá más volumen de negocio…

Muchos lo ven como una vía de salida: hibridar sus proyectos para volver a hacerlos viables. Las tramitaciones de hibridación en España llevan entre 18 y 24 meses, por eso los actores que lo vieron venir ya iniciaron en 2022 o 2023. Ahora están llegando a su RTB, y es el momento de empezar a comprar.

• ¿Y cómo va a jugar Risen?

No queremos solo vender un producto de almacenamiento. Apostamos por ofrecer todo el ecosistema, una solución global. 

• ¿Me explica el modelo?

Si sos un cliente final, te ayudamos desde la elección del sistema, pasando por EPCistas, convertidores, media tensión, EMS, hasta dos puntos clave: route to market y financiación. Queremos que el cliente sepa quién le va a operar su batería, y cómo va a exprimir hasta el último euro de rentabilidad. Tenemos partners interesados en invertir. El desafío es armar bien el modelo, los presupuestos, entender cómo hacer revenue stacking. Pero hay ganas de poner dinero si la propuesta está bien construida.

• ¿Esta vez es en serio?

El año pasado muchos estaban explorando. Hoy el cambio es claro: ya no es un tema de precios ni de tecnología. Las celdas que se usan —como la de 280Ah para comercial-industrial o la de 314Ah para contenedores de 5 MWh— están hiperprobadas. El foco ahora es quién entrega antes. Los cuellos de botella están más en los transformadores de media tensión, que demoran hasta 30 semanas, no en los contenedores.

• Hablas de tiempos de entrega, ¿qué plazos puede asegurar desde Risen?

Podemos garantizar 14 semanas FOB desde fábrica. Luego, el transporte marítimo depende del destino, pero estamos bien. Lo que suele retrasar los proyectos es el transformador de media tensión, donde los proveedores están dando plazos de 26 a 30 semanas.

• ¿Y en medio de esta urgencia, qué espacio buscan ocupar?

Nos estamos enfocando en el programa FEDER. Cerramos un acuerdo con un socio estratégico local en España que nos permitirá entregar desde el primer trimestre de 2026 a los proyectos que ya están en fase RTB. Lo haremos con un modelo de integración local: nosotros suministramos los módulos y componentes clave, y nuestro partner se encarga del ensamblaje, pruebas y despacho.

• ¿Qué tamaño tienen los proyectos en los que quieren jugar?

Tenemos capacidad para abordar proyectos de diferentes escalas, tanto en el segmento comercial-industrial como en utility. Gracias a la modularidad de nuestras soluciones, podemos adaptarnos al tamaño y a las necesidades de cada cliente. Nuestro enfoque es competir aportando valor con soluciones completas, donde el servicio, la integración y el soporte son clave.

• ¿Y qué está pasando con el mercado de módulos? ¿Sigue siendo rentable?

Hoy el mercado de módulos atraviesa una etapa de fuerte presión en precios. Esto viene impulsado por el exceso de capacidad en China y por el impacto de los aranceles. Con la salida progresiva de algunos actores menos sólidos financieramente, esperamos un reordenamiento del mercado hacia un entorno más estable.

• Entre comercial-industrial y utility, ¿dónde ven más movimiento hoy?

En comercial-industrial, la toma de decisión es mucho más rápida. Tenemos stock en Rotterdam y podemos entregar en 2–3 semanas. El volumen es menor, pero los contratos se cierran con mayor agilidad. En utility, en cambio, hay un análisis más profundo, donde entran en juego las garantías, el rendimiento y los tiempos de respuesta.

• ¿Y cómo están viendo los retornos en ambos casos?

En comercial-industrial se busca recuperar la inversión en menos de 5 años, y se está logrando. En utility, las economías de escala permiten mejorar aún más los retornos.

• En ese contexto, donde los precios siguen siendo clave, ¿qué están viendo con el litio? 

En los últimos 12 días subió más de un 10%, pero no es como el silicio para los módulos. No va a impactar igual. Tal vez tengamos una estabilización momentánea, pero esperamos que los precios sigan bajando, más por eficiencia y competencia que por materias primas.

• Con ese panorama, ¿qué necesita tener una solución para destacarse? 

Mayor densidad energética, más capacidad en menos espacio, y modularidad. Contenedores de 20 pies con más kWh, que se transporten fácil. Ese es el camino para reducir el euro por kilovatio hora, que sigue siendo la métrica clave.

• Proyectando a futuro, ¿qué te gustaría que haya pasado al cerrar 2026?

Primero, que el mercado de capacidad esté operativo, aunque sabemos que será agnóstico tecnológicamente y parte se la llevará el gas. Segundo, que el mercado de flexibilidad arranque, y tercero, que haya gestión de la demanda real: que las baterías participen tanto desde la generación como desde el consumo.

Con una oferta integral, alianzas estratégicas en España y una clara apuesta por soluciones modulares y eficientes, Risen Energy se posiciona para capturar una parte clave del mercado de almacenamiento que, según sus propias proyecciones, explotará en 2026. Para Andrés Pinilla Antón, la oportunidad está en entender que el valor no está solo en la batería, sino en cómo se gestiona, se financia y se integra en un ecosistema cada vez más exigente.

La entrada Pinilla de Risen Energy: “El almacenamiento será uno de los grandes motores del mercado europeo en 2026” se publicó primero en Energía Estratégica.

Con origen en Suecia, Capture Energy se ha expandido rápidamente en el norte de Europa gracias a su propuesta integral de almacenamiento y su capacidad de conectar baterías a los mercados de flexibilidad. Ahora, la firma apuesta por el sur del continente. En conversación exclusiva con Energía Estratégica durante Genera 2025, Daniel Boluda, director regional para el sur de Europa, explica cómo piensan replicar ese modelo en España, Portugal e Italia, qué oportunidades encuentran en Latinoamérica y cuáles son sus metas de instalación para 2026.

• Daniel, para comenzar, ¿cómo describes Capture Energy para quienes aún no la conocen?

 Capture Energy es una empresa de almacenamiento nacida en los países escandinavos. Lo que la hace distinta es su enfoque integral: no solo provee la batería, sino también todos los servicios que giran a su alrededor. Hablamos de financiación, instalación, operación y, especialmente, la conexión con los mercados de balance energético. La idea es acompañar al cliente para que pueda obtener ingresos por flexibilidad, no solo ahorrar con el arbitraje horario. Esto aplica tanto para grandes instalaciones como para industrias o comercios que tengan consumos importantes.

• ¿Y por qué crees que ese diferencial es tan relevante en el sur de Europa hoy?

Porque en muchos casos, el cliente recibe solo el hardware y después queda solo. Lo que nosotros buscamos es que incluso una empresa que tenga, por ejemplo, una fábrica o una granja, pueda usar su batería no solo para autoconsumo, sino también para participar activamente en la red. Es decir, ayudar a regular frecuencia, tensión o potencia. Eso ya ocurre en los países nórdicos y va a pasar en el sur también. España, por ejemplo, todavía no tiene ese mercado del todo abierto, pero va en camino. Es el momento justo para estar ahí.

• Su trayectoria venía muy ligada a grandes empresas tecnológicas, ¿qué lo motivó a sumarse a este proyecto?

Venía de otras compañías, donde ya trabajábamos con soluciones comerciales e industriales. Pero este proyecto tenía algo que me atrajo especialmente: la posibilidad de emprender dentro de una empresa joven, con una propuesta que ya funciona y con muchísimo dinamismo. Es muy motivador arrancar algo nuevo, pero sabiendo que hay un modelo probado detrás. Se juntaron las ganas de hacer cosas distintas con una empresa que tiene la energía para hacerlo en un mercado nuevo.

• ¿Dónde se fabrican los sistemas que ofrecen?

 Tenemos dos líneas de baterías. Una con componentes locales fabricados en Polonia y otra con alternativas en China. Además, la unidad controladora que permite conectar la batería a los mercados de flexibilidad se hace íntegramente en Suecia. También desarrollamos nuestro propio software, que se integra con plataformas de agregadores y optimizadores. Todo ese sistema en la nube está basado en Suecia. Es una solución completamente integrada.

• ¿Con qué se encontraron cuando empezaron a presentar esta propuesta en el mercado español?

 Algo muy interesante: muchos actores del sector industrial y comercial aún no conocen que se puede ganar dinero con una batería más allá del arbitraje de precios. Los servicios de flexibilidad todavía son muy desconocidos para la mayoría. Pero eso, lejos de ser un problema, es una oportunidad. Si sos el primero en explicar esto y hacerlo funcionar, ganas terreno. El mercado está muy activo. España está en plena transformación, y lo mismo vemos en Portugal e Italia, que son los primeros países donde vamos a enfocarnos.

• ¿Y por qué eligieron empezar por España, Portugal e Italia?

Porque son mercados donde el almacenamiento ya está creciendo, pero aún no se explotó el potencial de la flexibilidad. Son países que están comenzando a regular estas figuras, como los agregadores. Cuando se habilite esa estructura, el boom va a ser enorme. Nuestro objetivo es estar preparados antes de que eso pase, como ya ocurrió en el norte de Europa.

• En ese camino, ¿cuál es el perfil de proyecto que más les interesa?

Trabajamos tanto en el segmento comercial-industrial como en el utility-scale. En este último estamos desarrollando proyectos de distintas escalas, incluyendo algunos que superan los 150 MWh,  aunque nuestro sweet spot está en soluciones por debajo de los 50 MWh, que suelen quedar fuera del radar de los grandes fabricantes. Y en el segmento comercial-industrial trabajamos con proyectos desde los 500 kW hasta los 10 MWh, pensados principalmente para autoconsumo con posibilidad de conexión a red. Ahí hay mucho por hacer y es donde vemos un gran dinamismo en la región.

• ¿Cómo están trabajando el aspecto del contenido local y la cadena de valor europea?

 Muchos programas de ayudas, como los gestionados por el IDAE, exigen que ciertos componentes estén fabricados en Europa. Nosotros hoy ya tenemos una solución con “6 puntos” de contenido local, con todo fabricado en Polonia. Esto es muy valioso, porque hay proyectos que lo piden desde el inicio. Tener esa capacidad ya disponible nos permite sumar puntos y estar listos para los proyectos que lo requieren.

• De cara al futuro, ¿están mirando hacia otros mercados fuera de Europa?

 Sí. Latinoamérica es un objetivo claro. Todavía no tenemos presencia directa, pero ya estamos analizando proyectos en Brasil, aprovechando los contactos que tenemos desde nuestra base en España. La idea es que, una vez consolidada la operación en el sur de Europa, podamos desembarcar rápido en América Latina. Vemos mucho potencial allí también.

• Y mirando al 2026, ¿qué metas concretas se plantean?

 Este año ha sido de preparación, llevamos apenas tres meses operando. Pero en 2026 queremos haber alcanzado al menos 100 MWh instalados entre proyectos industriales y de utility de tamaño medio. Es un objetivo que vemos completamente posible por el tipo de soluciones que ofrecemos y el interés del mercado. No solo hablamos de entregar baterías, sino de generar ingresos adicionales para el cliente.

• Desde una perspectiva personal, ¿qué te gustaría haber conseguido cuando llegue el momento de hacer balance en 2026?

 Más allá de los números, me gustaría haber ayudado a construir un ecosistema sólido en España, Portugal e Italia. Que Capture Energy esté presente en segmentos clave, pero sobre todo, que tengamos un equipo motivado, que sienta que esto está creciendo, que valga la pena el viaje que estamos haciendo juntos. Si logramos eso, ya sería un gran éxito.

La estrategia de Capture Energy se apoya en la flexibilidad como eje, con un modelo probado en el norte de Europa y ahora en plena etapa de expansión hacia el sur del continente. Con el foco puesto en mercados emergentes, soluciones integrales, y un equipo comprometido, la compañía se prepara para llegar a Latinoamérica y alcanzar los 100 MWh en instalaciones hacia 2026.

La entrada Capture Energy aterriza en el sur de Europa anticipando un boom de almacenamiento y fija meta de 100 MWh a 2026 se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión Europea publicó el nuevo “Paquete de Redes”, que incluye propuestas legislativas y documentos no vinculantes orientados a impulsar la inversión en infraestructuras eléctricas, acelerar los procesos de autorización y coordinar la planificación de la red a escala de la Unión Europea.

El paquete incluye:

• Comunicación del Paquete de Redes (aquí)

• Enmiendas sobre Permisos (aquí)

• Enmiendas al Reglamento TEN-E (aquí)

• Guía de Conexión a Red (aquí)

• Guía sobre Contratos por Diferencias (CfD) (aquí)

Teresa Ribera, vicepresidenta ejecutiva para la Transición Limpia, Justa y Competitiva, declaró: “El Paquete Europeo de Redes es más que una política. Representa nuestro compromiso con un futuro inclusivo, donde cada región de Europa pueda beneficiarse de la revolución energética: energía limpia más barata, menor dependencia de combustibles fósiles importados, suministro seguro y protección frente a la volatilidad de precios. Simboliza nuestra determinación de superar desafíos a través de la unidad, ofreciendo una verdadera respuesta europea a un reto de magnitud europea”.

Dan Jørgensen, comisario de Energía y Vivienda, afirmó: “Un sistema energético verdaderamente interconectado e integrado es la base de una Europa fuerte e independiente. Para lograrlo, necesitamos una infraestructura moderna de cables, tuberías y redes totalmente interconectadas, que permita que la energía limpia, asequible y producida en Europa fluya de manera segura a todos los rincones de la Unión. Esto es exactamente lo que proponemos hoy: un proyecto energético común europeo que respalde la asequibilidad, la competitividad económica, la seguridad y la descarbonización”.

Mientras SolarPower Europe continúa analizando el paquete, la organización emitió la siguiente declaración inicial:

Walburga Hemetsberger, directora ejecutiva de SolarPower Europe, señaló: “La Guía de Conexión a Red es el punto más destacado del paquete: va directo al problema. Ahora los Estados miembros tienen instrucciones claras sobre cómo diseñar reglas eficaces para conectar proyectos compatibles con la red, como las instalaciones híbridas solar + almacenamiento, y sobre cómo remunerar a los usuarios de acuerdos de conexión flexibles. Esta publicación ayudará a Europa a aprovechar mejor la infraestructura de red existente.

La Comisión Europea también ha dado el paso largamente esperado de introducir legislación específica de permisos para sistemas de almacenamiento energético. Esto permitirá conectar más rápidamente baterías, ya sea como plantas híbridas con solar o como instalaciones independientes. Es un avance crucial para multiplicar por diez la capacidad de almacenamiento en baterías en Europa hacia 2030.

Instamos a los colegisladores a mantener estas enmiendas enfocadas en los permisos. Ajustes específicos son positivos porque refuerzan el impacto previsto de la legislación original. Pero revisar el texto legal más allá de esa mejora puntual sería poco acertado. Las energías renovables necesitan, por encima de todo, certidumbre jurídica a largo plazo y una implementación efectiva.

La enmienda al TEN-E crea una nueva y esperada gobernanza para la planificación de redes a nivel europeo. Por primera vez, la Comisión Europea será responsable de garantizar que la planificación transfronteriza esté alineada con los objetivos climáticos y energéticos de la UE.

No obstante, falta el foco esencial en los operadores de redes de distribución (DSO). Estos operadores pueden reducir inmediatamente la presión sobre la red al gestionar cuándo se consume y vierte energía de manera óptima. Necesitan ser remunerados por incorporar flexibilidad —como la respuesta a la demanda— y por implementar soluciones no basadas en infraestructura tradicional, que pueden desplegarse más rápido que costosas ampliaciones de red.”

Notas

En cuanto a los próximos pasos, las enmiendas relativas a permisos y planificación (TEN-E) seguirán el proceso legislativo ordinario antes de su adopción, mientras que la comunicación y las guías no son legislativas y servirán para orientar el trabajo futuro de la Comisión Europea y de los Estados miembros.

Los acuerdos de conexión flexible se basan en que los usuarios de red acepten utilizar la conexión solo cuando haya capacidad disponible. En situaciones de congestión —por exceso de energía— el usuario deja de cargar o descargar de la red.

Resumen de los elementos del paquete

Enmiendas sobre Permisos

• Hacen más difícil que los gobiernos designen zonas prohibidas para renovables.

• Aceleran la concesión de permisos territoriales para almacenamiento independiente y la hibridación de plantas renovables con baterías.

• Obligan a crear una plataforma digital para trámites de permisos.

Enmiendas al TEN-E

• Establecen un escenario central de la UE para la planificación de redes de electricidad e hidrógeno.

• Crean 8 “Corredores Energéticos” (Energy Highways).

• Prioriza el principio de Eficiencia Energética Primero.

Guía de Conexión a Red

• Reconoce la necesidad de transparencia, digitalización y flexibilidad en todos los niveles de tensión.

• Enfatiza los sistemas híbridos, el almacenamiento y los proyectos compatibles con la red.

• Sugiere introducir tarifas dinámicas y tarifas según horario (time-of-use).

Próximos pasos

Las propuestas legislativas pasarán ahora al Parlamento Europeo y al Consejo bajo el procedimiento legislativo ordinario. En paralelo, la Comisión seguirá trabajando con los Estados miembros y actores relevantes para implementar proyectos energéticos transfronterizos estratégicos, tal como se recoge en la segunda lista de Proyectos de Interés Común y Proyectos de Interés Mutuo. Esta cooperación será clave para desplegar rápidamente la iniciativa de los Corredores Energéticos, así como para acelerar permisos para proyectos de energías renovables, almacenamiento y puntos de recarga.

La entrada La Comisión Europea publica nuevas normas para redes eléctricas con el fin de impulsar las renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

 S-5! ha adquirido ESS Group Engineering Technical Center, una firma española de ingeniería, y ha inaugurado una nueva planta de manufactura en el norte de España. Esta expansión fortalece la capacidad de la compañía para suministrar soluciones de fijación solar y retención de nieve en toda Europa con mayor eficiencia y alineación regional, respaldando la creciente demanda y la expansión de su red de distribuidores en el continente.

Fundada en 2011, ESS Group Engineering Technical Center tiene experiencia especializada en fabricación de metal estampado y troquelado progresivo, particularmente en los sectores automotriz y aeronáutico. La adquisición añade un nivel significativo de capacidad de ingeniería a las operaciones europeas de S-5! y refuerza el liderazgo de larga trayectoria de la compañía en el diseño y la manufactura de anclajes para cubiertas metálicas. La operación en España ahora operará bajo el nombre ES5.

“Esta adquisición mejora nuestra capacidad de apoyar a los clientes en toda la Unión Europea”, comentó Rob Haddock, CEO y fundador de S-5!.

“ES5 aporta una profundidad técnica que se alinea con los requisitos de nuestros productos y con la filosofía de nuestra empresa. Al combinar sus capacidades con el modelo de manufactura comprobado de S-5!, podemos producir cerca de los usuarios finales, mejorar los tiempos de entrega y ofrecer un soporte regional más sólido sin comprometer los estándares en los que confían nuestros clientes”, agregó.

Los antiguos directivos de ESS conservarán participación accionaria y continuarán liderando las operaciones diarias en la planta del entorno de Bilbao, garantizando continuidad técnica y una transición eficiente. S-5! está enviando equipos técnicos y de manufactura desde la planta de Texas hacia España para proporcionar capacitación práctica y apoyo en la transición.

“En Europa existe una amplia variedad de aplicaciones que requieren soluciones de fijación para cubiertas metálicas —desde sistemas solares hasta retención de nieve y diversas necesidades de montaje utilitario—. Esta nueva planta nos permite respaldar dichas aplicaciones en todo el continente, produciendo componentes de manera regional mientras mantenemos la disciplina de ingeniería, las prácticas rigurosas de pruebas y los estándares de calidad y certificación que respaldan cada producto que fabricamos”, añadió Haddock.

Manufactura Europea, Estándares Globales

La entidad satélite ES5 ha sido equipada con tecnología de última generación alineada con los procesos de producción establecidos por S-5! en Estados Unidos. Los productos fabricados en España nos permiten dar soporte a clientes en toda Europa y regiones cercanas, alineándose con los perfiles de cubiertas metálicas características de la región, mientras que los productos fabricados en EE. UU. se seguirán produciendo para otros mercados.

Harry Carner, vicepresidente senior de manufactura de S-5!, supervisa el desarrollo de la planta ES5 para reflejar los sistemas de calidad y de control de procesos utilizados en la operación de Texas. Cada etapa de producción —desde la certificación de materiales hasta el maquinado y la inspección final— sigue procedimientos establecidos que garantizan precisión y consistencia, ofreciendo resultados verificables sin importar dónde se fabriquen los productos.

La automatización sigue siendo fundamental para asegurar una producción rentable y una calidad uniforme. Con el liderazgo de Carner en mejora de procesos e innovación en manufactura, la nueva planta está posicionada para convertirse en una de las operaciones de manufactura más eficientes de Europa.

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Cada desarrollo energético exige mucho más que tecnología. Se necesita conocimiento del terreno, adaptación a normativas locales y una visión operativa que se traduzca en resultados concretos. En ese contexto, BLC Power Generation, empresa del grupo BLC Global, se consolida como socio estratégico para llevar adelante proyectos de alto impacto, integrando soluciones que responden a las realidades técnicas y regulatorias de cada mercado. 

Impulsada por alianzas estratégicas, BLC Power Generation continúa expandiéndose globalmente. En los últimos dos años, junto a socios como Ventus, 360 Energy, TotalEnergies y PowerChina, la compañía fortaleció su presencia internacional desarrollando proyectos de control de baterías en plantas híbridas, incorporación de sistemas de almacenamiento y gestión en parques eólicos, integrando tecnología escalable bajo una misma visión operativa. 

Este crecimiento sostenido le permitió consolidar su operación en países como Argentina, Colombia, Uruguay, Costa Rica, Guatemala y Estados Unidos, y actualmente se encuentra en proceso de ingresar a nuevos mercados estratégicos como México y Brasil. Su modelo de expansión está basado en tecnología escalable, acompañamiento técnico y relaciones de confianza construidas en el tiempo. 

Una solución, múltiples desafíos 

El diferencial de BLC Power Generation está en su forma de trabajar: actúa como socio técnico y operativo, construyendo alianzas con líderes globales del sector, integrando capacidades, compartiendo conocimiento normativo y adaptando cada solución al contexto local e internacional. 

Con Optimum PG, brinda una solución integral que se adapta a distintas tecnologías de generación, garantizando interoperabilidad, escalabilidad y control eficiente en entornos complejos. Estas alianzas estratégicas han sido clave para desplegar la solución en múltiples mercados, integrándola en proyectos con distintas configuraciones técnicas y operativas. 

“En BLC Power Generation creemos que las alianzas son claves para escalar la transición energética de forma inteligente. Cuando unimos capacidades, tecnologías y visión, los resultados se multiplican. Nuestro enfoque es claro: acompañar a cada cliente con soluciones confiables, con soporte local y con la flexibilidad que requiere cada entorno operativo”, afirma Sebastián García, Gerente Comercial de BLC Power Generation. 

Pensamiento global, ejecución local 

Cada proyecto plantea desafíos únicos. Por eso, BLC Power Generation actúa como socio estratégico, aportando valor desde el diseño hasta la operación. Funciona como núcleo fundamental entre la escala global y la ejecución local, combinando conocimiento técnico, expertise normativo y presencial territorial para lograr resultados concretos y medibles desde el primer día. 

Su presencia consolidada en América Latina y en mercados internacionales emergentes reafirma una visión clara: estar donde la transición energética lo requiera, con tecnología confiable, experiencia en campo y compromiso real con cada cliente. 

La entrada BLC Power Generation escala globalmente con aliados estratégicos se publicó primero en Energía Estratégica.

—José Luis, ¿qué cambió este año con respecto al anterior para Axial?

—Bueno, realmente no hubo un cambio súper trascendental, precisamente porque lo que hemos seguido haciendo es crecer. Llevamos cuatro años con tasas de crecimiento de doble dígito alto y la verdad es que estamos muy contentos. Nuestro posicionamiento va mejorando año tras año, y la imagen de la compañía se consolida en todos los mercados donde estamos. Cada vez ocupamos una posición más privilegiada.

— ¿Cómo se explica ese crecimiento sostenido en un contexto adverso de precios en el mercado? 

—Mira, siento no poder darte una píldora mágica de “receta perfecta” que cualquiera pueda replicar. Pero te pongo un ejemplo que le doy a mi hijo, que tiene 10 años y juega al tenis: la victoria es una consecuencia, no una causa. Es el resultado de mucho esfuerzo, motivación, constancia. Así trabajamos en Axial desde que la fundé. Mantenemos una filosofía firme, respeto al producto, al mercado y al cliente.

Y ese trabajo, año tras año, genera que un día –sin darte cuenta exactamente cuándo– rompes el techo de cristal. A partir de ahí, el crecimiento se vuelve recurrente. Eso sí: no vemos el crecimiento como un fin en sí mismo. Somos muy prudentes, porque también hay muchos ejemplos de crecimiento desmesurado que termina en fracaso estrepitoso.

—Preguntando en términos futbolísticos… ¿Cuáles consideras que fueron tus “goles”? 

—Uno siempre tiene momentos clave que marcan el devenir de la compañía. Uno fue mantenernos fieles a nuestro producto original. Cuando el tracker apareció en el mercado, muchos dejaron de lado la estructura fija, como si fuera de tercera división. Nosotros no. Mantenemos una división que diseña y fabrica estructura fija.

— ¿Ganaron mercado con esa decisión?

Eso nos dio mucha fuerza en mercados como Reino Unido, Irlanda y Francia. Luego, por supuesto, llegó el momento, hace muchos años, de desarrollar nuestro propio tracker. Y dije: “Cuando Axial haga un tracker, será uno de los mejores del mercado”. Y así fue.

—¿A qué te refieres con esa filosofía de estructura fija aplicada al tracker?

—Cuando diseñamos nuestros primeros trackers, llevamos ese concepto de rigidez estructural al producto. En 2015 creamos un sistema de bloqueo: el blocking system. Lo presentamos en 2017 en Intersolar, Múnich. En ese momento, era incomprendido. Costaba mucho que un cliente pagara ese diferencial.

Pero los technical advisors empezaron a exigir rigidez. Y todos nuestros competidores comenzaron a bloquear sus trackers. Eso nos dio una ventaja de años. Hoy, lo que somos se construyó con fidelidad a nuestra identidad, seguridad en los productos y orientación total al cliente. Esos son los tres pilares que forjaron el Axial actual.

—¿Y ahora qué ves hacia adelante?

—Estamos viendo un regreso fuerte de la estructura fija gracias a la hibridación de proyectos, con incorporación de baterías. Esto permite gestionar mejor la energía, aunque aumenta los costos. Muchos desarrolladores ya están reincorporando estructura fija. Por eso fue acertado nunca dejarla de lado.

A futuro, veo el mercado muy enfocado en eficiencia, producción y sofisticación técnica. Ya no sirve lo rudimentario. La presión sobre los costes exige equipos confiables, seguros y eficientes. Y ahí los fabricantes tenemos que estar a la altura.

—¿Qué lugar ocupa la inteligencia artificial en esa eficiencia que buscas?

—Un lugar enorme. Estamos implementando IA sobre todo en lo que no se ve: procesos internos, gestión de proyectos, producción. También en el hardware de seguimiento, agregando valor al rendimiento. No es solo software, es integración real con los sistemas.

—¿Esa innovación en IA es una ventaja real o se va a nivelar con la competencia tarde o temprano?

—Buena pregunta. Innovar en este sector no garantiza que mantengas una posición única. Te puede pasar que un competidor saque algo y digas: “¡Pero si es igual al mío!”. Lo he vivido. Por ejemplo, con el 1V bifila. Nuestro diseño ya incluía dos coronas y la junta homocinética o cardan. Hoy, todos lo hacen igual. Tenes dos opciones: frustrarte o sentirte satisfecho de haber marcado el camino, yo elijo la segunda.

—Entonces, ¿conviene innovar? ¿o copiar bien y rápido?

—Creo que conviene innovar. Porque incluso cuando copias, vas a tener que pasar por un proceso de prueba y error. Y si no lo manejas bien, puedes poner al cliente en una situación complicada. Ahora, copiar algo menor, sin riesgo, lo hacemos todos. Pero tener un equipo de ingeniería inquieto y creativo, eso sí que agrega valor real.

—De todos los productos que lanzaron, ¿cuál fue el que más orgullo te dio?

—Sin dudas, nuestro Tracker 2V TT con transmisión de bloqueo multi-corona. Es una estrella mundial. Es confiable, reconocido, y siempre nos posiciona con ventaja en las competencias por proyectos.

—Hablando de proyectos, ¿nos podrías compartir algunos números del año que se va? Megavatios, proyectos…

—Prefiero no dar cifras exactas porque estamos cerrando el ejercicio, y no quiero decir algo que luego no coincida. Pero sí te puedo decir que, en los últimos cuatro años, cada año fue el mejor de nuestra historia. Y 2025 va a volver a serlo.

—¿Cómo lo lograron en un contexto difícil, siendo un fabricante español, con toda la presión del mercado chino, etc.?

—Usando una analogía futbolera: cuando el Madrid le gana 4-0 al Barcelona, no es solo porque el Madrid jugó perfecto, también porque el Barcelona falló. Nuestro éxito es una mezcla de muchas cosas bien hechas: producto sólido, prestigio, respuesta al cliente… pero también, quizás, algunos errores de los competidores.

—¿Qué analizas en el actual escenario incierto a la hora de pensar en nuevos productos? 

—Vemos hacia dónde va la energía: el rol del hidrógeno, el almacenamiento, la escala de los proyectos… Todo eso impacta. El proceso completo de diseño puede durar desde un año hasta más, depende de muchos factores. Validaciones, pruebas, tunel de viento, terceros independientes… no es rápido. Pero preferimos tardar y evitar errores graves.

—¿Y el tamaño de los proyectos? ¿Les cambió en algo?

—Sí, muchísimo. Un proyecto de 5 MW requiere la misma gestión que uno de 100. Y cuando tenes volumen alto, los recursos no son infinitos. Hay momentos en los que tienes que decir que no a ciertos proyectos pequeños porque no dan los tiempos ni el equipo. No es desprecio, es realismo operativo.

– Antes de cerrar, quisiera consultarte acerca de tu rol como CEO… 

—Cuando fundé la empresa, nunca había dirigido una. Soy licenciado en Derecho. Mis primeros años fueron en la abogacía. Pero siempre me enfoqué en las personas. Lo más importante en una empresa es comprometer al equipo con tu visión, tu locura.

– ¿Qué aprendiste en este tiempo?

Con el crecimiento, aprendí a delegar. A veces me cuesta identificar a los nuevos, somos 200 solo en la oficina de Valencia donde yo estoy. Por eso tienes que tener un equipo sólido. Mi rol ahora es mas estratégico. Vivo cinco años adelante. Y trato de acertar más veces de las que me equivoco.

—Por último, tengo entendido que has jugado al básquet… ¿Qué hay en común entre el José Luis jugador de baloncesto al de hoy CEO de Axial?

—Era el base que el entrenador quería en pista cuando el partido se complicaba. No era el más rápido, ni el mejor tirador, pero entendía los tiempos, sabía a quién dársela. 

– El jugador que juega ante la presión…

Me gustaban esos partidos donde no pasas de media cancha y aún así dominas el ritmo.

– ¿Hasta qué edad has jugado?

Jugué hasta los 18. El equipo de mi pueblo estaba en ACB. Me retiré antes de que me retiren, como dicen. Después fui presidente del club unos años. Hoy juego al tenis. Soy un loco del tenis también.

—¿Cómo se llama el club?

—Es el Llíria

La entrada “El deporte me enseñó a dirigir la compañía”. José Luis Fayos de AXIAL: sus “secretos” como CEO y el tracker que inspira al mercado se publicó primero en Energía Estratégica.

El panel de debate “Camino a FES Iberia: Perspectivas de inversión de las energías renovables”, parte del webinar “Estrategias para escalar y diversificar portafolios renovables y storage” organizado por Energía Estratégica, dejó una opinión conjunta sobre España. Tres ejecutivos líderes del sector solar coincidieron en un diagnóstico común: el país está ingresando en una nueva etapa donde la gestión del kWh será más estratégica que la cantidad de capacidad instalada.

“El siguiente quinquenio que arranca en 2026 será el quinquenio de la gestión del kWh”, definió Andrés Pinilla, BESS Sales Director EU & LATAM de Risen Energy. El ejecutivo sostuvo que ya no alcanza con producir energía renovable, sino que la clave estará en almacenarla y colocarla en el mercado en el momento en que tenga mayor valor.

A pesar del dinamismo que ha mostrado el país en el despliegue de renovables, los cuellos de botella en la red eléctrica se consolidan como la mayor barrera al crecimiento, tanto técnico como financiero. “Tenemos nodos saturados y más de 800 horas al año con precios cero o negativos”, alertó Pinilla.

Desde GameChange Solar, su Director General para Europa y Latinoamérica, Óscar Aira, coincidió: “Pasamos de una carrera por instalar megavatios a una fase donde buscamos ordenar y optimizar”. 

Aira destacó que los bajos precios de la energía, combinados con falta de previsibilidad regulatoria, “penalizan fuertemente la rentabilidad de los proyectos”, y generan fatiga inversora.

Por su parte, Luis Contreras, Managing Director de Yingli Solar para Europa y Latinoamérica, resumió la situación: “Venimos de un éxito absoluto en cuanto a participación renovable, pero ahora tenemos que enfrentar los retos de infraestructura, regulación y almacenamiento”.

Los tres ejecutivos fueron enfáticos en señalar que el capital está disponible, pero necesita visibilidad a largo plazo, reglas claras y una red robusta.

“Sin planificación de redes y sin señales regulatorias estables, no habrá inversión a futuro”, manifestó Aira. La falta de una interconexión efectiva con el resto de Europa convierte a España y Portugal en una “isla energética”, donde los excedentes no pueden exportarse ni gestionarse de manera flexible.

En ese sentido, todos coincidieron en que el desarrollo del almacenamiento es una necesidad estructural, no solo tecnológica. “El almacenamiento ofrecerá flexibilidad y robustez a la red, pero sólo será posible si hay reglas claras que realmente lo habiliten”, aseguró Contreras.

Consultados sobre el perfil de proyectos que marcarán el futuro inmediato, los tres panelistas coincidieron en que el mercado ya no premiará cantidad, sino calidad tecnológica y resiliencia económica.

“Los nuevos proyectos ya no serán solares o eólicos puros. Nacerán hibridados, con almacenamiento incorporado y con PPAs estructurados que protejan contra los precios negativos”, explicó Contreras.

Desde GameChange Solar, Aira aportó otra dimensión: “La confiabilidad tecnológica será clave. Hay que poder predecir la producción y el comportamiento de la planta a 30 o 40 años”. Para lograrlo, la estandarización logística y el diseño de algoritmos inteligentes serán herramientas indispensables.

En esa línea, desde Risen Energy advirtieron que el acceso a capital será más exigente, y que la bancabilidad dependerá de integrar tecnología probada, operadores expertos y optimizadores energéticos que maximicen el valor del kWh en tiempo real.

“La inteligencia artificial será central en esta etapa. No solo en O&M o predicción de precios, sino también para evitar fallos, optimizar ingresos y planificar en mercados secundarios”, destacó Pinilla.

Aira agregó que las empresas ya compiten en el desarrollo de algoritmos que no solo aumenten la producción, sino que generen datos confiables y decisiones automatizadas, tanto en seguimiento solar como en operación de trackers.

Contreras, por su parte, resaltó que la IA también está transformando la manufactura de módulos, con mayor trazabilidad, control de calidad y eficiencia logística, elementos clave para competir en utility-scale y también en el sector comercial-industrial.

Aunque los desafíos son grandes, los líderes del sector se mostraron optimistas respecto al potencial de España, especialmente si se consolidan reformas regulatorias, una planificación clara de redes, y si se avanza con el mercado de capacidad esperado para 2026.

“El mercado español puede parecer saturado, pero sigue siendo atractivo si se hacen bien las cosas: almacenamiento, PPAs innovadores e inteligencia artificial lo harán competitivo”, apuntó Pinilla.

Estrategias empresariales y objetivos hacia 2026

Yingli Solar apuesta por tecnología N-Type TOPCon, con módulos de alta eficiencia y bajo coeficiente térmico, diseñados para proyectos que integren hibridación y PPAs con flexibilidad. “Nos apoyamos en tres pilares: tecnología, servicio al cliente y robustez financiera”, enfatizó Contreras.

GameChange Solar trabaja en mejorar sus algoritmos de seguimiento solar y en reducir tiempos de construcción hasta un 30%, con estructuras premontadas y logística optimizada. “Nuestra empresa nació en Florida, con vientos de hasta 250 km/h. Robustez es nuestro ADN”, remarcó Aira.

Risen Energy combina su experiencia en módulos con el desarrollo de soluciones BESS tanto para C&I como para utility-scale. “La estrategia es integrar tecnología probada y nuevos modelos financieros adaptados al contexto español”, resumió Pinilla.

El análisis de este panel se enmarca en el camino hacia el Future Energy Summit (FES) Iberia, que se celebrará el próximo 12 de febrero en Madrid. Será la primera parada de la gira FES 2026, con nueve encuentros a lo largo de Iberoamérica, donde ejecutivos, inversores y autoridades debatirán sobre cómo escalar y diversificar portafolios renovables y de almacenamiento en un contexto desafiante, pero lleno de oportunidades.

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El Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) de Perú, en coordinación con diversas entidades públicas, destrabó la ejecución de nueve proyectos de energía renovable que suman una inversión total de USD 6020 millones, que fortalecerán la capacidad de generación eléctrica del país y contribuirán al dinamismo económico, destacó la ministra Denisse Miralles.

La titular del MEF explicó que, a través del Equipo Especializado de Seguimiento de la Inversión (EESI), se logró coadyuvar a la obtención de procedimientos clave para sacar adelante proyectos de centrales solares y eólicas, además de una planta de hidrógeno verde, ubicados en las regiones de Arequipa, Moquegua, Piura, Lambayeque e Ica.

En Arequipa se viene impulsando cuatro proyectos que representan una inversión conjunta de USD 3949 millones: la Central Solar Fotovoltaica (CSF) Illa, con USD 374 millones; la Central Solar (CS) Solimana, con USD 150 millones; la CSF Babilonia, con USD 147 millones; y la Planta de Hidrógeno Verde – Fase 1, cuyo monto asciende a USD 3278 millones.

Asimismo, en Moquegua se desarrollan dos proyectos de energía renovable por un total de USD 590 millones: la Central Solar Rutas del Sol, de USD 318 millones, y la CSF Hanaqpampa, de USD 272 millones. En Piura avanza el Parque Eólico Bayóvar, con una inversión de USD 1056 millones; en Lambayeque, la Central Eólica Mórrope, de USD 353 millones; y en Ica, el proyecto CSF Wayra, con USD 72 millones.

La ministra Miralles destacó que los proyectos de energía renovable, como las centrales solares, eólicas y fotovoltaicas, son esenciales para reducir la dependencia de combustibles fósiles, disminuir emisiones contaminantes y robustecer la seguridad energética del país. Agregó que estas inversiones impulsan el empleo, dinamizan la inversión privada y promueven un desarrollo sostenible, contribuyendo así a la transición hacia una matriz energética más limpia.

La ministra también informó que, a noviembre de 2025, el Equipo Especializado de Seguimiento de la Inversión logró facilitar la obtención de 134 permisos, autorizaciones y aprobaciones necesarias para destrabar proyectos de distintos sectores: minería (64), transportes (28), electricidad (25), hidrocarburos (5), salud (4), agricultura (2) y educación (1). Estos avances se relacionan principalmente con aspectos ambientales, autorizaciones de funcionamiento, permisos hídricos y concesiones definitivas.

La titular del MEF señaló que estos resultados contribuyen al aumento de la inversión privada, que en el tercer trimestre de 2025 creció 11,4 %, la tasa más alta desde 2021. Este desempeño —afirmó— refleja la confianza de los inversionistas en el país y en su política económica.

Añadió que las inversiones bajo la modalidad de Asociación Público–Privada (APP) continuarán fortaleciéndose, dado que existe una cartera de proyectos y adendas por cerca de USD 23 000 millones para el periodo diciembre 2025 – diciembre 2026. A este impulso contribuirá el reglamento de la nueva Ley de APP, que apunta a asegurar una ejecución adecuada de las inversiones, fortalecer la gobernanza de PROINVERSIÓN, reducir los plazos de elaboración de estudios técnicos y optimizar las fases de los procesos APP. También contribuirán las medidas que se plantean implementar en el marco de las facultades legislativas solicitadas al Congreso.

Finalmente, la ministra resaltó que la ejecución de la inversión pública alcanzó S/ 49 168 millones entre enero y noviembre de 2025, lo que representa un crecimiento de 5 % respecto al mismo periodo del año anterior.

“El escenario actual es favorable para una mayor inversión y, por tanto, para lograr nuestras metas de crecimiento, mayor recaudación, empleo y bienestar para los peruanos”, concluyó.

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Luis Biagini, Head of Sales Cono Sur de Sungrow, participó del mega encuentro Future Energy Summit Southern Cone (FES Chile) y confirmó el lanzamiento del PowerTitan 3 en Chile y destacó la expansión de la compañía en el país, donde ya acumula 4,8 GW operativos. Además, anticipó que en 2026 se acelerará la adopción de nuevas tecnologías como el gridforming y el hidrógeno verde.

La presentación oficial será el próximo 11 de diciembre, en un evento organizado por la empresa. Desde Sungrow aseguran que esta nueva solución será un hito en el mercado de almacenamiento energético a gran escala, ya que ofrece 6,9 MWh de capacidad por contenedor, integrando baterías e inversores en una misma unidad compacta.

Revive la entrevista completa con Luiz Biagini, Head of Sales Cono Sur de Sungrow, aquí: https://www.youtube.com/watch?v=vtxxrYrv6Kw

Cabe recordar que Chile se posiciona como un punto estratégico en la hoja de ruta regional de la compañía. Su marco normativo, la alta participación renovable y la necesidad de respaldo flexible convierten al país en una plataforma de despliegue de nuevas tecnologías. La empresa proyecta un crecimiento significativo de su capacidad instalada para 2026.

Sungrow opera en más de 70 países y destina más del 50% de su personal a investigación y desarrollo, lo que le permite anticipar tendencias y ofrecer soluciones alineadas con los desafíos actuales.

Uno de los desarrollos más destacados es su sistema de enfriamiento líquido compartido entre baterías e inversores, presente en los PowerTitan 2 y 3, que mejora la eficiencia térmica y reduce espacio operativo.

Más allá del hardware, la compañía apuesta fuerte por el desarrollo de gridforming, tecnología que permite a los inversores generar señales de frecuencia y voltaje, reforzando la estabilidad de la red en sistemas con alta penetración renovable. Esta funcionalidad se proyecta como una exigencia técnica en futuros proyectos, y Sungrow ya trabaja para incorporarla de manera estándar.

El hidrógeno verde también aparece en el horizonte. Si bien la empresa aún no ha comunicado avances formales, Biagini anticipó que habrá novedades durante la quinta edición del Future Energy Summit en 2026.

Otro de los ejes centrales de la estrategia de la firma es la bancabilidad de sus tecnologías.

“Es una compañía que tú puedes presentar en un proyecto a un banco y ese banco dice: ‘Maravilla, te puedo dar la plata que necesitas para que el proyecto salga’”, señaló Biagini.

La confianza de las entidades financieras en la trayectoria técnica y comercial de Sungrow facilita el cierre de acuerdos de inversión.

Con una oferta que integra sistemas de almacenamiento, electrónica de potencia, ingeniería y soporte financiero, Sungrow busca liderar el despliegue de BESS en el Cono Sur.

“Creemos que esta tecnología va a sorprender al mercado eléctrico, no solo en Chile, sino en toda la región”, concluyó.

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Genera 2025 ha representado un momento especial para Nextpower, ya que este ha sido el primer escenario en Europa donde la compañía ha presentado su nueva identidad corporativa. Este es un rebranding que refleja la evolución estratégica y el crecimiento que la compañía ha experimentado en los últimos años. Lo que comenzó como un proyecto pionero en seguimiento solar se ha transformado en una plataforma global de tecnologías energéticas integradas, diseñada para responder a las necesidades actuales y futuras del mercado.

“Nuestros clientes buscan soluciones integradas que sean coherentes, se instalen más rápido y ofrezcan un rendimiento superior y confiable durante toda su vida útil. En los últimos años hemos ampliado cuidadosamente nuestro portafolio para construir una plataforma tecnológica completa que aporta beneficios significativos en toda la cadena de valor de la energía solar», señaló Dan Shugar, Founder & CEO de Nextpower

Nextpower: una plataforma integrada, inteligente y escalable

Nextpower ofrece un ecosistema unificado de soluciones estructurales, eléctricas y digitales, diseñado para optimizar cada etapa del ciclo de vida de un proyecto solar a gran escala:

• Seguimiento solar avanzado para máxima fiabilidad operativa y mayor producción energética
• Soluciones digitales inteligentes, software y herramientas de monitorización para simplificar la operación y el mantenimiento
• Una cadena de suministro global sólida, orientada a reducir riesgos y acelerar los plazos de entrega
• Capacidades de fabricación y logística escalables, preparadas para proyectos de cualquier tamaño

Lo que viene: innovación continua y expansión tecnológica

Nextpower continúa ampliando su plataforma tecnológica. Entre las iniciativas más destacadas se encuentra la nueva línea de sistemas de conversión de energía (PCS) a escala utility, con los primeros envíos previstos para 2026, así como capacidades digitales y soluciones a nivel de sistema orientadas a maximizar la confiabilidad y el rendimiento a largo plazo.

Para explorar la nueva identidad, la visión estratégica y el portfolio completo de soluciones, visite el sitio web de Nextpower.

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La Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo Banco Mundial, anunció su primera inversión en hidrógeno verde a nivel mundial junto al Grupo Santander para desarrollar Kahirós, el primer proyecto de este tipo en Uruguay. Esta iniciativa creará empleos y posiciona el país como referente regional en soluciones energéticas limpias escalables.

En un contexto donde menos del 5% de los proyectos de hidrógeno verde anunciados a nivel mundial han alcanzado la etapa de inversión, este hito refleja el compromiso de IFC con sus clientes en la ampliación del acceso a fuentes diversas de energía y demuestra el potencial de soluciones sostenibles y escalables en mercados emergentes.

El proyecto contará con un préstamo verde de US$20 millones de IFC e integrará energía solar, producción de hidrógeno y transporte eléctrico en un solo sistema. La energía del sol se utilizará para producir hidrógeno verde, que abastecerá a una flota de seis camiones especialmente diseñados para transportar madera hacia Montes del Plata, una de las principales plantas de celulosa del país.

Eso permitirá reducir 870 toneladas de CO₂ al año -equivalente a retirar más de 300 autos de circulación- y sentar las bases de una nueva industria con potencial para generar más de 30.000 empleos directos hacia 2040.

“Uruguay ha logrado avances notables en la expansión de fuentes de energía renovable, y este proyecto representa un paso importante hacia la descarbonización de sectores difíciles de abatir, como el transporte”, afirmó Alfonso García Mora, vicepresidente de IFC para Europa, América Latina y el Caribe. “El Grupo Banco Mundial está comprometido a apoyar proyectos pioneros e innovadores que generen empleos de calidad y sirvan como modelos replicables en América Latina y más allá”.

“Desde Grupo Santander se impulsa Kahirós convencidos de su potencial transformador, y la incorporación de IFC confirma la solidez y proyección global de esta iniciativa. Esta alianza refleja una sinergia ejemplar entre instituciones comprometidas con liderar la transición energética y demostrar que desde Uruguay se puede marcar el rumbo hacia un futuro más sostenible”, señaló Gustavo Trelles, country head de Santander Uruguay.

Kahirós, un consorcio integrado por las empresas uruguayas Ventus, Fidocar y Fraylog, junto al Grupo Santander y con apoyo financiero del Renewable Energy Innovation Fund (REIF) de Naciones Unidas, comenzará a operar a fines del 2026. Siendo la primera solución integral de hidrógeno verde para el transporte de carga en Uruguay, marcará un hito en la reducción de emisiones en el sector logístico y forestal, y servirá como modelo para la expansión de estas tecnologías limpias en otros mercados.

«Es un orgullo poder ser partícipes de la innovación que se necesita para una transición energética sostenible. Como comentamos cuando se lanzó el proyecto, es otro aporte que esperamos sume al posicionamiento del Uruguay como un país estratégico para el desarrollo de esta nueva tecnología y muchas otras inversiones. Nuestro compromiso es que Kahirós sea un referente regional y mundial desde donde compartir aprendizajes y oportunidades”, comentó María José González, directora del Proyecto Kahirós.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile abrió las ofertas económicas de las seis empresas presentadas en la Licitación de Suministro Eléctrico 2025/01, cuyo objetivo es asignar 3360 GWh para abastecer el consumo de energía eléctrica de clientes regulados entre 2027 y 2030.

En total hubo 708 propuestas de precios, con ofertas económicas ofertadas que fluctúan entre USD 38 y USD 120 por MWh, a un precio promedio por oferente entre USD 60,9 a USD 81,2 por MWh, repartidos de la siguiente manera: 

• Guacolda Energía: 93 ofertas – USD 72,34 MWh de precio promedio; 
• Enel Generación: 384 propuestas – USD 74,59 MWh
• Evol Energy: 12 ofertas económicas – USD 67,57 MWh de promedio
• Grenergy: 27 ofertas – USD 61,58 MWh
• BTG Pactual: 72 propuestas – USD 63,88 MWh de valor medio
• Colbún: 120 ofertas económicas – USD 85,13 MWh

Cabe aclarar que la cantidad de ofertas económicas se debe a la segmentación de cuatro bloques zonales, que a su vez cada uno de ellos se subdivide en tres bloques horarios: el Bloque A cubre de 00:00 a 07:59 horas y de 23:00 a 23:59; el Bloque B, de 08:00 a 17:59; y el Bloque C, de 18:00 a 22:59. 

La particularidad es que la diferencia de precio de oferta entre regiones y bloques horarios fue relativamente pequeña. En las horas sin energía solar, el 70% de las ofertas superaron los US$71/MWh y el 92%, los US$61/MWh. En el bloque solar, el 66% de las ofertas superaron los US$68/MWh y el 90%, los US$58/MWh, a pesar del claro exceso de oferta de capacidad solar fotovoltaica en ese horario, según datos del sector. 

Adicionalmente, el precio de reserva – o valor máximo – fijado por la Comisión Nacional de Energía (CNE), se situó entre USD 80 – 95 por MWh, según el bloque de suministro y la respectiva segmentación zonal y horaria. Por lo que algunas de las todas las ofertas económicas exceden el precio de reserva o valor máximo fijado por la Comisión Nacional de Energía (CNE).

Esto significa que los precios se mantuvieron en un rango más amplio con respecto a lo visto en la licitación de suministro 2023/01, ya que el precio promedio ponderado de la oferta se situó en US$72/MWh, frente a los US$62,2/MWh observados en la subasta de 2023 (adjudicada en 2024).

Aunque desde el sector eléctrico chileno ya vaticinaron que la vigente convocatoria estaría marcada por condiciones actuales que reducen el espacio para maniobras arriesgadas, incluyendo excedentes energéticos y un entorno regulatorio aún incierto. 

Pero a la vez, este llamado licitatorio resultará una señal concreta para medir el interés del mercado y tener parámetros sobre proyectos y precios, en este caso, para el suministro eléctrico a corto plazo en el país.. 

Y si bien la principal proyección apunta a favor de Enel por la cantidad y competitividad de sus ofertas, la/s empresa/s ganadora/s recién se revelarán a lo largo de la corriente semana, ya que el proceso continuará este mismo martes 9 de diciembre con la comunicación formal de adjudicación en primera o segunda etapa, aunque el acto público está previsto para el jueves 11/12. 

Pero en caso de necesitar una segunda etapa de subasta para lograr la adjudicación del total del suministro licitado, se realizará ese mismo día 11 de diciembre y la adjudicación será el 12/12, conforme al cronograma establecido en las bases de licitación.

A continuación, el detalle de las 708 ofertas económicas:

Listado ofertas económicas – Licitación de suministro Chile – Hoja 1

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— Marco,  para comenzar…¿qué está presentando hoy Solís?

— Hoy, aquí en Santiago de Chile, estamos presentando las nuevas soluciones All-in-One, con nuestros nuevos inversores híbridos, en una solución que es el Prime Power, que va a ser de 50 kW de potencia del inversor en un gabinete con hasta 109 kWh de storage, que se pueden poner en paralelo hasta 10, y cada uno con hasta seis cadenas de baterías. 

–  ¿Y la otra tecnología que podemos ver?

Es el hermano mayor, que es el Evercore, que va a tener el inversor de 125 kW híbrido, actualmente el más grande del mundo en el mercado, con hasta 261 kWh de storage, otra vez por 10 en paralelo. Entonces estamos hablando de más de 15 MWh potencialmente.

— ¿Por qué se embarcaron en esta línea de innovación?

— En Solis somos pioneros de los inversores híbridos. Tenemos más de 1.000 ingenieros en investigación y desarrollo. Nuestro fundador y actual CEO es uno de los mayores expertos en inversores a nivel mundial. El mercado está cambiando: el on grid ya queda obsoleto. Las condiciones económicas, tarifas y consumos demandan soluciones con baterías. Por eso lanzamos esta nueva línea Solarator, que integra inversores solares con generadores auxiliares.

— Se te nota muy entusiasmado..

— Siempre fui una persona que cuando se pone un objetivo se pone la camiseta. Como ingeniero y ex EPCista, usé equipos Solis sin imaginar que algún día trabajaría con ellos. Hoy, desde lo comercial, mi formación me permite ver el potencial. Pero también creo que todos tenemos un deber en reducir nuestra huella de carbono. Poder aportar, aunque sea una gota, es algo que me impulsa.

— Tenés un discurso con mucha influencia del deporte. ¿Qué lugar ocupa en tu vida?

— Desde los seis años jugué voleibol profesional durante más de 25 años. Para mí es el deporte más desafiante mental y colectivamente. En volleyball sos un “All-in-One” con tu equipo. 

-¿En qué sentido?

Todo depende del otro. No hay contacto físico, así que no hay desahogo. La única forma de “venganza” es técnica. Hay que esperar la próxima bola y superarlo con inteligencia. He visto físicos impresionantes perderse en partidos por falta de concentración o capacidad mental.

— ¿Qué quedó del Ricci jugador al líder de ventas de hoy?

— La determinación de ganar. Pero sobre todo, sacar lo mejor de cada uno. En volleyball no podés ganar solo. Si no hay equipo, no hay victoria. He visto equipos en papel más débiles que ganan por espíritu. Esa empatía, ese ir más allá del obstáculo, es lo que intento replicar.

— ¿Y esa empatía cómo se lleva a los clientes?

— En México somos líderes hace años, aunque no es un mercado de mi responsabilidad directa. Pero en el resto de Latinoamérica, empezamos en 2021 con un evento en Colombia, donde nadie conocía la marca. De ahí fue sembrar: alianzas, exposiciones, visitas, construcción de marca. 

-¿Valió la pena?

Hoy somos top 3 en Colombia, número uno en DG en Chile, y estamos muy fuertes en muchos países de la región. Fue un camino intenso, desafiante y de mucho orgullo.

— ¿Cuántos viajes hacés al año?

— Los últimos tres años hice más de 80 vuelos por año. Este año, por primera vez, pasé más de dos semanas seguidas en casa. Antes, volvía y a los pocos días salía de nuevo. 

-Más comprometido de lo que decías…

Era necesario para posicionar la marca, conocer los mercados y hacer presencia.

-¿Y ahora? ¿Qué partido se abre con el almacenamiento?

Cubrimos desde lo residencial, que ya dominamos, hasta comercio e industria: centros comerciales, hospitales, hoteles, donde garantizamos continuidad energética. Nuestros equipos tienen menos de 10 milisegundos de tiempo de respuesta para integrar baterías y generadores, incluso un sistema solar antiguo puede actuar como generador auxiliar.

— ¿Qué particularidad tiene la potencia de lo que hoy están lanzando?

— El 125 kW, y toda su gama, puede recibir el doble de potencia fotovoltaica. Es decir, al de 125 le podés instalar 250 kW de paneles. La mitad carga batería, la otra se usa para las cargas. Eso es clave. Además, la inteligencia que tiene para hacer peak shaving o load shifting, aprovechando la tarifa más barata de la red y usando batería o generador cuando es más caro.

— Dices que es realmente el más potente del mercado…¿Por qué?

— Porque desarrollamos tecnología. Solis es el tercer mayor fabricante mundial en gigavatios exportados. Tenemos la fábrica más grande del mundo, con más de 80 GW de capacidad anual. En nuestros 20 años de historia, exportamos poco más de 130 GW, y hoy podemos fabricar eso en solo un año. Eso refleja la escala que alcanzamos.

— ¿Cómo cambia su perfil de clientes esta nueva solución?

— Se abre una gran oportunidad para sectores antes inalcanzables. El EPC o desarrollador ahora tiene una herramienta que antes no existía. Yo, como ex EPCista, cuando vi el producto se me iluminó el camino. Antes, la única solución para grandes consumidores era on grid. En casos ideales, como un banco que opera de 8 a 17, coincidía con la curva de generación. Pero en industrias con consumos variables, o países como Costa Rica donde cobran picos por los máximos 15 minutos del mes, esta solución cambia todo. Mejora la calidad del suministro y da continuidad, clave en sectores críticos como hospitales o fábricas como la del vidrio, donde un corte de segundos puede arruinar todo el lote deproducción.

— ¿Ya lo están presentando con clientes?

— Sí. Chile es uno de los países pioneros en la región. Ya tenemos equipos instalados y vienen más. Gracias a nuestros distribuidores, hay mucho interés. Es una solución innovadora que abre un nuevo espectro de mercado para nosotros y nuestros clientes.

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En el marco de Genera 2025, SolaX Power llegó con una propuesta clara: avanzar en almacenamiento y cargadores rápidos en un mercado que todavía busca su punto de equilibrio. En conversación con Energía Estratégica, Rodrigo Ruiz Campo, Country Manager para España y Portugal de la firma china, compartió su visión sobre lo que viene para Iberia.

—Rodrigo, está finalizando el año… ¿cómo evalúa el 2025 para SolaX en los mercados de España y Portugal?

Ha sido un año bueno. No hablamos de un crecimiento exponencial respecto al 2024, pero sí logramos algo clave: entramos con fuerza en segmentos que antes no trabajábamos, como industrial y utility. En cambio, el residencial se estancó un poco para nosotros, sólo hemos crecido en el número de baterías.

—¿Esa diversificación también cambió el reparto de negocio en la región?

Sin duda. Hasta hace poco, el 90% de nuestras ventas eran residenciales y solo un 10% correspondía al comercial-industrial. Hoy estamos en un 75%-25%, y esperamos que en dos años sea justo al revés. En otros mercados, como Países Bajos o Reino Unido, ese cambio ya ocurrió. En España estamos caminando hacia eso, con proyectos grandes ya en marcha.

—El almacenamiento fue uno de los grandes protagonistas de la feria. ¿Cómo ve actualmente ese mercado?
La promesa del almacenamiento no es nueva. La tecnología lleva tiempo desarrollada. Lo que faltaba era rentabilidad. Eso es lo que empieza a aparecer este año. En algunos mercados, como Chile o Países Bajos, ya es viable. En España aún depende demasiado de la aplicación concreta.

—¿Cuál considera que es el principal obstáculo para su despegue en el país?

El problema no es técnico. Es que los costes de la energía siguen bajos, la regulación no acompaña, y la incertidumbre política tampoco ayuda. Y aunque muchos pensaban que 2024 sería el año del almacenamiento… no lo fue. 2025 tampoco. Pero 2026 no va a tener más remedio que serlo.

—¿No hay más remedio? Suena rotundo…
Claro. Porque hay plantas que ya no son rentables y que necesitan ser hibridadas sí o sí. Y acá los subsidios no son el motor, sino un freno. Todos esos proyectos que saben que no pueden entrar en el subsidio van a ser los que empujen que la tecnología se empiece a implementar. No se trata de ayudas. De hecho, el subsidio muchas veces retrasa la toma de decisión. Lo que necesitamos es que el mercado se active por sí mismo, porque las plantas necesitan ser hibridadas sí o sí. Eso debería haber pasado el año pasado.

—¿Qué volumen de almacenamiento debería desplegar España hoy?

Si tomamos como referencia los planes del Gobierno, como el PNIEC, deberían instalarse entre 1 y 2 GW por año. Pero para eso necesitás seguridad jurídica, política y financiera, y eso hoy nadie lo encuentra. Las incertidumbres políticas, los conflictos bélicos y ciertos presidentes que manipulan el status quo no ayudan a dar esa tranquilidad para hacer una gran inversión.

—¿Entonces el país no va a cumplir esos objetivos?

No. Vamos por booms. En vez de hacer 1 o 2 GW por año, habrá un año con 5 de golpe

-¿Cuándo será ese boom? 

Yo creo que en 2027. Pero 2026 será el primer año en que el volumen sea realmente significativo.

—En ese contexto, ¿cómo está impactando la competencia en precios dentro del mercado de almacenamiento?

Siempre hay un riesgo cuando la regulación es incierta. Algunos jugadores van a pérdida para penetrar en el mercado. Nosotros no vamos por ese camino. Apostamos por estabilidad y servicio. Dependemos demasiado del litio para ciertas aplicaciones. Desde junio hasta ahora, el coste del litio en bruto subió un 9%, y ese coste se traslada a las celdas. Muchos lo absorben para mantener rentabilidad, pero eso pone en riesgo la calidad. Nosotros no vamos a bajar calidad para competir en precios.

—En términos operativos, ¿cuánto tarda en cerrarse un proyecto de storage?
Depende del cliente. En comercial-industrial, hemos tenido proyectos que tardaron 18 meses. Otros, que ya venían analizando desde el blackout, se cerraron en 6. Menos de 4 meses es muy difícil. En utility, el mínimo son dos años, desde que se evalúa la tecnología hasta que se pone en marcha.

—Además del storage, también están apostando por los cargadores rápidos. ¿Cómo se integra eso en su portafolio? 

Es parte de nuestra solución integral. Empezamos a trabajar con cargadores rápidos desde marzo. A nivel de nuestras cabinas de almacenamiento industrial, vimos que es una forma eficiente y barata de gestionar picos de demanda y repotenciar nodos de la red, sobre todo en países que están electrificando el transporte. Funcionan junto con nuestras cabinas de almacenamiento industrial. La lógica es simple: cargamos de noche y entregamos con más potencia durante el día, sin subir la contratación. Así, el coche se carga más rápido sin reforzar la red.

—¿Y con qué tipo de clientes trabajan esa solución?
Con dos perfiles: integradores, a quienes les damos el paquete completo (almacenamiento, fotovoltaica, cargador); y también con operadores de puntos de carga (CPOs). Pero los CPOs, en general, buscan una solución ya integrada, lista para instalar. Por eso nuestra estrategia es ir con el integrador.

—¿Qué objetivo se proponen en Iberia para 2026?
Tenemos proyectos que ya están bastante calientes. Si todo va bien, podríamos entregar hasta 150 MWh de almacenamiento el año que viene. Pero un escenario más realista sería 50 MWh. No por capacidad—producimos 150 MWh al mes—sino porque los plazos de maduración en Iberia son más lentos.

—Más allá del negocio, ¿qué metas personales se propone en este ciclo dentro de Solax?

Estoy contento de estar en SolaX. Llevo más de 20 años en el sector de las renovables, y este año y medio en la compañía fue donde más a gusto me sentí. No solo por la calidad del producto, sino por el equipo humano y la libertad que tengo para llevar nuestros mensajes al mercado.

—¿Qué mensaje desea dejar al sector desde su posición en la empresa?

Desarrollamos los “poderes de SolaX”: calidad, flexibilidad, rentabilidad, robustez y fiabilidad. Y todo eso lo ponemos al servicio de nuestros clientes para ayudarlos a vencer los problemas que enfrentan hoy: enemigos como Lady Contamina, Don Apagón o Señora Factura. Esa es nuestra misión, y la de Super SolaX.

SolaX Power aterriza con fuerza en los grandes segmentos de almacenamiento, adaptando su oferta a una nueva etapa del mercado ibérico. Mientras los subsidios generan incertidumbre, la estrategia pasa por anticiparse a una explosión inevitable del almacenamiento, que según la empresa, se concretará entre 2026 y 2027.

La entrada Rodrigo Ruiz Campo, de SolaX Power: “Los proyectos sin subsidio serán los que hibridarán y empujarán el almacenamiento en España” se publicó primero en Energía Estratégica.

Energía Estratégica realizará un encuentro virtual mañana, en donde se analizará cómo integrar ERNC, sistemas BESS, digitalización e innovaciones tecnologías para fortalecer la competitividad de los proyectos en Hispanoamérica de cara al 2026.

El mercado energético de América Latina se encuentra en una fase de evolución estratégica. Las empresas del sector enfrentan el reto de escalar proyectos, diversificar tecnologías y asegurar rentabilidad en un entorno caracterizado por nuevas regulaciones, alta competencia y aceleración tecnológica. En este contexto, adquirir visión de largo plazo e identificar oportunidades de integración se vuelve clave.

REGISTRO GRATUITO

El evento gratuito «Estrategias para escalar y diversificar portafolios renovables y storage» se desarrollará en formato virtual y será impulsado por Energía Estratégica. Reunirá a tecnólogos, desarrolladores, generadoras renovables y EPCistas del sector con alcance internacional.

A partir de las 11 h Argentina – Uruguay – Chile – Brasil | 9 h Colombia – Perú – Panamá | 8 h México – Guatemala | 15 h España, referentes de alto nivel analizarán cómo pasar del desarrollo de proyectos individuales a portafolios consolidados, integrando el almacenamiento y la digitalización como vectores clave de valor.

El encuentro virtual comenzará con un panel de debate denominado “Del panel al portafolio: inversión, tecnología y ejecución en el nuevo ciclo renovable”, que pondrá el foco en la transición que vive el sector: del desarrollo de proyectos aislados a la estructuración de portafolios diversificados y financieramente viables. Participarán Jorge Ospina, Service and Product Manager Colombia de Solis; Claudio Loureiro, Country Manager Brasil & Argentina de GCL SI; y un representante de Negratín, compañía especializada en ingeniería y ejecución de proyectos energéticos.

En un entorno de transformación regulatoria y competitividad creciente, se vuelve crucial entender cómo articular inversión, tecnología y ejecución eficiente en esta nueva fase del mercado.

Empresas y players de referencia del ecosistema renovable compartirán visiones estratégicas y casos concretos sobre cómo optimizar CAPEX y OPEX, acelerar tiempos de desarrollo y garantizar retornos sostenibles en portfolios multi-tecnología. Por lo que la ejecución integrada y la estandarización de procesos serán temas centrales en este panel.

REGISTRO GRATUITO

También se llevará a cabo un keynote destacado junto a SolaX Power, compañía que acelera su expansión en Latinoamérica y que se prepara para materializar sus primeros proyectos en generación centralizada o centrales híbridas (generación + almacenamiento) en los próximos años, con iniciativas iniciales de 10 a 20 MW.

REGISTRO GRATUITO

Mientras que el último “Camino a FES Iberia: Perspectivas de inversión de las energías renovables”, se presenta como una antesala estratégica para el encuentro Future Energy Summit (FES) Iberia, que se celebrará el próximo 12 de febrero en Madrid, España, y que marcará el inicio de la gira 2026 de FES, con presencia confirmada en nueve destinos estratégicos a lo largo del próximo año. El debate contará con la participación de Luis Contreras, Managing Director de Yingli Solar; Andrés Pinilla, BESS Sales Director EU & LATAM de Risen Energy; y Óscar Aira, Managing Director – Europe & Latin America de GameChange Solar.

Durante el debate se abordarán perspectivas de inversión renovable en un escenario de expansión internacional, con foco en las sinergias entre América Latina y Europa. Además, se analizarán flujos de capital, condiciones regulatorias y novedosas iniciativas que se preparan y que podrían potenciar nuevos portafolios renovables y de storage.

Esta iniciativa reafirma el propósito de Energía Estratégica y Future Energy Summit de fortalecer el diálogo regional, promover la innovación tecnológica y generar espacios de articulación público-privada en torno a los desafíos y oportunidades de la transición energética.

Y con la participación de las empresas más relevantes del sector, autoridades y referentes técnicos, este encuentro se posiciona como un encuentro virtual crucial para Hispanoamérica, orientado al análisis estratégico del mercado renovable y la construcción de agendas de inversión hacia el corto, mediano y largo plazo.

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La entrada ¡Es mañana! EPCistas, fabricantes y generadoras revelan cómo escalar renovables y storage en Iberoamérica se publicó primero en Energía Estratégica.

Panamá reactivará su planificación estatal del sistema eléctrico con un nuevo plan energético a largo plazo, que comenzará a ejecutarse en 2026 e incluirá el lanzamiento de licitaciones para proyectos de generación renovable. La Secretaría Nacional de Energía confirmó en un diálogo exclusivo con Energía Estratégica que ese año entrará en vigencia el Plan Energético Nacional 2025–2050, que marcará una nueva etapa de previsibilidad y coordinación para el sector.

El plan restituye la planificación como función esencial del Estado, con enfoque técnico y participativo. Incluirá criterios territoriales, sociales y ambientales, e integrará las acciones de distintas entidades bajo un marco coherente. Con esto, el Gobierno busca alinear decisiones, dar señales claras al mercado e incentivar inversiones en energías limpias.

El proceso estará acompañado por un Plan de Licitaciones a cuatro años, que iniciará con proyectos hidroeléctricos y eólicos. Posteriormente, se sumarán nuevas tecnologías y procesos de reconversión de plantas térmicas hacia combustibles menos contaminantes, como parte de la estrategia para fortalecer una matriz energética diversificada, estable y menos dependiente de fuentes fósiles.

“La primera licitación –hidroeléctrica y eólica– se complementará con futuros procesos que incluirán todas las fuentes”, explicaron desde la Secretaría.

En paralelo a la planificación de largo plazo, el país avanza en tres ejes estratégicos: mejoras al servicio eléctrico, acceso universal y reducción de emisiones.

Por un lado, se impulsará una modernización del marco regulatorio, centrada en la calidad del servicio y en la protección de los usuarios. El Ejecutivo prevé llevar estos temas a debate en la Asamblea Nacional con el objetivo de actualizar los estándares técnicos y dar respuesta a las demandas ciudadanas.

Además, se implementarán nuevos esquemas de cobertura para llegar a los 58.000 hogares que aún no tienen acceso estable a la electricidad. Esta expansión requerirá ajustes normativos, tanto en las obligaciones de servicio como en los modelos operativos que se aplican en zonas de difícil cobertura.

Desde el punto de vista climático, Panamá prepara su posición técnica de cara a la COP30, que se celebrará en Brasil. La Secretaría de Energía será la encargada de aportar los contenidos del sector eléctrico al Ministerio de Ambiente, que liderará la representación nacional.

Las principales acciones incluyen el impulso a la generación distribuida, la electrificación rural mediante tecnologías limpias y el avance en movilidad eléctrica, con incorporación de buses y expansión de infraestructura de carga. Estos proyectos se diseñan con soporte técnico estatal para asegurar una integración eficiente con las redes existentes.

También se trabaja en la eficiencia energética, mediante la actualización de normas, sistemas de etiquetado y mejoras en edificios públicos. Esta línea de acción se enfoca en reducir el consumo en sectores de alto impacto y es parte de una estrategia integral de reducción de emisiones.

Por último, el país consolida su sistema de datos energéticos abiertos a través de SiePanamá, que permitirá mejorar los inventarios de emisiones, aumentar la transparencia institucional y fortalecer las capacidades de planificación climática.

“Se consolida el uso de información energética abierta, herramienta para mejorar inventarios de emisiones, transparencia y capacidad de planificación climática”, concluyeron desde la Secretaría.

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Latinoamérica se encamina a una transformación profunda en el mercado de almacenamiento energético. Según estima Gonzalo Feito, director de la región andina de Sungrow, la región alcanzará los 20 GWh de sistemas BESS instalados para fines de 2026, consolidando un cambio estructural en la transición energética.

“Sí que se puede llegar al año que viene, a finales de 2026, a un total de 20 gigavatios hora en el mercado latinoamericano en almacenamiento”, aseguró Feito en el marco de la entrevista Ciclo Leaders organizada por Strategic Energy Corp. Esta previsión se basa en contratos firmados, nuevos proyectos en desarrollo y una creciente necesidad de estabilidad de red en los países de la región.

El crecimiento de los sistemas de almacenamiento no solo responde al avance del sector solar, sino a una necesidad estructural del sistema energético regional. “El almacenamiento está entrando por necesidad. Se ha demostrado que es la solución para dar estabilidad a la red”, subrayó el director regional de la empresa.

No obstante, la expansión del almacenamiento conlleva desafíos propios, en especial a nivel logístico. La entrega y puesta en funcionamiento de los equipos debe hacerse en tiempos controlados para preservar la vida útil de las baterías, lo que implica una logística milimétrica desde la fábrica hasta el punto de instalación final.

“Estamos hablando de contenedores de muchísimo peso, con altísima densidad. Los desafíos vienen más por el lado de la logística”, advirtió Feito.

En geografías complejas como las regiones montañosas de Colombia, el transporte y despliegue de equipos requiere una planificación minuciosa. “Desde el momento de la salida de fábrica hasta la llegada a sitio, hay que estar seguros de que esté conectado en un periodo de tiempo con el fin de no afectar la vida útil de las baterías”, precisó.

Sungrow, fabricante global de inversores solares y soluciones de almacenamiento, inició operaciones en Latinoamérica entre fines de 2017 y comienzos de 2018, con foco en Brasil y Chile. Desde entonces, ha acumulado 25 GW solares instalados en la región, de los cuales 8,5 GW se concentran en la Latinoamérica hispanohablante, y más de 10 GWh-hora en contratos firmados de almacenamiento.

La estrategia regional de la compañía se sustenta en una visión localizada, basada en equipos técnicos propios en cada país, adaptados a las necesidades específicas de cada mercado. “Contratamos personal local para que el cliente y los socios se sintieran cerca del fabricante”, sostuvo Feito, al explicar una de las claves del crecimiento.

De cara a los próximos años, Sungrow prioriza una expansión progresiva hacia nuevos mercados estratégicos. En este sentido, la empresa identificó cinco focos prioritarios: Chile, Argentina, Perú, Centroamérica y México. “Centroamérica se está posicionando muy fuerte en solar y almacenamiento. México, después de este largo parón, va a tener muchísimo potencial”, indicó  el ejecutivo.

Para 2025, Perú ya concentra 850 MW solares comprometidos para suministro, mientras que la empresa planea incrementar sus operaciones en México y en República Dominicana, en sintonía con su estrategia de expansión regional. El crecimiento en estos mercados responde a señales regulatorias favorables y a un entorno cada vez más exigente en materia de confiabilidad eléctrica.

“Vamos a seguir incrementando nuestro equipo local, atendiendo de manera localizada. Nos adaptamos a las necesidades de los clientes”, explicó Feito, y subrayó que esta cercanía ha sido clave para consolidar la relación comercial con desarrolladores y utilities en la región.

A la par del despliegue físico de las tecnologías, Sungrow participa activamente en el diseño regulatorio del sector BESS, colaborando con autoridades y organismos técnicos en distintos países. “Estamos ayudando como tecnólogos a redactar las regulaciones con los diferentes países”, afirmó.

“Estamos tratando de formar parte de este conglomerado de organizaciones que tienen que aprender en conjunto cómo podemos aportar, cómo podemos ayudar, cómo podemos regular todo lo relacionado con el código de red”, agregó Feito, quien destacó que aún se trata de una tecnología joven que requiere aprendizaje colectivo.

Desde el punto de vista tecnológico, la innovación es uno de los pilares de Sungrow, con el 40% de su personal abocado a I+D y más de 2.600 patentes acumuladas. En inversores, la compañía mantiene una oferta completa tanto en sistemas string como centrales. La tendencia se orienta hacia unidades de mayor potencia unitaria y diseños modulares, con el objetivo de optimizar costos y eficiencia operativa.

En el segmento BESS, Sungrow lanzó el PowerTitan 3, una solución de 6,9 MWh en un contenedor de 20 pies, diseñada para maximizar la densidad energética y reducir el espacio requerido en sitio.

“La tendencia del mercado es incrementar la densidad para optimizar económicamente los parques y el footprint de las plantas”, explicó Feito.

De cara a 2030, la estrategia de Sungrow se mantendrá enfocada en crecimiento regional, innovación continua y cercanía con el cliente. “Vamos a seguir funcionando bajo la misma estrategia: gente local, creciendo localmente, estando de la mano con los clientes desde el primer día del diseño hasta el último día de la vida útil de las máquinas”, resumió el ejecutivo.

La entrevista se desarrolló en el marco del ciclo Leaders, organizado por Strategic Energy Corp. Allí, Gonzalo Feito extendió una invitación al sector renovable latinoamericano para participar del Sungrow LATAM Summit 2025, que se celebrará el 11 de diciembre en Chile. El encuentro reunirá a los principales actores de la industria energética para debatir sobre innovación tecnológica, transición energética y nuevos desafíos del almacenamiento en la región.

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Zelestra, una empresa global de energía renovable, multitecnológica y orientada al cliente, ha firmado un acuerdo para la venta de su plataforma de América Latina a Promigas, un gran holding multienergía con sede en Colombia, enfocado en el gas natural y las energías renovables en América Latina, para impulsar un futuro sostenible en la región.

El negocio de Zelestra en América Latina consiste en una cartera total de más de 2,1 GW de capacidad solar y de almacenamiento de energía en baterías, con 19 proyectos en desarrollo avanzado ubicados en Colombia, Perú y Chile, y con 1,4 GW contratados con clientes.

Leo Moreno, CEO de Zelestra, afirmó: “Este acuerdo representa un paso fundamental para completar la transformación de Zelestra en un líder multitecnológico y centrado en el cliente, con un enfoque estratégico principalmente en Europa y Estados Unidos. Estamos muy orgullosos del impacto que ha tenido Zelestra en América Latina a lo largo de los años y tenemos plena confianza en que el equipo seguirá generando un profundo impacto en los próximos años bajo su nueva titularidad”.

Juan Manuel Rojas, presidente de Promigas, declaró que: “Esta adquisición representa un avance significativo para alcanzar los objetivos establecidos en nuestra estrategia ‘Nuestra Energía 2040’, que impulsa la expansión de nuestro portfolio de soluciones energéticas, el crecimiento de los negocios no regulados y la expansión hacia nuevas geografías. También refleja el compromiso de Promigas con el futuro energético del país y de la región, mediante el desarrollo de proyectos de energías renovables que contribuyen a la competitividad, sostenibilidad y eficiencia operativa”.

La plataforma de Zelestra en América Latina es pionera en energía limpia en la región, con más de 15 años de experiencia en el desarrollo, construcción y operación de proyectos renovables, respaldada por un equipo de más de 130 profesionales altamente capacitados.

El cierre de la transacción está sujeto a la finalización de los procedimientos requeridos ante las autoridades de competencia de Colombia y Perú, así como al cumplimiento de las condiciones precedentes habituales para este tipo de operaciones, las cuales se espera que se completen en los próximos meses.

Sobre Zelestra

Zelestra es una empresa verticalmente integrada que se especializa en el desarrollo, comercialización, construcción y operación de proyectos de energía renovable a gran escala. Recientemente fue clasificada entre los 10 mayores vendedores de energía limpia a clientes corporativos a nivel global por Bloomberg New Energy Finance (BNEF). El grupo cuenta con el respaldo de EQT, uno de los fondos más grandes del mundo, con más de 266.000 millones de euros en activos bajo gestión.

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La vicepresidenta de la República Dominicana, Raquel Peña, ha inaugurado hoy el mayor complejo fotovoltaico de Centroamérica y el Caribe, Cotoperí Solar (162,6MWp), en Guaymate (La Romana). 

Han participado en el acto el ministro de Energía y Minas de República Dominicana, Joel Santos, el presidente y CEO de ACCIONA, Jose Manuel Entrecanales, el presidente ejecutivo de JMMB República Dominicana, Juan José Melo, y el CEO de Grupo Pais, Juan Carlos País. Formado por tres plantas solares, Cotoperí Solar generará anualmente 286GWh de energía limpia y evitará la emisión de más de 210.000 toneladas de CO2, equivalente a plantar más de 5,5 millones de árboles. ACCIONA Energía, con un 51%, es el accionista mayoritario del proyecto. 

El 49% restante lo ostenta Cotosolar Holding, que incluye al JMMB Fondo de Energía Sostenible (FES), administrado por JMMB Funds, a Grupo Pais y a otros inversionistas minoritarios. El proyecto ha tenido un impacto significativo en la economía y el empleo de la zona, con la contratación de más de 600 personas de forma directa e indirecta durante su construcción. Además, Cotoperí Solar ha impulsado un conjunto de iniciativas sociales para fomentar el desarrollo local y mejorar la calidad de vida de las comunidades cercanas al complejo fotovoltaico, de las que ya se han beneficiado más de 3.500 personas. 

Entre ellas destacan la creación de una bolsa de empleo que prioriza la contratación de mano de obra local, programas de formación en oficios y emprendimiento, y campañas de educación vial para trabajadores y habitantes de la zona. Junto a la organización dominicana Centro Arcoíris y la fundación acciona.org, el proyecto Cotoperí Solar está impulsando mejoras en el acceso al agua y saneamiento en los barrios Bella Vista y Villa Penca, en el municipio de Bajos de Haina, que beneficiará a más de 4.500 personas Cotoperí Solar es el segundo proyecto fotovoltaico que ACCIONA Energía completa en República Dominicana, tras la puesta en marcha de Calabaza I (58MWp) en 2023. 

La compañía también está construyendo la planta solar Pedro Corto (82,69MWp), en colaboración con Grupo Pais, fortaleciendo su cartera de proyectos renovables en el país. Por su parte, Grupo País y JMMB Fondo de Energía Sostenible (FES) mantienen inversiones en proyectos de generación renovable en República Dominicana que, en conjunto, superan los 710MWp de capacidad instalada, consolidando su posición como actores clave en la transición energética nacional. 

La participación de JMMB FES en este proyecto refleja el compromiso de sus inversionistas institucionales de garantizar que los ahorros de los trabajadores dominicanos sean invertidos en proyectos que promueven la energía sostenible y la eficiencia energética. En el ámbito de las infraestructuras, ACCIONA construye actualmente el acueducto oriental de Santo Domingo, que mejorará el abastecimiento de agua para 850.000 personas, y la pista de aterrizaje del aeropuerto internacional de Cabo Rojo, en Pedernales.

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En el marco del Future Energy Summit (FES) Southern Cone, el abogado Brendan Oviedo, socio del área de Energía y Cambio Climático del estudio Hernández & Cía y expresidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables, trazó un diagnóstico preciso sobre los obstáculos que enfrenta Perú para impulsar su transición energética.

“En Perú, si no tienes un PPA, no financias un proyecto”, manifestó Oviedo al explicar las dificultades que aún impiden la bancabilidad de iniciativas eólicas y solares en el país.

Actualmente, el mercado peruano carece de una demanda madura, lo que limita la firma de contratos de compraventa de energía que resultan imprescindibles para obtener financiamiento. “La pregunta es, ¿a quién le compras ese PPA? ¿Quién te vende ese PPA? Eso está difícil”, sostuvo el abogado, quien señaló que, aunque se ha separado la potencia de la energía, aún no hay compradores firmes ni hábitos de contratación a largo plazo.

A este escenario se suma el comportamiento del sistema financiero, fuertemente condicionado por experiencias en mercados vecinos. “Compartimos a los mismos banqueros que Chile, y como consecuencia de eso tienen mucha sensibilidad respecto a problemas del sistema, problemas de contratación”, subrayó. Esta percepción se ve reforzada por la ausencia de contratos seguros, las dudas sobre el curtailment y la falta de experiencia local en contratos de mediano o largo plazo.

A nivel de costos, el ejecutivo detalló que actualmente el costo marginal está en 25 dólares por MWh, mientras que los promedios mensuales rondan los 30 dólares MWh. No obstante, en eventos de sequía, esos valores pueden escalar a 70 u 80 dólares por MWh, ya que el sistema debe recurrir a generación térmica adicional. Esto, señala, evidencia una oportunidad creciente para las renovables y el almacenamiento, particularmente ante las limitaciones estructurales del sector de gas natural. “Estamos concentrados en un solo ducto y no hay propuestas eficientes de nuevos”, advirtió Oviedo.

Frente a este contexto, la Ley 32249 representa un paso importante para modernizar el sistema eléctrico peruano. El marco normativo, aprobado en enero del corriente año, impulsa nuevas figuras y mercados que buscan dotar al sector de mayor flexibilidad, previsibilidad y competitividad.

Sin embargo, Oviedo remarca que la ley aún necesita reglamentarse para producir efectos concretos. “Recién se ha hecho una publicación de un primer reglamento de licitación de distribuidoras”, explicó, y advirtió que aún no se han presentado borradores del reglamento de servicios complementarios, que debiera entrar en vigencia en 2026.

La creación del mercado de servicios complementarios es uno de los hitos claves de la nueva legislación. Este mercado incorpora una figura innovadora: el prestador de estos servicios, que permitirá incorporar tecnologías de almacenamiento stand-alone, algo fundamental para brindar confiabilidad al sistema y bancabilidad a los proyectos. La nueva norma también busca que los generadores renovables ya no estén exceptuados de prestar servicios de regulación primaria y frecuencia, cerrando brechas operativas importantes.

Desde el punto de vista técnico, Perú cuenta con una capacidad instalada de 15 GW y una demanda máxima de 8 GW, lo que ofrece un margen considerable para el crecimiento renovable. Hoy, la generación está compuesta por un 50% hidroeléctrica, un 38% térmica (principalmente a gas natural), y solo 12% renovable no convencional, cifra que baja a 10% si se considera la variabilidad anual.

“Pero el potencial es inmenso. Tenemos más de 20 mil megavatios en proyectos exclusivamente eólicos y solares en estudios eléctricos”, aseguró el especialista, quien consideró que “los próximos años van a ser renovables”. La clave estará en transformar ese portafolio de proyectos en inversiones concretas, algo que dependerá directamente del diseño de mecanismos de contratación eficientes.

Lecciones desde Chile: cómo Perú busca evitar errores y acelerar su transición

A pesar de los desafíos, el especialista se mostró ptimista respecto a los aprendizajes que pueden tomarse del caso chileno. “Gracias a su experiencia, vamos a poder implementar con, esperemos, mucha eficiencia”, afirmó. Reconoció, sin embargo, que Perú está unos 10 años regulatorios detrás de Chile, especialmente en lo que refiere a renovables y sistemas de almacenamiento.

Un elemento distintivo del sistema peruano, en comparación con Chile, es la solidez de su red de transmisión. Desde 2006, se desarrolló un esquema de licitaciones para líneas garantizadas bajo una figura conocida como TRONCAL complementaria. Estas líneas se adjudican con contratos a 30 años, con esquemas de remuneración de CAPEX y OPEX financiados vía tarifa eléctrica.

“Tenemos un sistema bastante robusto”, destacó, señalando también que la geografía menos angosta que la chilena permite una configuración más ramificada, lo que reduce cuellos de botella.

De cara al futuro, Oviedo enfatizó que es urgente contar con una política energética clara y un plan de desarrollo consistente, que alinee las decisiones públicas y privadas.

“Ya van años que se van elaborando las políticas, pero es indispensable tener una visión clara de la regulación que se va a implementar”, analizó.

Finalmente, dejó un comentario que refleja tanto el entusiasmo como la incertidumbre política que atraviesa el país: “Solo le pido a Dios que tengamos un solo presidente en los próximos cinco años… y que si termina, no termine preso”, ironizó, en alusión a la inestabilidad institucional que también condiciona el clima de inversiones en el sector energético peruano.

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Sungrow redobla su apuesta por el mercado colombiano. Con 1,4 gigavatios en proyectos ya suministrados, la compañía afianza su posición como uno de los actores más relevantes del país, ahora con un nuevo diferencial: el despliegue de una estructura sólida de postventa, con personal técnico propio y una bodega de repuestos en Cartagena que permite respuestas inmediatas a los requerimientos de clientes.

En el marco del FES Colombia 2025, en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Héctor Núñez, North Latam Head of Sales de Sungrow, reveló que la compañía ya opera la batería de almacenamiento más grande del país, con 7 MWh de capacidad, y explicó cómo están fortaleciendo su estrategia de soporte técnico local.

A diferencia de otras compañías que tercerizan este tipo de tareas, Sungrow optó por formar y distribuir técnicos propios en las regiones donde están sus principales instalaciones. La decisión no solo apunta a mejorar los tiempos de respuesta, sino también a garantizar un control directo de la calidad del servicio.

La compañía, además, ofrece capacitaciones a los clientes para dotarlos de autonomía operativa sin depender exclusivamente del fabricante.

Revive la entrevista completa con Héctor Núñez, North Latam Head of Sales de Sungrow, aquí: https://www.youtube.com/watch?v=TBe1-w6nk7w

Con este enfoque, la firma busca dejar claro que su compromiso va más allá de la entrega de equipos. La estructura en Colombia fue pensada para acompañar a los proyectos en el largo plazo, una necesidad cada vez más valorada por los desarrolladores en un contexto de creciente complejidad técnica.

Por otra parte, la discusión sobre la regulación del almacenamiento de energía en Colombia fue otro de los ejes del encuentro.

El ejecutivo valoró positivamente el primer borrador normativo presentado por el Gobierno, que incluye la integración de baterías para servicios complementarios como regulación de frecuencia primaria y secundaria.

Si bien el documento aún se encuentra en construcción, el sector reconoce que se trata de un paso clave hacia la consolidación del almacenamiento como una solución económicamente viable.

En diálogo con este medio, el ejecutivo planteó que uno de los puntos centrales será establecer un tarifario atractivo que haga rentable el uso de baterías en aplicaciones reales, más allá de una simple obligación técnica. Para ello, será clave que la normativa contemple incentivos adecuados que permitan monetizar los beneficios que las baterías aportan al sistema, tanto en términos operativos como de estabilidad de red.

El avance regulatorio en Colombia es incipiente, sobre todo en comparación con otros países de la región. En Chile, por ejemplo, el uso de sistemas de almacenamiento ya es parte integral del desarrollo renovable, mientras que en República Dominicana se volvió obligatorio hace más de un año y medio.

La experiencia regional demuestra que la normativa no solo habilita la incorporación de tecnología, sino que también dispara inversiones cuando define reglas claras y esquemas de remuneración atractivos.

De cara al futuro inmediato, el panorama colombiano presenta oportunidades claras, aunque no exentas de desafíos. 2026 será un año marcado por el ciclo electoral, y si bien esto podría introducir ciertas tensiones en la toma de decisiones, la demanda de energía no se detiene.

Según anticipó Núñez, los últimos dos trimestres del año han mostrado una fuerte reactivación de proyectos de gran escala, que se espera queden definidos y en ejecución entre finales de este año y comienzos del próximo.

Desde la perspectiva de Sungrow, Colombia seguirá siendo un mercado estratégico para el crecimiento de las renovables en la región. La combinación de necesidad energética, avances regulatorios y disponibilidad tecnológica abre una ventana de oportunidades que la empresa busca capitalizar.

“Independientemente del panorama político, creemos que lo que viene en Colombia va a ser muy bueno, y estamos dispuestos a poder ayudar al país”, afirmó.

Además del despliegue local en Colombia, Sungrow también consolida su posicionamiento regional. La compañía confirmó recientemente la realización del Sungrow Summit Latam 2025, que tendrá lugar en Chile durante el primer semestre del próximo año. El evento se enfocará en las últimas innovaciones tecnológicas del portafolio de la empresa y reunirá a desarrolladores, utilities y grandes integradores del continente. La convocatoria busca no solo mostrar avances, sino también generar instancias de networking estratégico en un momento clave para la transición energética en América Latina.

Con una batería récord en operación, servicios postventa avanzados y una visión optimista a futuro, Sungrow se posiciona como uno de los protagonistas de la transición energética en Colombia, mientras el sector avanza hacia una nueva etapa, marcada por la madurez técnica y la necesidad de marcos regulatorios sólidos.

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En el marco de la feria GENERA 2025, PVH mostró una estrategia consolidada de adaptación industrial y expansión internacional, en un contexto de presión creciente sobre los precios en el sector fotovoltaico. Eduardo Chillarón, responsable de ingeniería de la empresa, detalla en entrevista exclusiva con Energía Estratégica cómo se logró que el sistema de premontaje pase de ser un opcional a una condición innegociable para los clientes y cómo avanza la compañía en su apuesta por estructuras fijas, nuevos mercados y formación técnica para instaladores.

–  Eduardo, estamos cerrando el año en el marco de GENERA 2025. ¿Qué balance haces desde PVH, particularmente en un contexto que no fue fácil para el sector en varios mercados clave?

Este año ha sido un año muy bueno para PVH. Estamos cubriendo prácticamente todos los mercados globales. Ha sido un buen año en España, pese al contexto. En Middle East, Australia, y en Estados Unidos, donde estamos despegando.

— Justamente, en España fue un año desafiante para muchos actores del sector. ¿Qué factores permitieron que a ustedes les vaya bien, a contramano del promedio?

Nos hemos conseguido adaptar a las necesidades del mercado, tanto en coste como en soluciones técnicas. El mercado español ha sido muy agresivo en precios, y logramos entrar en proyectos adaptándonos también a plazos de ejecución y restricciones de movimiento de tierras.

— ¿Y qué soluciones concretas presentaron este año en esa línea de adaptación técnica?

Consolidamos nuestra solución Terrain Response, un tracker que se adapta al terreno y permite movimiento de tierra cero, ayudamos mucho en ese sentido. Y, además, aportamos soluciones de premontaje, enviando desde fábrica todos los componentes ensamblados, lo que reduce notablemente el tiempo de obra.

— Hablemos precisamente de ese sistema de premontaje. ¿Qué lo diferencia de otros esquemas tradicionales que siguen vigentes en el sector?

Todos los elementos de unión llegan preensamblados desde fábrica con los tornillos colocados. No mandamos ningún tornillo suelto. Te llega ya simplemente para colocarlo, abrirlo, colocarlo encima del poste y poner el tubo. Esto permite evitar pérdidas de tornillería y elimina el trabajo manual sucio de obra. Al realizarse en fábrica, es más eficiente, con menor coste y el impacto se ve directamente en los tiempos.

— ¿Y en términos de impacto real en la ejecución, qué resultados concretos están viendo?

Reducimos hasta un 44% las horas hombre en montaje. Eso mejora el cumplimiento del COD, reduce costos y baja la necesidad de recursos humanos. Hoy por hoy, los propios clientes nos dicen: no quiero que lo quitéis, ya sin esto no lo quiero’, porque han visto todo el ahorro de problemas.

— ¿Cuál es el diferencial de estas soluciones?

La principal diferencia es que nosotros somos fabricantes. Tenemos nuestras propias fábricas, nuestras propias máquinas, compramos materia prima y producimos. Otros competidores dependen más de proveedores. Ese control industrial nos permite implementar el premontaje con eficiencia. Aunque al principio se ofrecía como un extra, hoy es inherente al producto. Aunque queramos, no podemos enviarlo sin premontar.

— ¿Dónde están operando actualmente esas plantas de producción?

Tenemos fábrica en España, en Cheste; en Middle East, para los proyectos de Jeddah; y en Houston, con 2 fábricas para cubrir el mercado estadounidense. Además, trabajamos con proveedores en China, Turquía e India, según el componente.

— El montaje también depende de la instalación en campo. ¿Cómo están abordando esa parte con los instaladores? ¿Los acompañan en el proceso de adaptación al nuevo sistema?

Capacitamos a todos los montadores con formaciones y certificaciones. Vienen a nuestras instalaciones, ven el producto, cómo les va a llegar, y los formamos para trabajar con él. . El sistema fue diseñado para que sea muy sencillo de instalar incluso con personal no altamente cualificado, ante la escasez de mano de obra calificada.

— Muchos actores están empezando a hablar nuevamente de estructura fija, incluso en mercados como Europa. ¿Ustedes también están viendo esa tendencia?

Sí, estamos viendo lo mismo. Lanzamos una estructura fija optimizada hace apenas un mes. Hicimos un túnel de viento específico para optimizar todos los componentes, y conseguimos una solución más ligera y más económica, adaptada al mercado actual. La demanda viene fuerte sobre todo desde el norte de Europa, donde el rendimiento de seguidores es menor.

-¿Qué los llevó a apostar nuevamente por estructura fija?

La clave fue la demanda del mercado. Hay proyectos en el norte de Europa donde al seguidor no se le saca tanto rendimiento… es donde se mueve la estructura fija. La estrategia apunta a cubrir mercados emergentes que crecerán en volumen solar en los próximos años.

— Si hablamos de mercados, ¿cómo está hoy distribuido el negocio de PVH?

Actualmente, la mayoría del negocio está entre Europa y Middle East, con presencia también en Australia y Estados Unidos. El proyecto más grande de 2025 fue Humaij en Arabia Saudí, con 2,5 GW, lo que marca un hito para la empresa.

— En ese contexto de expansión global, ¿cuáles son sus perspectivas para el corto y mediano plazo, pensando en 2026 y 2027?

Para 2026 esperamos otro buen año en España, pero sobre todo anticipamos una expansión equilibrada entre Europa, Middle East y Estados Unidos. En 2027 tenemos más incertidumbre en la demanda del mercado español, pero hemos construido una base sólida para equilibrar el crecimiento en las diferentes regiones.

— ¿Y desde el lado de producto e innovación, hacia dónde apuntan para 2026?

La prioridad tecnológica para el año que viene es consolidar la estructura fija recientemente optimizada y seguir acompañando a los clientes con productos que ofrezcan servicio y reduzcan costos en toda la cadena: montaje, movimiento de tierras y operación. Se trata de estar con el cliente no solo en ofrecerle un producto bueno y en precio, sino uno que le dé un servicio integral y evite contratiempos.

— No podemos dejar de hablar de precios. En muchas regiones, 2025 fue marcado por una caída fuerte. ¿Qué están observando ustedes?

Una locura. Estamos en todas las regiones y vemos cómo Europa se acerca a los precios agresivos de Middle East. Sobre todo España, este año ha sido muy agresivo en precios. Los precios han bajado fuertemente respecto a 2024, pero consideramos que se está llegando al límite. La evolución dependerá de cómo actúe la Unión Europea frente al ingreso de materiales extranjeros, especialmente desde China.

Con presencia consolidada en mercados como Europa, Middle East, Australia y expansión en Estados Unidos, PVH apuesta por una industrialización del montaje fotovoltaico, a través de su sistema de premontaje en fábrica que ya reduce hasta un 44% los tiempos en obra. En GENERA 2025, la compañía presentó además una nueva estructura fija optimizada para responder a las demandas de precios agresivos y adaptarse a geografías donde el uso de seguidores no es tan eficiente. 

Uno de los lanzamientos más consultados por los asistentes ha sido AxoneDuo Infinity™, un seguidor versátil que se adapta a distintas condiciones del terreno y ofrece flexibilidad en la disposición de proyectos. Todo esto se complementa con un programa de formación técnica para instaladores y una estrategia de crecimiento que anticipa continuidad en 2026 y un escenario desafiante en 2027.

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Durante su intervención en el Panel 1 del Día 1 del FES Chile 2025, Vicente Walker, Head of Trina Storage para América Latina y el Caribe, trazó un panorama claro: la compañía entregó 1,2 GWh de sistemas de almacenamiento este año y ya tenía 2,5 GWh firmados para 2026, con foco en Chile y Argentina.

El ejecutivo afirmó que hoy ya no es viable desarrollar proyectos solares en el norte chileno sin integrar almacenamiento desde la etapa inicial. El curtailment, que se intensificó en esa zona, ya empezó a extenderse hacia el centro-sur, lo que impulsa nuevas soluciones tanto híbridas como stand-alone.

Trina Storage, por ejemplo, ya está hibridando dos grandes parques solares en el norte del país y anticipa que en los próximos meses comenzarán a implementarse sistemas de batería también en otras regiones.

La empresa observa que las condiciones de mercado son dispares y exige adaptar cada solución a su contexto técnico, económico y normativo. En Perú, por ejemplo, la paridad de precios entre día y noche impide hacer arbitraje, lo que obliga a repensar los modelos de ingresos.

En Argentina, Trina está ejecutando proyectos de almacenamiento que solo operan en los meses críticos del invierno o verano para evitar picos de consumo. Todos estos diseños responden a una lógica clave para la compañía: construir modelos viables y específicos para cada sistema eléctrico.

A nivel tecnológico, Trina viene impulsando mejoras sustanciales. “Estamos cotizando proyectos de 8 a 10 horas”, afirmó Walker, lo que representa un salto respecto al promedio actual en la región. La firma también está por firmar su primer contrato con baterías de 6,25 MW, superando el estándar de 5 MW que venía siendo común.

Estas soluciones avanzadas son resultado del trabajo de un equipo de 800 personas dedicadas a I+D, que lograron incrementar la densidad energética, reducir la degradación y optimizar la eficiencia de los ciclos. Las nuevas baterías alcanzan una vida útil de 20 años, con un 74% de capacidad residual.

También se elevaron algunos puntos porcentuales en el round trip efficiency, un factor crítico que afecta directamente la rentabilidad de los proyectos. “El round trip efficiency y la degradación son temas que afectan muchísimo el modelo financiero del cliente”, precisó.

Walker también remarcó la importancia de optimizar proyectos de forma integral, combinando las tres unidades de negocio de la empresa: módulos, trackers y almacenamiento.

“Podemos buscar optimizaciones de costo muy importantes para el proyecto”, afirmó, señalando beneficios tanto en compatibilidad técnica como en costos operativos.

Un punto central de su exposición fue la tecnología de grid forming, que ya está integrada en los proyectos que la compañía entregará en 2026. No obstante, su desarrollo enfrentaba un vacío regulatorio.

“No hay un reglamento claro de cómo se va a solicitar y cómo se va a pagar”, advirtió. Por eso, Trina consideró clave que los nuevos proyectos incluyeran el hardware necesario desde el inicio, ya que “el día de mañana puede ser un modelo que agregue unos puntos más al modelo financiero del cliente”, argumentó.

La conclusión de Walker fue contundente: “La combinación solar más almacenamiento es probablemente la energía más barata y más confiable de generar hoy”. En un mercado cada vez más competitivo, Trina Storage apostó por tecnología, diseño adaptado y eficiencia como claves para sostener su liderazgo en la transición energética de la región.

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San Juan avanza para consolidarse como la provincia líder en generación solar de la Argentina. Con más del 30% de los parques solares en operación del país, Empresa Provincial Sociedad del Estado (EPSE) acelera su estrategia con foco en nueva infraestructura, proyectos fotovoltaicos y producción de tecnología local.

“Nuestra capacidad de exportación está al límite; tenemos zonas con problemas de estabilidad dinámica porque la generación supera ampliamente la demanda y está alejada de los nodos de consumo”, alertó Lucas Estrada, presidente de EPSE, durante el ciclo de entrevistas Leaders de Energía Estratégica. 

Para dar respuesta a esta situación crítica, ya está en marcha una línea de 132 kV en doble terna, que sumará 180 MW de capacidad al sistema y permitirá la interconexión entre las estaciones transformadoras Ullum y Albardón – Chimbas.

Esa infraestructura abrirá espacio a dos nuevos parques solares. El primero es Ullum Alpha, con 50 MW de capacidad y 70% de avance, que lleva adelante la compañía Genneia y que se prevé inaugurar en el primer semestre de 2026. 

“A ello se le agrega que tenemos una cartera de varios proyectos fotovoltaicos que seguimos desarrollando, a la espera de la ampliación del sistema de transporte. Contamos con más de 350 MW de desarrollo en Tocota, donde el factor de planta supera el 30%”, aseguró Estrada. 

Uno de los hitos más relevantes dentro de ese proceso es la firma de un memorándum de entendimiento con PowerChina y Shanghai Electric para desarrollar nuevos proyectos renovables, que podrían incorporar sistemas de baterías. Dichos proyectos proyectos sumarían 350 MW a partir de Tocota VI, VII y VIII y permitirán incrementar el parque de generación en la zona 

“Estamos en constante diálogo con los grandes usuarios del sistema, ya sea con las empresas mineras, sobre todo de cobre, y con generadores que están instalados o quieren instalarse en San Juan, a fin de tener energía muy competitiva para la industria”, complementó el presidente de EPSE. 

Del mismo modo, la empresa desarrolla iniciativas más acotadas enmarcadas en la ley de generación distribuida, con proyectos de entre 5 y 10 MW (algunos bajo la figura de generador comunitario) orientados a fortalecer la red en zonas alejadas y dar soporte a desarrollos agrícolas, con ejecución prevista para 2026. 

En paralelo, la provincia acelera su apuesta por la fabricación de tecnología nacional. Tras las demoras dadas por condiciones en el mercado de comercio exterior, la entidad logró destrabar el contrato y adquisición del laminador necesario para la adecuada operatividad que permitirá alcanzar una capacidad anual de producción de 450 a 500 MW, muy por encima de los 70 MW inicialmente previstos.

“El gobernador Marcelo Orrego ha tomado como buque insignia la puesta en marcha de la fábrica de paneles solares, la cual prevemos entre en operación entre julio y agosto 2026,  tras una fase de ensamblaje de 45 días, seguida por otros 45 días de puesta en marcha y hasta 4 meses de pruebas”, aseguró el entrevistado. 

“La primera fase será en vacío, para probar la comunicación entre máquinas; la segunda medirá calidad y eficiencia de los módulos, paneles por unidad de tiempo y todos los parámetros productivos”, detalló Estrada. Una vez completado el proceso, los paneles serán enviados al exterior para certificación internacional, paso clave para el acceso a mercados globales.

Justamente, EPSE ya planifica su desembarco internacional, a tal punto que analizan oportunidades de colaboración con Estados Unidos ante las restricciones arancelarias impuestas por dicho país a los paneles fotovoltaicos producidos en China, aprovechando también las relaciones entre Argentina y EE.UU. 

Nuevo marco de mercado y tecnologías emergentes

La reconfiguración del mercado eléctrico mayorista argentino habilitó un nuevo escenario para la inversión en generación. A partir de los nuevos lineamientos de la Secretaría de Energía, se prevé la coexistencia de un mercado de energía y uno de potencia, lo que mejora sustancialmente los ingresos de los proyectos. 

En ese marco, EPSE desempolvó un proyecto de energía geotérmica que había trabajado durante años y que podría aportar más de 50 MW de potencia firme al sistema. 

“También estamos a la espera de poder firmar algunos contratos de energía y sobre todo potencia con nuestras centrales hidroeléctricas”, concluyó Estrada.

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En el marco de su participación en el PV Book 2025, una publicación de referencia para el sector solar en América Latina, 360Energy expone su hoja de ruta para consolidarse como una empresa regional integrada en la transición energética. La compañía no solo amplía sus operaciones fuera de Argentina, sino que también proyecta nuevas soluciones tecnológicas y refuerza su impacto ambiental y social.

La firma inició una nueva etapa de expansión regional con proyectos solares fotovoltaicos en Brasil y México, donde actualmente desarrolla una planta en la ciudad de Goiana, en el nordeste brasileño, y otra en Saltillo, en el norte mexicano. Ambas iniciativas superan los 150 MW de potencia instalada.

Estos desarrollos se suman a una cartera activa en Argentina que supera los 200 MW, entre obras en ejecución y proyectos en etapa de ingeniería avanzada. Esta estrategia apunta a posicionar a 360Energy como un actor solar latinoamericano con alcance internacional.

En el plano local, destacan el parque solar La Rioja III, adjudicado bajo el programa RenMDI, y un desarrollo fotovoltaico para abastecer parte de la demanda energética de la planta industrial de Stellantis, en El Palomar. Este último será el primero de la empresa en incorporar almacenamiento con baterías (BESS), una tecnología que también comenzará a aplicarse en otras instalaciones.

El almacenamiento se constituye así como una nueva unidad de negocios de 360Energy, con soluciones orientadas tanto a nuevos desarrollos como a parques solares ya operativos. Esta evolución responde al objetivo de la compañía de consolidarse como una empresa solar integrada, que articula generación, almacenamiento, comercialización e innovación tecnológica.

En cuanto a la energía generada, actualmente se comercializa a través de tres esquemas: contratos en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), acuerdos bilaterales con grandes usuarios y ventas directas a CAMMESA. Esta estructura permite flexibilidad comercial y diversificación de ingresos, claves para su modelo de negocios.

La empresa también proyecta sumar tecnologías complementarias, como carports solares, más capacidad de almacenamiento BESS y, eventualmente, producción de hidrógeno verde en los proyectos donde haya viabilidad técnica y demanda industrial o de exportación.

Todo este crecimiento se acompaña de una fuerte política sustentable. Según su Reporte de Sostenibilidad 2024, 360Energy generó 413 GWh de energía solar y evitó la emisión de 177.500 toneladas de dióxido de carbono. Durante el mismo período, inició operaciones en España, México y Brasil, lo cual implicó reorganizar estructuras, incorporar talento en nuevos territorios y trasladar sus estándares de gestión más allá de Argentina.

En palabras de Federico Sbarbi Osuna, CEO para el Hemisferio Sur, el proceso implicó una transformación significativa: “Evolucionamos de ser una compañía argentina con operación local para crecer con presencia en nuevos países”.

A nivel social, el reporte también menciona acciones de impacto en comunidades de La Rioja, San Juan, Catamarca y Buenos Aires, reforzando un enfoque que combina desarrollo económico, tecnología limpia y compromiso territorial.

De esta manera, 360Energy se consolida como un actor regional en la transición energética, con una propuesta que articula crecimiento internacional, integración tecnológica y gestión sostenible.

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El Gobierno de México oficializó la expedición del Reglamento de la Ley de la Empresa Pública del Estado, Comisión Federal de Electricidad (CFE), un nuevo marco normativo que redefine la operación, gobernanza y procesos internos de la empresa energética más grande del país. El decreto fue publicado este 2 de diciembre de 2025 en el Diario Oficial de la Federación.

El nuevo reglamento sustituye al que permanecía vigente desde 2014 y tiene como objetivo fortalecer la transparencia, la eficiencia operativa, el control interno y la alineación estratégica de la CFE con las políticas nacionales de energía y sostenibilidad. Con ello, el Gobierno de México actualiza la estructura regulatoria en un contexto de transición energética y demanda creciente de infraestructura eléctrica.

Entre las disposiciones más relevantes se encuentran reglas reforzadas para la integración y funcionamiento del Consejo de Administración, que incluyen requisitos precisos para la designación y remoción de personas consejeras, mecanismos de prevención y declaración de conflictos de interés, y un mayor nivel de transparencia mediante la publicación de información y expedientes. Asimismo, se fortalecen las funciones de los comités internos, entre ellos el Comité Especial, con nuevas directrices para su operación, toma de decisiones y levantamiento de actas.

El reglamento establece también la obligación de que las empresas filiales de la CFE alineen sus actividades con el Programa de Desarrollo de la empresa, adopten medidas de cumplimiento normativo y operen bajo lineamientos de austeridad. En materia de vigilancia, incorpora la aplicación de normas internacionales de auditoría e información financiera, además de definir atribuciones para auditorías internas, externas y las realizadas por la Auditoría Superior de la Federación.

En cuanto a adquisiciones, arrendamientos y obras, el documento introduce cambios significativos a los procesos de contratación. Se contemplan mecanismos como subastas ascendentes y descendentes, nuevos límites para adjudicación directa e invitaciones restringidas —actualizables anualmente conforme al INPC—, criterios más estrictos para justificar contrataciones por urgencia y medidas para evaluar las políticas de integridad de proveedores. El reglamento dedica un apartado detallado al procedimiento del recurso de reconsideración, que abarca plazos, requisitos, suspensión, garantías y efectos de las resoluciones.

Otro elemento central es el fortalecimiento de la sostenibilidad institucional. El Plan de Sostenibilidad de la CFE deberá alinearse con la Estrategia Nacional de Transición Energética, los planes sectoriales de energía e hidrocarburos, y los compromisos internacionales adquiridos por México en materia ambiental. Esto impulsa una visión de largo plazo para el desarrollo de infraestructura eléctrica acorde con estándares nacionales e internacionales.

El reglamento también define atribuciones para la Persona Comisaria, encargada de elaborar la evaluación anual del desempeño de la CFE. Dicho informe deberá hacerse público en las páginas oficiales de la empresa y de la Secretaría Anticorrupción y Buen Gobierno, fortaleciendo los mecanismos de rendición de cuentas. Los artículos transitorios establecen que la evaluación correspondiente al ejercicio 2024 deberá ser presentada a más tardar el 31 de diciembre de 2025.

Con la publicación de este decreto, el Gobierno de México busca consolidar una CFE con mayor claridad normativa, controles más robustos y una operación alineada a metas de eficiencia, transparencia y sostenibilidad. La actualización llega en un momento clave para el sistema eléctrico nacional y marca un paso significativo en la modernización regulatoria del sector energético del país.

DOF – Diario Oficial de la Federación

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) aprobó el término anticipado de los contratos de suministro adjudicados en la licitación pública nacional e internacional 2017/01 al generador Canadian Solar Libertador Solar Holding SpA.

Según informó la entidad a través de un comunicado oficial, la medida se basa en el incumplimiento del inicio del suministro por parte de la empresa, y se enmarca en lo establecido en el artículo 21 de las Bases de Licitación. De acuerdo a la normativa, este tipo de faltas habilita a la CNE a proceder con la finalización anticipada de los contratos suscritos.

El término anticipado afecta a los contratos celebrados entre Canadian Solar y las siguientes ocho empresas distribuidoras: Enel Distribución Chile S.A., Compañía General de Electricidad S.A., Empresa Eléctrica de la Frontera S.A., Empresa Eléctrica de Aisén S.A., Empresa Eléctrica de Magallanes S.A., Luz Osorno S.A., Sociedad Austral de Electricidad S.A. y Empresa Eléctrica de Atacama S.A.

Todos los contratos fueron firmados en el marco del proceso licitatorio 2017/01, uno de los mecanismos establecidos por el Gobierno chileno para asegurar el suministro a clientes regulados a través de la incorporación de energía proveniente de nuevas fuentes generadoras.

Desde la CNE indicaron que el incumplimiento de las condiciones contractuales por parte de Canadian Solar Libertador Solar Holding SpA fue debidamente acreditado, y que por ello la medida fue tomada en estricto cumplimiento del marco legal vigente.

Con esta resolución, la Comisión formaliza el cierre de los contratos, estableciendo como fecha de término el día 2 de diciembre de 2024, según lo dispuesto en la resolución exenta N°559.

Hasta el momento, Canadian Solar no ha emitido una declaración pública respecto de esta decisión, que implica el fin anticipado de su participación contractual en el suministro a clientes regulados a través de las distribuidoras mencionadas.

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El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha asignado 126,4 millones de euros del mecanismo de subastas como servicio (AaaS) para financiar la producción de hidrógeno renovable a dos proyectos localizados en la Comunidad Valenciana y Castilla y León, de acuerdo con las resoluciones que pueden consultarse aquí y aquí. Estas dos iniciativas suman una potencia de electrolisis de 160 MW y fueron preseleccionadas en la segunda subasta general del Banco Europeo del Hidrógeno.

Las resoluciones corresponden a la primera convocatoria nacional de AaaS, que abrió una vía para financiar con fondos nacionales proyectos preseleccionados por la Comisión Europea en el orden de puntuación fijado por la Agencia Ejecutiva Europea de Clima, Infraestructuras y Medio Ambiente (CINEA), pero que no habían obtenido fondos al haberse agotado el presupuesto. Las ayudas de esta primera convocatoria nacional de AaaS están gestionadas por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), adscrito al MITECO, y financiadas con fondos del Plan de Recuperación, Transformación y Resilencia (PRTR).

Los incentivos se estructuran como subvenciones al hidrógeno producido y certificado como cien por cien renovable –RFNBO, según la Directiva de Energía Renovable–, por un período máximo de 10 años desde el inicio de operación, en proyectos que respeten el principio de no ocasionar un daño significativo al medio ambiente en todas sus fases. Es la primera vez en España que las ayudas no se dan a la inversión en activos, sino a la producción del H2 renovable.

Proyectos seleccionados

El proyecto con mayor dotación económica ha sido ‘Orange.Bat’, que recibirá una ayuda de 82,5 millones. Contempla la construcción de una planta de producción de hidrógeno renovable electrolítico en Onda (Castellón), que incluye un electrolizador alcalino de 100 MW, con una producción anual estimada de 11.960 ton/año. La electricidad consumida procederá de parques eólicos y fotovoltaicos, y dará servicio a 11 industrias cerámicas de la Comunidad Valenciana.

Por su parte, el proyecto ‘eM Numancia’, con una ayuda asignada de 43,9 millones, contempla la construcción de una planta de producción de hidrógeno renovable electrolítico en Garray (Soria) para la producción de metanol verde que se destinará a cinco industrias del sector químico, maderero, logístico y marítimo. Incluye un electrolizador alcalino de 60 MW alimentado por parques eólicos y fotovoltaicos, con una producción anual de hidrógeno estimada de 6.363 ton/año y 33.334 ton/año de metanol verde.

H2 renovable, una apuesta país

Esta subasta nacional forma parte de la apuesta del Gobierno por el hidrógeno renovable como factor clave para eliminar las emisiones de CO₂ de la industria, el transporte pesado y otros sectores difíciles de descarbonizar, y en coherencia con el desarrollo del PERTE de Energías Renovables, Hidrógeno y Almacenamiento (ERHA).

A día de hoy, el IDAE ha concedido ayudas a proyectos de hidrógeno ‘verde’ por un importe total de 2.721 millones, con programas como H2 Pioneros, H2 Cadena de Valor, H2 Valles y varias oleadas de IPCEI (Proyecto Importante de Interés Común Europeo IPCEI) lanzadas por Bruselas. En suma, casi 3.000 millones de los fondos del PRTR y la Adenda destinados al capítulo del H2 verde, clave en el proceso de descarbonización y en la creación de un completo ecosistema tecnológico e industrial asociado, según lo previsto en la Hoja de Ruta del Hidrógeno Renovable y en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC).

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Sungrow, líder global en inversores solares y soluciones de almacenamiento, convoca a los referentes del sector energético a participar del Summit Latam 2025, que se celebrará el 11 de diciembre en el Centro de Eventos La Dehesa, Santiago de Chile, a partir de las 16:00 horas.

El encuentro reunirá a ejecutivos, especialistas técnicos y socios estratégicos de toda la región, con el objetivo de mostrar el portafolio de productos de última generación de la compañía y analizar las tendencias que están moldeando el futuro energético mundial. Se trata de un evento exclusivo, al que solo se podrá acceder mediante inscripción previa, disponible a través del portal oficial:

Inscripción

La jornada comenzará con la acreditación a las 16:00, seguida por un completo bloque de conferencias técnicas y comerciales desde las 17:00 hasta las 19:30. Entre los temas destacados se incluyen:

• Market Trends (Tendencias del mercado)
• Grid Analysis (Análisis de red)
• ESS Product Launch
• BESS Burn Test Insight
• Grid-forming Technologies
• Localized Services and LTSA Offerings
• Projects Sharing
• Free Discussion & Showcase Tour
  

Durante el evento se presentará el portafolio de soluciones de almacenamiento energético (ESS), con demostraciones de su desempeño técnico y pruebas de resistencia, además de analizar cómo las tecnologías grid-forming están permitiendo una integración más eficiente de energías renovables a la red eléctrica.

Sungrow también presentará servicios localizados y propuestas de acuerdos de soporte técnico a largo plazo (LTSA), diseñados para maximizar el rendimiento de las instalaciones y mejorar la disponibilidad operativa de los sistemas.

A las 20:00 comenzará el espacio de networking y cierre, donde los asistentes podrán compartir experiencias y establecer contactos estratégicos con otros líderes del sector.

Como parte de su estrategia de posicionamiento en Latinoamérica, Sungrow ha reforzado su participación activa en los principales encuentros del sector, incluyendo el Future Energy Summit (FES) Southern Cone, donde se destacaron varios de sus ejecutivos regionales en distintas instancias.

Durante el FES, participaron Gonzalo Feito, Andean Region Director, Jorge Alvarado, Key Account Manager y Jorge Cabrera, Service Business Development Manager, quienes brindaron su visión sobre el mercado y revelaron las innovaciones de la compañía.

Este despliegue regional refuerza el compromiso de Sungrow con el desarrollo energético de América Latina, tanto desde el punto de vista tecnológico como comercial. “Buscamos compartir conocimiento técnico de alto valor y acercar nuestras soluciones a los desafíos específicos de cada mercado”, explican desde la organización del evento.

La compañía ofrecerá en el evento una actualización sobre sus soluciones más recientes, incluyendo inversores de alta potencia, sistemas de almacenamiento inteligente, y plataformas digitales de operación y mantenimiento, diseñadas para mejorar la rentabilidad de proyectos de gran escala.

Además, el encuentro servirá como una instancia para fortalecer alianzas con desarrolladores, distribuidores, utilities y gobiernos, bajo una agenda que combina contenido técnico, visión estratégica y espacios de networking de alto nivel.

Con esta iniciativa, Sungrow consolida su presencia como un actor clave en la transformación energética de la región, y reafirma su apuesta por impulsar una transición sustentable, competitiva y tecnológicamente avanzada.

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Tres compañías del sector energético —Iberdrola, Atlantica y Rolwind— han resultado adjudicatarias de más del 51% de los cerca de 10 GWh de capacidad de almacenamiento asignados por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) en la resolución definitiva del programa FEDER. La convocatoria, dotada con más de 827 millones de euros, asigna fondos para 133 proyectos, con un total de 2.400 MW de potencia instalada.

El principal adjudicatario es Iberdrola, con 12 proyectos que suman 2.333,7 MWh de capacidad adjudicada, el 24,1% del total nacional. La energética combina tecnologías de almacenamiento con baterías e hidroeléctrico reversible, acumulando 990 MWh solo en bombeo, además de tecnologías con almacenamiento térmico, lo que la posiciona como líder transversal del storage en España.