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Este 2025 podría estar marcado por el retorno a la inversión en el sector energético de México. Con la entrada en vigor de ocho leyes secundarias en el primer trimestre del año, se establecieron nuevas reglas de juego para todos los actores del mercado.

Entre ellas, la Ley del Sector Eléctrico (LESE) destaca por su impacto en la contratación de energía, especialmente para los Suministradores de Servicios Básicos, al permitirles adquirir electricidad mediante contratos directos con generadoras o a través del Mercado Eléctrico Mayorista operado por el CENACE.

En este nuevo entorno, compañías como NISA Energy detectan un “optimismo moderado”, pero sustentado, para avanzar en proyectos de generación de gran escala que estuvieron en stand by en el último sexenio, pero fundamentalmente con instalaciones para generación distribuida, autoconsumo y abastos aislado en distintas tecnologías.

La empresa, que ya cuenta con una capacidad instalada por arriba de los tres dígitos, confía en que el marco legal y operativo se irá clarificando para permitir un despliegue más dinámico. Clarifican que es vital las sinergia público privadas para el desarrollo de proyectos emblemáticos que impacten en la confiabilidad del sistema nacional

Un frente de oportunidad lo representa el almacenamiento de energía. Las Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACGs) publicadas en septiembre de 2024 establecieron el marco inicial para la integración de baterías al Sistema Eléctrico Nacional.

“Las nuevas disposiciones representan un paso en la dirección correcta, sobre todo para proyectos de autoconsumo y abasto aislado que históricamente han enfrentado trabas normativas”, asegura Salomón Ashkenazi, CEO de NISA Energy.

Sin embargo, según Ashkenazi, “aún hace falta una regulación complementaria que dé certeza técnica y financiera a quienes apuesten por este sector”.

Una de las medidas más esperadas por la industria es la implementación de ventanillas únicas para nuevos proyectos, que de acuerdo con el CEO de NISA Energy podrían destrabar interconexiones en segmentos clave.

Además, el artículo 68 de la LESE contempla mayores alternativas para el consumo propio. Por ejemplo, los usuarios con instalaciones de hasta 0.7 MW estarán exentos de permisos, mientras que los proyectos de entre 0.7 MW y 20 MW destinados al consumo en sitio serán promovidos en polos de desarrollo y parques industriales.

“Eficientar los procesos de tramitología es clave. Si eso se concreta, se pueden habilitar muchos más proyectos que están detenidos solo por cuestiones administrativas”, enfatiza el directivo.

Este escenario de establecimiento del nuevo marco legal y regulatorio se complementa con un renovado interés del gobierno en atraer inversión privada. En la Estrategia Nacional del Sector Eléctrico se prevé adicionar una capacidad de generación importante al 2030, apalancada por hasta 23,000 millones de dólares de inversión.

Pero el potencial real podría ser incluso mayor. “El crecimiento puede ser más agresivo si se impulsan esquemas como el autoconsumo, que ya están ganando tracción gracias a las nuevas reglas”, destaca Ashkenazi.

Con experiencia en distintas etapas de proyectos energéticos y un historial superior a los 100 MW, NISA Energy observa que el panorama mexicano presenta una alineación favorable de política pública, normativa y oportunidades de negocio.

En ese sentido, la empresa considera que la ventana de oportunidad actual es ideal para los distintos jugadores del sector. Desarrolladores, EPCistas, suministradores, inversionistas que busquen posicionarse en un mercado que se reactiva con señales cada vez más claras.

“México está empezando a remover las barreras que por años limitaron el crecimiento del sector eléctrico moderno. Si sigue por este camino, estoy seguro que como país México será el hub regional de energía limpia y eficiente a nivel internacional”, concluye Salomón Ashkenazi.

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La presión por atender una demanda energética cada vez más volátil en Centroamérica y el Caribe, agravada por el cambio climático y años de rezago en inversión, ha abierto un espacio para soluciones energéticas rápidas, flexibles y adaptadas. En este contexto, Aggreko ha desplegado un portafolio híbrido con opciones modulares y personalizadas de almacenamiento de energía que, en palabras de su gerente de desarrollo de negocios para la región, María Esparza, “ya están paquetizadas” y listas para responder tanto a emergencias como a nuevos desarrollos.

Durante su participación en ¿Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Esparza detalló que la empresa, reconocida históricamente por sus sistemas térmicos móviles, desde 2017 amplió su oferta incorporando almacenamiento en baterías. Hoy, el modelo de negocio incluye dos configuraciones estándar: “1 MW por 30 minutos o 1 MW por 1 hora. Entonces, según el cliente necesitas uno, necesitas dos, necesitas tres…”.

La propuesta se destaca por su inmediatez. “Es una solución bastante rápida, con una instalación en muy corto tiempo que te puede traer beneficios inmediatos”, explicó. Si bien Esparza reconoció que estas soluciones “no te van a dar absolutamente todos los servicios que puede brindar una batería porque son sistemas paquetizados”, sí están pensadas para aplicaciones concretas que resuelven desafíos inmediatos en la región, como el incremento en la demanda por olas de calor o cortes de suministro por fenómenos meteorológicos extremos.

Pero Aggreko no se limita a estas alternativas con disponibilidad inmediata. “También ofrecemos soluciones de almacenamiento que no necesariamente estén ya paquetizadas y las tengamos en stock porque somos agnósticos tecnológicamente hablando”, afirmó. En estos casos, la compañía se encarga de todo el proceso: desde la ingeniería y procura, hasta la operación y mantenimiento. Este modelo “tailor-made” permite adaptar la tecnología al cliente, y según Esparza, es más adecuado “para proyectos de mayor complejidad donde la instalación rápida no es el driver que está moviendo la necesidad sino más bien algo a medida y para un tiempo más prolongado”.

La lógica de este enfoque responde a una región con realidades diversas, donde conviven mercados con altas tasas de electrificación y otros donde aún persiste el déficit. “En algunos países la transición energética puede representar añadir más renovable a la matriz y en otros incluso electrificar porque hay países de Caricom, aunque no lo crean, que todavía tienen alrededor de 80% de electrificación, es decir, el 20% de la población no tiene acceso a energía”, señaló Esparza. En estos casos, explicó, lo prioritario no es una gran planta solar o eólica con batería, sino la generación distribuida: “Gente que para mejorar su salud, su educación y sus condiciones de vida necesita energía”.

Por otro lado, el cambio climático ha impuesto nuevas presiones al sistema. Países como República Dominicana, donde el componente hídrico es mínimo, han experimentado aumentos inesperados en la demanda. “No tenemos hidro, pero el cambio climático es tan abismal que la demanda ha incrementado porque los requerimientos de climatización así lo han demostrado”, afirmó. Esta combinación entre aumento de consumo y limitada capacidad instalada ha expuesto debilidades estructurales.

A ello se suma lo que Esparza describió como un “tercer driver” de negocio aunque en una primera lectura no lo pareciera: el rezago en inversión. “Es cuando vemos activos obsoletos, vemos líneas de transmisión insuficientes o vemos que no hay nuevas licitaciones”, señaló. Según ella, esta acumulación de factores ha abierto oportunidades de negocio para todas las tecnologías: “para la térmica, para la renovable, para la batería, etcétera”.

Sin embargo, el despliegue masivo del almacenamiento enfrenta una barrera clave: la regulación. “Básico: hay que tener claridad en la remuneración porque si no nadie va a invertir”, afirmó. Aunque destacó avances, advirtió que muchas normativas siguen siendo ambiguas. “Las regulaciones a veces son como muy ambidiestras, tienen que ser un poco más concretas y directas, y que las empresas o el inversionista sepa cuánto va a remunerar según el servicio que se va a prestar”.

La falta de un marco tarifario definido para variedad de servicios de almacenamiento limita la rentabilidad y desincentiva la inversión privada. Como ejemplo, Esparza mencionó que algunas resoluciones recientes en la región han permitido el despacho por mérito económico, pero han dejado de lado otros usos fundamentales.

Consultada sobre si la región llegó tarde a la incorporación del almacenamiento en batería, Esparza fue clara: “Para mí el mercado es el que te dicta según cada país y cada región cuál es el momento apropiado para hacer esas regulaciones”. Agregó que la actual urgencia por adoptar soluciones de almacenamiento se debe a que durante años se postergaron inversiones claves.

En su visión, países como República Dominicana aún están a tiempo de planificar bien, ya que no han alcanzado niveles de penetración renovable que generen inestabilidad. “Yo particularmente creo que Dominicana lo está haciendo bien porque todavía no tiene una penetración tan alta como para traer problemas”, concluyó.

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El Poder Ejecutivo de Chile presentó un conjunto de indicaciones al proyecto de ley que amplía los subsidios eléctricos, con una serie de ajustes clave que redefinen el esquema financiero, técnico y regulatorio de la medida. Las modificaciones, ingresadas en el segundo trámite constitucional, apuntan a equilibrar la sostenibilidad fiscal con la viabilidad operativa del sistema eléctrico nacional.

Una de las principales correcciones consiste en acotar temporalmente la aplicación del subsidio. La iniciativa del Ejecutivo elimina el año 2024 como periodo de aplicación y restringe el beneficio a los años 2025 y 2026, dejando fuera cualquier posibilidad de extensión hacia 2027 sin una nueva revisión legislativa.

Asimismo, se propone un tope anual de recursos provenientes del cargo del Fondo de Estabilización de Tarifas (FET) , el cual será de $250.000 millones en 2025 y $260.000 millones en 2026, con una reducción significativa a $135.000 millones para 2027, solo en caso de ser necesario. 

Este ajuste se complementa con el uso exclusivo de instrumentos financieros en moneda local para la administración del Fondo, buscando protegerlo de riesgos cambiarios y dar mayor estabilidad.

Otro eje clave es la redefinición del controvertido Cargo FET, que prevé que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financien parte de los subsidios eléctricos, originalmente hasta 2027 o 2028 a través de un eventual cargo de compensación.

Sin embargo, esta medida fue fuertemente criticada por el sector de energías renovables en Chile. La iniciativa fue calificada como un “grave” problema regulatorio y constitucional, acusando que representaba una reforma tributaria encubierta que no aportaba al desarrollo del sector. El impacto directo del Cargo FET en los ingresos de los PMGD fue uno de los argumentos más repetidos por las asociaciones del sector.

Por lo que, entre las nuevas indicaciones, se establece una reducción del valor del Cargo FET a $0,5 por kWh, a todos los retiros que realicen las empresas generadoras desde los sistemas eléctricos con capacidad instalada superior a 200 megawatts a efectos de comercializarla con distribuidoras o clientes finales. 

Además, se introduce un mecanismo de reajuste semestral según el índice de precios al consumidor (IPC), limitando su impacto a la inflación y no al precio de la energía.

El Coordinador Eléctrico Nacional será el encargado de recaudar el Cargo FET y transferir los recursos al Fondo de Estabilización de Tarifas, consolidando su rol como ente técnico-financiero central en el nuevo esquema de subsidios.

El documento oficial también introduce ajustes para que, tras cada proceso de concesión del subsidio, el Ministerio de Energía elabore un informe de proyección financiera, considerando tanto la recaudación esperada del Cargo FET como la nómina adjudicada, para asegurar el flujo constante de recursos.

El nuevo texto mantiene el mecanismo por el cual los aportes fiscales podrán incrementarse en hasta $40.000 millones anuales durante 2026 y 2027, siempre y cuando siga vigente la sobretasa al CO₂ de USD 3 por tonelada (originalmente era de USD 5 x tCO2. También se establece que, a partir de 2028, todos los recursos del Fondo deberán destinarse exclusivamente al pago de documentos emitidos bajo leyes anteriores, sin nuevos subsidios asociados.

Con estas modificaciones, el Ejecutivo intenta equilibrar el alivio tarifario a los consumidores con la sostenibilidad fiscal y operativa del sistema, mientras responde parcialmente a las críticas del sector privado. Sin embargo, el debate legislativo sigue abierto, y la definición final dependerá de cómo se resuelva el conflicto entre las metas sociales del subsidio y los efectos económicos sobre el desarrollo de nuevas iniciativas renovables.

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Trina Tracker, la división especializada en seguidores solares de la multinacional Trina Solar, proyecta un fuerte posicionamiento en Centroamérica y el Caribe. Con una combinación de soluciones robustas, inteligencia artificial y una visión centrada en el cliente, la empresa busca afianzarse como un actor clave en los nuevos proyectos de generación renovable de esta región. Las licitaciones abiertas serán decisivas para aprovechar esta oportunidad histórica.

Paulina Muñoz, Sales Manager para México, Centroamérica y el Caribe de Trina Tracker, afirma que cada implementación representa un potencial caso de éxito. “Cada cliente es distinto, cada proyecto es distinto y tiene ciertas condiciones a las que nuestras soluciones se deben adaptar”, manifiesta. Según detalla, el acompañamiento desde el diseño hasta la puesta en marcha es un elemento diferencial: “Una parte fundamental para maximizar la rentabilidad y la eficiencia de un proyecto solar es un acompañamiento durante toda la etapa del proyecto”.

La referente empresaria destaca que la personalización técnica es clave para optimizar la generación. “Nuestro equipo regional de geotecnia y de ingeniería puede dar una atención muy personalizada al cliente”, remarca. A esto se suman soluciones tecnológicas que impulsan la producción energética como sus seguidores solares.

“Tenemos una gama de soluciones que buscan la maximización de la producción de energía en un proyecto solar y como resultado la disminución del LCOE”, comenta.

Entre las innovaciones que ha trabajado la empresa para este tipo de componentes se encuentra su Smart Track, un sistema con IA que mejora el rendimiento ante condiciones como irradiancia difusa y sombreado entre módulos. Con su aprovechamiento, sus soluciones “se adaptan a la necesidad de cada uno de los proyectos”, resalta Muñoz.

Además, Trina Tracker introduce continuamente mejoras significativas que permiten ser más eficientes en tiempos de instalación. “Tenemos varias mejoras dentro de esta estructura que nos permiten tener una instalación mucho más corta con mucha menor cantidad de elementos, lo que reduce de gran manera el costo de instalación de un proyecto”, afirma.

Las declaraciones de Muñoz fueron compartidas durante un panel de debate en el Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), donde también se abordaron las oportunidades que representan las licitaciones en la región.

En ese marco, la representante de Trina subraya: “Se ve con mucha expectativa las licitaciones que pueden haber en el mercado, lo que ha presentado lo que se ha conversado aquí en República Dominicana sin duda va a generar una inversión importante y por ende oportunidades grandes de negocio”.

El ejemplo más inmediato está en Guatemala, donde ya fue lanzada la licitación PEG-5, que contempla adjudicar 1.400 MW de energía renovable con contratos de entre 10 y 15 años.

“Guatemala lo ha hecho muy bien”, asegura Muñoz, señalando que estos mecanismos abiertos y competitivos permiten diversificar tecnologías sin limitaciones previas. En efecto, la licitación PEG-5 generaría un entorno favorable para que soluciones solares avanzadas como las de Trina demuestren su competitividad frente a otras tecnologías.

Mientras tanto, en República Dominicana se espera que este año se avance en una licitación para contratos de suministro de largo plazo para las distribuidoras EDENORTE, EDESUR y EDEESTE. Desde el Gobierno anticiparon que su lanzamiento es inminente y que buscarán atraer inversiones para cerrar brechas energéticas en el mercado.

“Se ve con mucha expectativa las licitaciones que pueden haber en el mercado. Lo que ha presentado y lo que se ha conversado aquí en República Dominicana sin duda va a generar una inversión importante y por ende oportunidades grandes de negocio.”, concluye Muñoz.

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La evolución de la generación fotovoltaica en Latinoamérica está siendo protagonizada por proyectos de pequeña escala, donde la generación distribuida y las minigranjas se consolidan como el eje del crecimiento sectorial, en contraste con el rezago en los grandes parques solares.

Desde JA Solar, uno de los principales fabricantes de módulos solares a nivel global, destacan que esta tendencia responde a un entendimiento profundo de las particularidades de cada país y a una estrategia técnica y comercial adaptada a dichas realidades.

“Todo el año 2023 y 2024 fue como lo digo yo de sembrar, de conocer”, manifiesta María Urrea, directora de Ventas para Colombia, Centroamérica y el Caribe en JA Solar. “Nos dimos cuenta de que la región tiene varias diferencias. No puedo ser igual en Jamaica que en Guatemala”, agrega.

La regionalización de sus capacitaciones técnicas y comerciales ha sido fundamental para el avance de JA Solar en la región. “Hemos empezado a especializarnos en las capacitaciones y entrenamientos a los epecistas y dar el conocimiento”, explica Urrea. La compañía no ofrece soluciones estandarizadas, sino que analiza cada proyecto y asesora sobre la tecnología más adecuada para optimizar eficiencia y rentabilidad.

En ese marco, la tecnología Topcon se posiciona como el componente central de su propuesta. Se trata de una solución con amplio reconocimiento en América Latina, que, según Urrea, “es una tecnología probada que ha tenido mucho éxito, que es eficiente” y que sirve como base de sus acciones para asegurar proyectos exitosos.

Uno de los segmentos clave para JA Solar es la generación distribuida, un mercado en franco crecimiento en la región. Así lo destaca la ejecutiva en una entrevista en el marco del encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe).

Gracias a la compatibilidad de sus módulos con tecnologías como microinversores e inversores string, la empresa ha logrado ofrecer soluciones versátiles y eficientes. “Nuestros módulos son compatibles […] eso hace que generación distribuida para nosotros sea muy importante”, señala.

Así lo es en México, donde la generación distribuida supera los 4,4 GW dentro de un total de 12,5 GW de capacidad instalada en fotovoltaica, según datos de ASOLMEX. En 2024, este segmento fue el de mayor crecimiento, con más de 1 GW interconectado. Allí, JA Solar participa con fuerza: “En México tenemos el 30% del market share solamente en distribuida”, destaca la directiva.

Esta orientación cobra especial relevancia en países como Guatemala, donde las regulaciones favorecen este modelo. Allí, los Generadores Distribuidos Renovables (GDRs) y Usuarios Autoproductores con Excedentes de Energía (UAEE) alcanzan casi 255 MW, con 141 MW operando en el mercado mayorista, lo cual demuestra el gran potencial del país. JA Solar ha tenido un impacto notable gracias al módulo JAM66D45 LB de 620 W, ideal para strings largos y con beneficios en la reducción del LCOE.

“En Guatemala tenemos los GDRs de hasta 5 MW donde nosotros podemos contribuir […] porque ese módulo puede ahorrar en el LCOE”, afirma Urrea, remarcando el rol activo del equipo técnico que acompaña a los desarrolladores con asesoría constante para elegir la tecnología ideal para sus instalaciones.

En Colombia, por su parte, el segmento también crece de forma sólida. El país suma más de 452 MW en autogeneración, de acuerdo con datos de SER Colombia de agosto del 2024, dentro de los cuales 250 MW en 20 proyectos de autogeneración a gran escala (AGGE), 187 MW en 8766 proyectos de autogeneración a pequeña escala (AGPE) y 14,6 MW en 17 proyectos de mini granjas.. Urrea detalla que “en Colombia las minigranjas de 1 MW” son una muestra del dinamismo que puede darse en la instalación de esta tecnología.

Un aspecto diferenciador en la estrategia de JA Solar es la adaptación técnica de sus productos a las condiciones geográficas y climatológicas de cada mercado. En el Caribe, donde los huracanes representan una amenaza constante, la empresa realiza pruebas específicas para garantizar la resistencia de sus módulos solares.

“Estamos haciendo pruebas de vientos en nuestros laboratorios para confirmar que nuestros módulos pueden resistir las velocidades de viento que nos está exigiendo ese mercado”, explica Urrea. Con esto, la compañía busca asegurar soluciones no solo eficientes, sino también seguras y sostenibles en el largo plazo.

“Nos estamos enfocando por regiones para ser más competitivos y poder darle una solución eficiente al cliente y segura”, concluye la ejecutiva.

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Genneia avanza en uno de sus proyectos más estratégicos para la industria minera argentina: una línea de transmisión destinada a garantizar el suministro eléctrico de los principales yacimientos de litio en la Puna Salteña. 

Esta iniciativa no solo responde a la creciente demanda de minerales críticos en los mercados globales, sino que también busca facilitar la transición hacia una producción de litio con menores emisiones de carbono.

“Fuimos los primeros que propusimos el proyecto de línea de transmisión que unirá a los proyectos mineros de la región” destacó Gustavo Anbinder, director de Negocio y Desarrollo de Genneia, durante un evento. 

“El proyecto es llevar una línea de transmisión a dos de los salares más importantes que están donde se encuentra la masa crítica de la mayoría de la producción de litio a futuro, directamente conectándose al sistema interconectado argentino”, agregó. 

El plan contempla una línea de 230 kilómetros en alta tensión, que atravesará la puna salteña a 4000 metros de altura. Con una inversión estimada en USD 400 millones y un plazo de ejecución de 4 años, la obra es clave para derribar las barreras energéticas que hoy limitan la capacidad productiva de las mineras. 

“Es un desafío tecnológico interesante, entendiendo que la minería del litio necesita derribar las barreras que no les permite crecer en volumen”, enfatizó Anbinder.

“Por otro lado, hace unos años estamos trabajando con los principales actores mineros. Somos los principales generadores de energía renovable en Mendoza y San Juan, por lo que estamos trabajando con las mineras para los futuros proyectos de cobre que alimentarán el mercado mundial”, continuó.

Los proyectos cobran aún mayor relevancia en un contexto global marcado por la aparición de barreras paraarancelarias en mercados como Europa o Estados Unidos, que paulatinamente exigen más requisitos a los productos de exportación demostrar una baja huella de carbono. 

Con esta visión, la compañía no solo busca facilitar el crecimiento de la minería del litio, sino también contribuir a que Argentina se posicione como un proveedor competitivo en los mercados internacionales, donde la demanda de minerales críticos crece a un ritmo acelerado.

Una matriz energética en evolución

Genneia opera actualmente más de 1600 MW de capacidad instalada, de los cuales 1200 MW corresponden a generación renovable. Su portfolio energético está compuesto en un 65% por tecnología eólica y un 35% por solar, aunque la incorporación de nuevos parques fotovoltaicos permitirá alcanzar un equilibrio 50-50 en el corto plazo.

Además, la empresa proyecta alcanzar el 100% de generación limpia hacia 2030, respaldada por una ambiciosa cartera de 3000 MW en nuevos proyectos eólicos y solares. 

Este crecimiento se complementa con iniciativas clave en la electrificación de la industria extractiva, como los acuerdos con Vista y Shell para la electrificación de yacimientos petroleros a través del Mercado a Término, y la provisión de energía renovable a la minería. 

De esta manera, Genneia se consolida como un actor central en la transición energética de Argentina, no solo en capacidad de generación renovable, sino también con infraestructura crítica que permitirá a los sectores estratégicos cumplir con nuevos estándares de sostenibilidad a nivel global.

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Costa Rica marca un hito en la transición energética con la instalación del sistema de almacenamiento BESS más grande del país. El proyecto, de 11 MWh de capacidad y 6 MW de potencia, fue desarrollado por CFS en calidad de contratista EPC y se conecta a una empresa de distribución eléctrica, acoplándose además a un parque eólico existente.

Actualmente, la iniciativa transita sus etapas finales de pruebas encaminándose a la operación comercial, luego de haberse completado su instalación el pasado 31 de marzo. “El proyecto está terminando su puesta en marcha. Ya ha  realizado varios ciclos carga y descarga completa del banco de baterías como parte de las pruebas recomendadas por el fabricante en operación supervisada”, confirmó Christian Ferraro, presidente de CFS, en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica.

La solución, que consta de tres contenedores de almacenamiento y tres adicionales para conversión de energía y conexión a media tensión, integra tecnologías de CLOU (BESS + PCS + MV), ETAP (EMS) y la propia CFS en el diseño del BOP y ejecución EPC.

“Estamos muy contentos porque este proyecto no solo mejora la eficiencia y la estabilidad de la red, sino que abre la puerta a una integración más profunda de las energías renovables, permitiendo gestionar mejor la variabilidad de esas fuentes como la solar y la eólica”, destacó Ferraro.

La compañía, con más de 25 años de experiencia en soluciones para integración de generación y transmisión, impulsa este proyecto como parte de su estrategia de expansión. Su propuesta de valor incluye no sólo la ejecución de grandes obras de infraestructura eléctrica, sino también el desarrollo de soluciones integrales a través del concepto X2Grid, que conecta generación, cargadores eléctricos, movilidad e industria con sistemas de almacenamiento.

Según detalló Ferraro, este proyecto BESS en Costa Rica fue concebido como un sistema llave en mano. “Nosotros nos encargamos desde la selección y el suministro de los contenedores con las baterías, la construcción de las bases, el interconexionado de cableado de potencia y control, hasta el desarrollo del software que gestiona la carga y descarga de las baterías y SCADA”, subrayó.

Además, el sistema incorpora un avanzado Energy Management System (EMS), parametrizado localmente por CFS en colaboración directa con la utility. “La ventaja es que lo estamos haciendo hombro a hombro con el cliente, sin intermediarios externos, lo que permite un resultado óptimo y ajustes inmediatos”, aseguró el ejecutivo.

Aunque inicialmente se utilizará para arbitraje energético —cargando durante horas de baja demanda y despachando en picos para maximizar la rentabilidad—, el sistema está diseñado para ofrecer servicios adicionales, como regulación de frecuencia, en caso de que la normativa local lo permita. “La diferencia entre las tarifas de carga y descarga es el beneficio que justifica esta inversión. Y esperamos que haya interés en otras áreas en el futuro”, apuntó Ferraro.

El presidente de CFS también enfatizó en la capacidad de replicar esta solución en otros mercados de la región. “Estamos seguros de que podríamos haber completado este proyecto incluso más rápido, y para una siguiente oportunidad lo haríamos en menos tiempo. Conocemos muy bien la región y podemos adaptarnos a las necesidades de cada mercado y cliente”, afirmó.

CFS no solo apuesta por la eficiencia en la ingeniería y construcción, sino por ser un socio estratégico de largo plazo. “Los clientes tienen un proveedor para muchas soluciones, un ‘one-stop shop’. Ofrecemos una gran amplitud de servicios en media y alta tensión, lo que representa una ventaja competitiva clara”, concluyó Ferraro.

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El Ministerio de Minas y Energía adelanta un paquete de 19 medidas para destrabar proyectos de energías renovables en Colombia. El anuncio lo hizo el viceministro de Energía (e), Jorge Andrés Cristancho, a través del 8vo Encuentro y Ferias Renovables LATAM, en Barranquilla.

Debido a la importancia de este plan de gobierno, se creó una mesa de alto nivel, liderada por MinEnergía, y conformada por MinInterior, MinAmbiente, la Agencia Nacional de Licencias Ambientales, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), ISA y Ecopetrol para identificar los cuellos de botella que han causado la demora y/o parálisis de estos proyectos.

Como resultado del trabajo articulado, se identificaron 19 medidas con el principal propósito de agilizar los proyectos de energía renovable del país en cuanto a licenciamiento ambiental, consulta previa y articulación entre entidades, con las que se espera tomar acción y a través de las cuales se destacan:

1. La expedición de un decreto con la nueva metodología de asignación de puntos de conexión, que contiene un capítulo para casos especiales como la ronda eólica offshore y los proyectos que tienen todos los trámites y permisos, pero que requieren la conexión para iniciar.
2. Varios puntos de conexión están comprometidos en proyectos que podrían no seguir adelante. Sin embargo, si un proyecto se decide liberarlo, enfrenta la ejecución de garantías por incumplimiento. Por eso, se está trabajando en un mecanismo que permita a esos proyectos salir sin ser penalizados, para así liberar esos puntos de conexión y darles un mejor uso.
3. La constitución de una delegación a la UPME para la Creación del Sistema Nacional de Información de Proyectos Renovables.
4. Revisión jurídica de una resolución que define los lineamientos para el otorgamiento de permisos de exploración y explotación del recurso geotérmico (producción de energía a través de la tierra), que se espera salga a comentarios la próxima semana.

En este espacio, el viceministro Cristancho habló del plan 6GW Plus, el cual es el proyecto más importante del sector minero energético del Gobierno nacional, con el fin de diversificar y descarbonizar la matriz energética, vinculando al sector público y privado con un fin en común.

El funcionario reiteró el llamado a la Procuraduría General de la Nación para que acompañe la mesa interinstitucional que propone el Ministerio de Minas y Energía, con el fin de vigilar la gestión eficiente de las corporaciones, porque el 52% de los proyectos están estancados por trámites de estas, donde tan solo CorTolima tiene 12 proyectos detenidos, lo que representa 240 megavatios (MW) de energía que está dejando de incorporarse al Sistema Interconectado Nacional – SIN.

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Copec, a través de su filial Copec EMOAC -especializada en soluciones energéticas renovables- firmó un acuerdo con Ariztía, una de las principales empresas del sector agroalimentario en Chile, para abastecer todas sus plantas y operaciones con 108,6 GWh anuales de energía 100% renovable.

La alianza, firmada bajo la modalidad de cliente libre, tendrá una duración de siete años, comenzando el 1 de mayo de 2025 y extendiéndose hasta 2032, y permitirá a la empresa operar de forma continua con una matriz energética limpia, certificada y trazable en todo su sistema productivo a nivel nacional.

El suministro provendrá de fuentes como sol, viento, agua y biomasa, y estará respaldado por sistemas de trazabilidad energética, que permiten verificar el origen renovable de la energía a través de certificaciones internacionales I-REC y CER.

Además, se incorporarán herramientas de monitoreo en línea, reportes personalizados y servicios de asesoría continua para una gestión energética más eficiente y transparente.

“Estamos muy contentos hoy por acompañar a Ariztía en un nuevo hito: la integración de energías 100% renovables en sus operaciones. Lo hacemos a través de soluciones que fueron especialmente diseñadas a la medida de sus desafíos energéticos, reafirmando nuestro compromiso con el desarrollo sostenible de Chile y sus industrias en el contexto de la transición energética” señaló Arturo Natho, gerente general de Copec.

“En ARIZTIA estamos trabajando fuerte por elevar nuestras metas de sustentabilidad pensando en las futuras generaciones de chilenos. Hemos confiado este contrato a una gran empresa como Copec EMOAC, el cual nos permitirá bajar en forma importante nuestro impacto en el medioambiente. Otros aspectos de nuestro programa en que hemos sido líderes es el uso de envases reciclables, el uso eficiente del agua, el respeto y desarrollo de nuestras comunidades, la certificación de bienestar animal, a lo que se agrega esta nueva iniciativa, que nos impactará positivamente en minimizar nuestra huella de carbono.”, indicó Paulo Ariztia B., gerente general de Empresas Ariztía.

Impacto ambiental y eficiencia operacional

Se estima que, durante los siete años de duración del convenio, Ariztía podrá evitar la emisión de más de 21 mil toneladas de CO₂, contribuyendo significativamente a la reducción de su huella ambiental.

Esta cifra evidencia el impacto real que puede generar el sector productivo en la transición energética del país, y reafirma el compromiso de ambas compañías con los desafíos del cambio climático y la sostenibilidad a largo plazo. Ariztía se posiciona como un referente en su industria al incorporar energías limpias en sus procesos productivos, logrando de esa manera que en torno al 90% de sus procesos que requieren de energía eléctrica tengan cero emisiones.

Este acuerdo contó con el respaldo y la asesoría de Valgesta Energía y Alma Energía, quienes desempeñaron un rol clave en el diseño, estructuración y gestión del contrato, aportando su experiencia técnica y estratégica para asegurar una solución energética eficiente, sostenible y alineada con los objetivos de ambas compañías.

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Genera PR, subsidiaria de New Fortress Energy, abrió un proceso de Solicitud de Información (RFI) como parte de su plan de expansión de activos de almacenamiento energético en Puerto Rico. 

En concreto, se buscan contratistas o empresas equivalentes para efectuar la instalación de 228 MW de capacidad de almacenamiento en baterías que se encuentran distribuidas en las centrales Costa Sur, Aguirre y Yabucoa. 

En tal sentido, esta empresa que opera como agente de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) invita a empresas con experiencia en construcción, ingeniería y energía a presentar información sobre su experiencia y capacidades para ofrecer servicios eléctricos en BESS. 

Los proveedores que deseen participar de este llamado en el mercado puertorriqueño, podrán acceder a mayor información en el micrositio de subastas de Genera PR, pero encontrarán todos los documentos vinculados en la plataforma Power Advocate, gestionada por Wood Mackenzie (ver más). 

En la sección de eventos públicos de la plataforma se encuentra un listado con convocatorias abiertas a las que se puede solicitar acceso. En concreto, este proceso de Genera PR se puede localizar con el buscador como RFI 234479. 

Quienes se registren y cumplan los requisitos de la Solicitud de Información podrán expresar su voluntad de participar hasta el día sábado 31 de mayo del 2025. 

Este proyecto denominado “Tesla Megapack” forma parte de todo un plan de Genera PR para adicionar unidades BESS con una capacidad total de 430 MW durante 4 horas (1.720 MWh) por un período de 20 años.

Además de los proyectos en Costa Sur, Aguirre y Yabucoa, localizados al sur del archipiélago, Genera PR también ha planificado la instalación de BESS en Palo Seco, Veja Baja y Cambalache, este último de 52 MW y 208 MWh de energía. 

Para hacer negocios con Genera PR, los individuos o corporaciones nacionales y extranjeras interesadas deben cumplir con determinados requisitos para ingresar en el registro de proveedores. En su web, la empresa enumera una serie de certificados, seguros, declaraciones juradas, entre otros documentos a cumplir según cada perfil de proponente (ver). 

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Quantum America, consultora internacional comprometida con la excelencia, la innovación y el desarrollo sostenible en el sector de la electricidad, gas natural, agua y transporte, organiza el 22º Seminario Internacional de Regulación de Servicios Públicos y Cálculo de Tarifas. 

Como es habitual, este evento anual se llevará a cabo en Bariloche, Argentina. Serán cinco jornadas, del 26 al 30 de mayo del 2025, en las que se repartirán 45 sesiones de alto nivel para abordar fundamentos, teoría aplicada y el estado del arte de variedad de temas (ver programa). 

“Modelos de Subasta/Licitaciones para la Compra Óptima de Energía y Potencia” es el nombre de la exposición en agenda que se espera que tenga la mayor confluencia de participantes del sector eléctrico. 

Allí, se abordarán los diferentes mecanismos de compra-venta de energía y potencia, tipos de contratos y casos de éxito en el mundo. Al respecto, es preciso subrayar que Quantum America ha desarrollado Optime, un modelo de subasta que permite una selección eficaz de ofertas a adjudicar, tanto en subastas inversas como en subastas de sobre cerrado, que ya está siendo usado en países como Guatemala, Honduras y Panamá. 

«Hemos observado que muchas veces los oferentes no tienen conocimiento del modelo y por ende preparan ofertas deficientes», introdujo Sergio Damonte, gerente de negocios del sector de generación. 

De acuerdo con el ejecutivo, hay muchos detalles de cómo tienen que preparar la oferta y qué comportamiento tienen que tener durante la subasta, que los puede hacer ganadores o perdedores, de acuerdo al conocimiento que tengan de la herramienta.

Es por ello que en parte de las sesiones del seminario anual de Quantum se profundizará sobre la elaboración de ofertas pero también sobre las ventajas que reguladores y off-takers encontrarán al utilizar Optime para garantizar la objetividad, eficiencia y transparencia en el mecanismo de selección. 

“El comprador podrá entender los beneficios de utilizar un modelo como este y cómo se logra minimizar costos hasta llegar a los o el adjudicado, lo cual termina ayudando a la distribuidora a trasladar la mejora de precios de compra al cliente regulado”, observó Julián Nóbrega, gerente de proyectos de subastas. 

Aquello no es menor. Desde Quantum ya están apoyando a la Junta de licitación de Guatemala (compuesta por la CNEE, ENERGUATE y EEGSA), a la ENEE de Honduras y ETESA en Panamá a impulsar durante este año a sus licitaciones de potencia y energía a largo plazo. 

De allí que, los referentes de Quantum America profundicen sobre el modelo de simulación Optime, principalmente de la PEG-5, que ya fue lanzada y se perfila como la más convocante en la región. 

“Para la PEG5, estaremos lanzando una nueva versión de la plataforma de rondas sucesivas que trabaja por detrás con nuestro modelo matemático. Si bien va a tener de base las mismas características de que se utilizaron la PEG4, pensamos en adicionar funcionalidades nuevas para que sea más amigable desde el lado de los oferentes al hacer una oferta, poder entender cómo fueron variando los precios al pasar las rondas y cuándo fueron seleccionados o no. Y desde el lado del administrador, mejoramos la supervisión de su subasta en tiempo real, retratando los resultados de lo que se va dando ronda tras ronda”, anticipó Julián Nórbrega.

La consultora con más de 25 años de experiencia en servicios públicos, se mantiene a la vanguardia actualizando sus algoritmos matemáticos para lograr resultados competitivos también a medida de los requerimientos de cada mercado. 

“Para Honduras vamos a hacer cambios bastante radicales en nuestro modelo, que apuntan a simular el efecto de la transmisión sobre la subasta en sí, ya que en Honduras los límites de transmisión son muy importantes y es necesario de algún modo dar la señal a los oferentes para que ellos se ubiquen en los nodos donde realmente se necesita su inyección”, detalló  Sergio Damonte. 

Además, desde Quantum ofrecen la flexibilidad de adaptar su modelo de selección de ofertas, contemplando tecnologías emergentes no sólo vinculadas a generación sino también a almacenamiento de energía. En tal sentido, para productos de potencia firme ya se admiten ofertas de fotovoltaica con baterías, por ejemplo para el caso de Guatemala y Honduras. 

Para todos los interesados en acceder a todo el detalle y asistir al “22º Seminario Internacional de Regulación de Servicios Públicos”, la inscripción sigue abierta en la web oficial de Quantum America. Por otro lado, las capacitaciones bajo modalidad In Company sobre el modelo Optime podrán ser solicitadas por cualquier interesado, y se programarán exclusivamente en períodos en los que no haya subastas activas.  subast

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Solis consolida su posicionamiento en el Caribe ofreciendo una gama tecnológica adaptable a múltiples condiciones eléctricas, con una visión que prioriza la estabilidad de red, la eficiencia y la integración de baterías. La flexibilidad de sus inversores híbridos y la capacidad de escalar soluciones en paralelo representan una ventaja estratégica para los mercados insulares que demandan innovación robusta y resiliente.

«Tratamos de desarrollar una tecnología que se adapte, que se ajuste a la necesidad del mercado», destaca Marco Ricci, gerente de Ventas para Latinoamérica de Solis. Según detalla, el Caribe representa un escenarios complejos para un fabricante de tecnología, debido a la diversidad de estándares eléctricos.

«Hay países a 50 Hz, países a 60 Hz; países a 380 V, países a 480 V», explica Ricci. Esta realidad ha llevado a la compañía a implementar un enfoque de diseño altamente flexible, que considera tanto normas UL como IEC, que conviven en la región.

De allí, el ejecutivo en una entrevista durante Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), hace énfasis en la importancia de “tropicalizar” la oferta, no solo para responder a las exigencias técnicas, sino también para contribuir a mantener la estabilidad en redes con distintas configuraciones.

La necesidad de adaptar tecnologías a entornos complejos va de la mano con la evolución de la demanda en el Caribe hacia sistemas híbridos con baterías. En ese sentido, Solis ha venido diversificando su portafolio con nuevas líneas de inversores prioritariamente para aplicaciones residenciales, comerciales e industriales.

«Solamente este año estamos lanzando nuevas familias de inversores híbridos», subraya Ricci, quien indica que la compañía apuesta especialmente por complementar instalaciones con baterías de litio de alto voltaje. Sin embargo, reconoce que el mercado del Caribe aún demanda muchas soluciones de bajo voltaje, y por eso han desarrollado equipos residenciales como el 12-16 kW split phase, pensado para esas configuraciones.

En el sector comercial e industrial, destaca el inversor híbrido de 30 kW versión UL, capaz de ser conectado en paralelo hasta seis unidades. Este modelo está especialmente diseñado para cubrir las necesidades energéticas de centros comerciales, hoteles e industrias, segmentos clave en mercados como República Dominicana y Puerto Rico.

«Ya ha visto saturarse la demanda de solar on grid y de ahora a 2, 3, 5 años va a haber un desarrollo muy importante del solar pero en términos de híbrida», advierte Ricci.

El avance en tecnologías híbridas se enmarca en una tendencia global. Según la Agencia Internacional de Energía (IEA), para alcanzar la meta de triplicar la capacidad de energías renovables al año 2030, será necesario sextuplicar el almacenamiento en baterías, condición clave para asegurar la estabilidad de las redes eléctricas. «Si no se amplía el almacenamiento en baterías […] se corre el riesgo de estancar la transición hacia energías limpias», advierte el organismo internacional.

En el Caribe, los países ya están dando pasos concretos en esa dirección. República Dominicana proyecta alcanzar una capacidad de 300 MW en sistemas de almacenamiento con baterías para 2027, de acuerdo con estimaciones de la Comisión Nacional de Energía (CNE).

Por su parte, Puerto Rico contempla la instalación de 920 MW de almacenamiento, que incluyen 200 MW con capacidad de 2 horas y 680 MW con capacidad de 4 horas, según el primer Plan Integrado de Recursos de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE).

Estos desarrollos permiten ampliar la integración de renovables y mejorar la confiabilidad de los sistemas eléctricos, algo que desde Solis ya anticipan como clave para consolidar su presencia en la región.

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DIPREM Global Services, compañía líder en gestión empresarial, cuenta con una amplia experiencia en la prestación de servicios integrales de capital humano y gerenciamiento de proyectos para distintas actividades productivas.

Con dos décadas de trayectoria, DIPREM ha consolidado su presencia en el sector energético, en particular en el campo de las energías renovables, donde acompaña activamente a las empresas en los nuevos desafíos que plantea el negocio.

El compromiso de la empresa con la innovación y el talento fue expuesto recientemente durante el Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), un encuentro que congregó a más de 500 profesionales del sector energético para analizar los retos y oportunidades con los que se topan en la región.

En ese contexto, Paola Forero, Gerente Comercial de DIPREM, compartió la visión de la compañía sobre el futuro de las redes eléctricas, subrayando la importancia de un enfoque integral que debe estar acompañado por políticas públicas que no sólo integren nuevas tecnologías sino que también fortalezcan el desarrollo de capacidades técnicas locales.

“Ojalá todos los gobiernos impulsen en ese futuro: uno, la investigación; y dos, el desarrollo de talentos en todo lo que es energía”, subrayó Forero, advirtiendo sobre una posible escasez de personal especializado en los países que aún no han avanzado lo suficiente en este aspecto.

A nivel operativo, DIPREM ofrece un seguimiento completo, que va desde la provisión de mano de obra hasta la gestión regulatoria y administrativa, con un énfasis en la contratación local y el cumplimiento normativo.

“Acompañamos en toda la gestión del proyecto a todos los actores desde lo que es la provisión de mano de obra especializada y técnica”, explicó Forero. “Siempre intentamos proveernos de mano de obra local… aquí en Dominicana ya somos parte de ASOFER y estamos haciendo una base de datos importante para poder apoyar a los actores en las diferentes fases del proyecto”.

Este soporte incluye también tareas clave como los trámites migratorios, permisos regulatorios y la supervisión integral en salud, seguridad y ambiente (IHS), lo que permite a los clientes enfocarse plenamente en su actividad principal.

“Nuestros clientes… se puedan dedicar a su core business y descansen en nosotros todo lo que es la supervisión de la mano de obra o bien sea también que confíen en nosotros para proveerles esa mano de obra especializada”, detalló la gerente.

Otro eje estratégico de DIPREM es la formación técnica continua. En un contexto donde tecnologías como el almacenamiento en baterías son cada vez más relevantes, la compañía ha redoblado esfuerzos en educación especializada.

“Todos creo que hablamos de almacenamiento, ya decimos que es como el tema de moda, pero al final en profundidad hay mucho desconocimiento de los métodos, de las tecnologías de las baterías”, advirtió Forero.

Por ello, DIPREM articula planes de formación técnica adaptados a cada cliente y fase de proyecto, apalancándose en talento interno y convenios con instituciones académicas.

“Trabajamos con el cliente y con lo que está pasando con la IA, con la tecnología, hacemos todo un plan de formación, convenios con universidades, desde nuestros propios PMS hacemos todo un plan de capacitación de acuerdo a la necesidad del proyecto”, afirmó.

Además de la provisión de talento, DIPREM ha fortalecido su propuesta de valor con un robusto servicio de Business Process Outsourcing (BPO) o externalización de procesos de negocio, lo cual permite a las empresas delegar funciones clave con la seguridad de que serán gestionadas con eficiencia.

“Externalizar es delegar, y para ello necesitas que el proveedor te resuelva todo”, destacan desde la compañía. Esta solución incluye desde el onboarding personalizado hasta la dirección técnica, pasando por el control de costos y mejoras continuas en los métodos de trabajo.

DIPREM ofrece alternativas flexibles tanto para proyectos de corto como de largo plazo, con modelos que se adaptan a las necesidades específicas de cada cliente: desde la búsqueda de candidatos hasta su incorporación en la propia nómina de la empresa. Esta flexibilidad convierte a DIPREM en un socio estratégico para empresas que buscan escalabilidad, agilidad operativa y optimización de recursos humanos.

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Este miércoles se celebró en Bogotá una nueva sesión de la Junta Directiva del Proyecto de Interconexión Eléctrica Colombia–Panamá, donde la delegación panameña presentó avances concretos en la parte que le corresponde. Uno de los aspectos más relevantes fue el enfoque en las obras complementarias del trazado, que buscan beneficiar directamente a más de 40 comunidades rurales e indígenas actualmente aisladas en territorio panameño.

Durante su conferencia semanal, el Presidente de Panamá José Raúl Mulino destacó la importancia del Proyecto y reafirmó su respaldo político. “Este proyecto nos permitirá trabajar mejor, ubicar más energía y ampliar la matriz de producción energética en todo el sector”, señaló. “Si avanzamos y concretamos pronto la Interconexión con Colombia, he allí el mercado natural para vender la energía, quizás hasta Ecuador. Tenemos que hacerlo y estoy muy confiado en ese proyecto”, agregó.

La reunión fue encabezada por el Secretario de Energía de Panamá, Juan Manuel Urriola, y el Viceministro de Minas y Energía de Colombia, Jorge Cristancho. También participaron el presidente de ISA, Jorge Carrillo; el Gerente General de ETESA, Roy Morales; el Gerente de ICP, Jorge Jaramillo; y el Embajador de Panamá en Colombia, Mario Boyd, junto a sus respectivos equipos técnicos.

Durante la sesión se presentó un cronograma de trabajo detallado, que establece tareas institucionales y técnicas para garantizar que la construcción del proyecto iniciará en el segundo semestre de 2026.

“El Proyecto de Interconexión no solo representa una oportunidad para robustecer nuestro sistema eléctrico y abrir nuevos mercados regionales, sino que también permitirá saldar una deuda histórica con comunidades que han estado desconectadas física y socialmente del resto del país”, afirmó el Secretario de Energía, Juan Manuel Urriola.

La Interconexión Colombia–Panamá se perfila como una de las obras más relevantes para la integración energética de América Latina, combinando visión estratégica con impacto social.

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La Asociación de Pequeños y Medianos Generadores de Energía (GPM) de Chile, lanzó una seria advertencia sobre los riesgos económicos que implica la implementación de la Bolsa Pyme en Chile. 

Esta medida, impulsada por el gobierno en el marco del proyecto de ley que amplía los subsidios eléctricos, podría provocar pérdidas multimillonarias para los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD). 

“El mecanismo de la Bolsa PyME (dirigido a Mipymes y Servicios Sanitarios Rurales), según los hallazgos del Informe que enviamos al Ministerio de Energía, los PMGD podrían enfrentar pérdidas de hasta $ 7400 millones anuales, debido a diferencias de precios entre inyecciones y retiros a costo marginal, considerando que los ingresos por ventas a PyMEs serán a precio estabilizado”, indicó Mauricio Utreras, director ejecutivo de GPM.

Cabe recordar que la bolsa PyME busca ofrecer descuentos a las pequeñas y medianas empresas, así como a los operadores de servicios sanitarios rurales, mediante aportes de los Pequeños Medios de Generación Distribuida a través de la habilitación de la inyección y retiros de energía en el mismo punto de conexión, para comercializar con las concesionarias de servicio público de distribución que presten servicio en dicha zona. 

Por lo que las distribuidoras podrán traspasar dicho precio a la bolsa de clientes conformada por las PyMEs y operadores de servicios sanitarios rurales que cumplan con los requisitos objetivos de focalización. Aunque el volumen de energía anual consumido no podrá ser superior a 500.000.000 kWh. 

Sin embargo, GPM señala que este esquema no resuelve aspectos críticos, como la simultaneidad entre inyecciones y retiros, ni define cómo se asignarán estos movimientos en las franjas horaria, lo que introduce un alto nivel de incertidumbre financiera.

“El Proyecto no señala cual será el tratamiento en los balances de potencia y si se considerarán retiros de potencia realizados por los PMGD. Asimismo, tampoco se señala como se traspasaría ese costo a la distribuidora”, apunta el informe presentado al Ministerio de Energía. 

El impacto no se limita solo a las pérdidas económicas. El informe de GPM advierte que esta medida expone a los PMGD a un riesgo adicional no previsto en las evaluaciones de inversión, comprometiendo la rentabilidad de los proyectos hasta 2034, año en que finalizaría la vigencia de la Bolsa PyME.

Frente a este panorama, GPM propone una serie de recomendaciones, incluyendo la incorporación explícita de un principio de no afectación económica a los Pequeños Medios de Generación Distribuida. 

“En el caso de avanzar esta indicación en el proyecto de ley, consideramos necesario que los ingresos de los PMGD afectos al mecanismo de la Bolsa PyME deberán ser equivalentes a los que habrían percibido en caso de no existir dicho mecanismo”, señaló Utreras. 

Del mismo modo, desde el gremio sugieren dejar constancia sobre estos temas en las comisiones correspondientes y, de ser necesario, establecer una reserva de constitucionalidad. Aunque lo “ideal” sería se agregara la no afectación a los PMGD como un principio general del mecanismo de modo que sea el marco de acción de toda la regulación de detalle que deba hacerse para su implementación. 

“Bastaría señalar, “los ingresos de los PMGD afecto a la Bolsa Pyme deberán ser iguales a los ingresos que hubiesen obtenido en caso de no existir la medida” o algo de similar naturaleza. En este escenario, el proyecto de ley puede ser una buena medida para los PMGD que permita probar y tener una alternativa a los mecanismos actuales de estabilización de precios y que estos no sean financiados por los retiros”, subraya el informe presentado ante el gobierno. 

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Solgas, empresa peruana que impulsa diversas soluciones energéticas sostenibles para las industrias, anunció que apunta replicar sus casos de éxito en todas las regiones del Perú. Especialmente sus proyectos vinculados a la implementación de energía solar integrada a soluciones de almacenamiento en baterías o generación con Gas Licuado de Petróleo (GLP) como una alternativa para cubrir el suministro eléctrico de clientes industriales.

La propuesta de valor SolgasPro está enfocada en brindar soluciones energéticas sostenibles que impactan directamente en la reducción de emisiones y los costos operativos. Una cartera de soluciones que podría triplicar la capacidad instalada acumulada por la empresa hasta la fecha.

“Nosotros aspiramos a concluir este año con un promedio entre 5 y 6 MW instalados gracias a nuestra solución de Autogeneración”, aseguró Gilber Galindo Franco, subgerente de soluciones energéticas de Solgas, en entrevista con Energía Estratégica. Hasta ahora, la compañía ha instalado alrededor de 2 MW a través de 30 proyectos, muchos de ellos diseñados para el mercado regulado con consumos menores a 200 kW.

Con más de 79 años de presencia en el mercado peruano y un liderazgo consolidado en la distribución de GLP, Solgas ofrece estas soluciones energéticas sostenibles utilizando tecnología solar fotovoltaica como fuente principal y complementada con generación GLP o almacenamiento de energía solar en baterías de litio.

“Actualmente, tenemos casi todas nuestras plantas funcionando con sistemas solares de autoconsumo”, explicó el ejecutivo. A partir de esa experiencia interna, comenzaron a ofrecer dicha solución a sus clientes industriales a nivel nacional.

En ese proceso, han priorizado industrias clave como la agroindustria, la minería y la pesca. Para empresas con menor consumo energético, Solgas ha desarrollado instalaciones que rondan los 200 kW, mientras que, para los grandes clientes del mercado, ya se encuentran diseñando nuevos proyectos de mayor escala (entre 1 MW y 2 MW).

Uno de los hitos recientes más relevantes para la compañía fue la puesta en marcha de un sistema híbrido off-grid, que opera con energía solar y GLP. “Se trata de un sistema que funciona a base de energía limpia al 100%, opera con energía solar durante el día y con GLP durante las noches”, describió Gilber Galindo.

Con esta tecnología, el cliente logró reemplazar el uso de diésel, obteniendo mayor confiabilidad y una reducción de emisiones de aproximadamente 40%. “Este mix soluciones energéticas nos ha permitido darle esa tranquilidad y confiabilidad al cliente, utilizando las dos principales fortalezas que tiene Solgas”, remarcó.

Con relación a soluciones que integran almacenamiento en baterías, Galindo destacó el caso de un importante cliente off-grid que está cambiando completamente su matriz energética.

“Estamos reemplazando su matriz energética que hoy actúa con un sistema 100% solar y baterías. En este caso, dejamos al diésel solo como respaldo ante casos muy puntuales de emergencia”, precisó. El diseño de este sistema apunta a garantizar la autosuficiencia energética durante todo el año.

El crecimiento en esta cartera de proyectos no es casual. Galindo explicó que hay dos factores clave que impulsan la expansión: “El aumento del precio de la energía que hemos visto el último año ha obligado a las industrias a evaluar otras alternativas que, no solo representan sistemas más sostenibles, sino también un ahorro en costos productivos”.

En términos estratégicos, Solgas busca consolidar su presencia en el centro del país, donde comenzó su desarrollo de Autogeneración, y fortalecer sus operaciones en el sur y norte del Perú.

“Tenemos como objetivo que nuestros clientes empiecen a utilizar soluciones híbridas en sus operaciones y que, poco a poco, puedan reducir su consumo de combustibles nocivos para el medio ambiente y la salud de sus colaboradores”, señaló Galindo.

Cabe destacar que esta visión forma parte de una apuesta regional más amplia dentro del Grupo Copec y su división de energía Abastible, la cual opera en toda la costa del Pacífico como principal actor en la comercialización de GLP y que se encuentra desarrollando nuevas soluciones energéticas en todos los países donde tiene presencia.     

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Durante su participación en el Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Héctor Núñez, North Latam Head of Sales de Sungrow, lanzó un llamado claro: República Dominicana debe aprovechar la oportunidad histórica de incorporar almacenamiento a gran escala para fortalecer su red eléctrica y escalar su matriz renovable.

Núñez reconoció el compromiso del gobierno dominicano en el impulso de energías limpias, destacando la presencia activa de las autoridades durante todo el evento FES Caribe como señal de voluntad institucional. “Muy contento de ver la disposición de las autoridades en Dominicana y siempre los felicito porque están presentes durante toda la actividad”, dijo. Esta participación, explicó, refleja el interés del sector público en facilitar inversiones que impulsen el desarrollo del sistema eléctrico nacional.

Con más de 2.100 MW de capacidad renovable instalada en el país, en su mayoría solar (1033 MW), y con una proyección de duplicar esta cifra hacia 2028, Núñez sostuvo que es urgente garantizar que estos proyectos cuenten con los mecanismos adecuados para su integración plena. “Yo sí pediría que esos mecanismos se puedan liberar y que puedan entrar esos proyectos al sistema”, afirmó. Muchos de ellos, subrayó, ya cuentan con concesión definitiva y no objeción, pero están a la espera de definición en cuanto a PPAs u otros acuerdos contractuales que les permitan evacuar su energía.

Sungrow, una de las empresas líderes a nivel global en electrónica de potencia y almacenamiento, observa un potencial claro en la incorporación de Battery Energy Storage Systems (BESS) en República Dominicana. “La tecnología existe. Las baterías, por ejemplo, están allí presentes tanto en soluciones con proyectos nuevos como también pueden aportar a la soluciones con proyectos existentes”, sostuvo Núñez. Además, recalcó que estos sistemas son clave en escenarios donde se busca mejorar la calidad de la energía, controlar rampas o incluso prestar servicios de frecuencia e inercia. “Insisto que al final no vamos a inventar la rueda, ya las baterías están”, reiteró.

Al abordar los desafíos que enfrentan los primeros proyectos fotovoltaicos con almacenamiento en la región, Núñez fue claro: es necesario diferenciar los usos y roles de cada tecnología. Citó el caso de Chile, donde recientemente se produjo un apagón. “Muchos preguntan, ¿cómo Chile tuvo un blackout cuando todos estamos viendo la cantidad de sistemas de almacenamiento que están muchos de ellos incluso ya operativos?”, planteó.

Según explicó, esto se debe a que inicialmente muchas baterías fueron instaladas solo para manejar el vertimiento de energía solar. “Ahora entra una nueva situación de que si estas baterías fueron concebidas para el curtailment, ¿cómo estas baterías también pueden operar si queremos hacer un Black Start? Obviamente es una función completamente distinta”, explicó.

Para evitar estos conflictos operativos, Núñez propuso que los proyectos se diseñen con funciones específicas pero preparados para lo que vendrá: “habrá algunos casos de proyectos fotovoltaicos que, en mi opinión, deben estar para hacer un control de rampa que estabilicen una red a través de la batería, más allá de hacer un Black Start, que sería más una función dedicada para los proyectos stand alone”.

Además, subrayó la importancia de que los marcos regulatorios acompañen esta evolución tecnológica. “Nosotros no vamos a inventar la rueda, ya existe el control de rampa, control primario, secundario, ya existe la descarbonización, ya podemos sustituir térmicas a través de baterías en muchos casos”, afirmó. Y aunque reconoció que las exigencias regulatorias en almacenamiento irán aumentando, Sungrow ya trabaja en actualizaciones para garantizar la compatibilidad con futuros requerimientos sin necesidad de cambiar los equipos instalados.

“Lo importante es que nosotros como fabricantes tengamos la capacidad de muchas veces ese hardware no tocarlo, pero a través de un software poder adaptar a las nuevas regulaciones que se tengan”, apuntó.

En este contexto, Núñez destacó el papel particular que las baterías pueden jugar en un país como República Dominicana. “El sistema de almacenamiento en el caso de Dominicana, que es una isla y todos sabemos que no está interconectado, es supremamente necesario”, recalcó. Detalló que mientras algunas soluciones BESS pueden integrarse con plantas solares para mejorar su operación técnica, otras pueden instalarse en nodos críticos del sistema de transmisión para aportar estabilidad.

Consultado sobre los mecanismos más adecuados para acelerar la adopción del almacenamiento, Núñez se mostró abierto a distintas opciones, siempre que las reglas sean claras. “Las condiciones de una subasta deben estar definidas desde un principio y los promotores deben saber que esos proyectos van a entrar bajo el mecanismo de una subasta”, sostuvo.

Reconoció, sin embargo, que no todos los proyectos tienen la misma competitividad geográfica y que diseñar un mecanismo uniforme no es tarea sencilla. “Eso obviamente es un trabajo muy difícil para el gobierno, no lo niego, pero debe ser considerado en la mesa”, afirmó. Lo crucial, añadió, es que los promotores tengan claridad desde el inicio: “Si va a ser un PPA, si va a ser demanda, si va a ser reserva o si va a ser a través de una licitación, que lo tengan claro desde un principio”.

La buena noticia, enfatizó Héctor Núñez, North Latam Head of Sales de Sungrow, es que el almacenamiento ha alcanzado un nivel de madurez y competitividad que hace viables incluso proyectos sin incentivos específicos. “La ventaja de las baterías es que los precios que se estaban manejando eran más del doble de los sistemas de almacenamiento que hoy en día se está manejando”, explicó. Esto está permitiendo que proyectos híbridos sean ya más competitivos que las plantas térmicas tradicionales.

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La CNE tendrá a su cargo el otorgamiento de permisos, la supervisión y regulación de la producción, y la verificación y sanción de irregularidades del sector, el cálculo de tarifas y contraprestaciones, entre otras funciones, alineadas a la planeación vinculante, con independencia técnica y operativa.

Será dirigida y administrada por una dirección general a cargo de Juan Carlos Solís Ávila, quien cuenta con más de dos décadas de experiencia en el desarrollo de proyectos y políticas públicas en materia de energías limpias y convencionales, eficiencia energética, movilidad sustentable, ecotecnologías y cambio climático. Es maestro y doctor en Ingeniería en Energía por la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) y ha realizado estudios de Especialización en Ingeniería Financiera.

Fue titular de la Unidad de Políticas de Transformación Industrial en la Secretaría de Energía, y Director de Promoción, Seguimiento y Desarrollo de Proyectos en el Gobierno de la Ciudad de México, donde colaboró en la coordinación de la estrategia Ciudad Solar, que incluyó la instalación y puesta en operación de la Central Fotovoltaica en la Central de Abasto de la Ciudad de México.

Asimismo, tendrá un Comité Técnico, órgano colegiado responsable de conocer, opinar, analizar, evaluar, dictaminar y aprobar los actos jurídicos o administrativos, con excepción de aquellos que sean competencia de la Dirección General o de las Unidades Administrativas de la Comisión.

Este Comité está conformado por altos funcionarios de la Secretaría de Energía, directivos de la CNE y tres expertos jóvenes, de reconocida trayectoria en el sector, que aportarán su experiencia técnica y su perspectiva objetiva, innovadora y sustentable a cada decisión, para dar transparencia y objetividad a la política regulatoria en materia energética del país.

Lo integran María Elena Huesca Pérez, doctora en Ingeniería por la Universidad Técnica de Berlín y experta en ingeniería ambiental; Diego Marie Phillippe Chatellier Lorentzen, especialista en sistemas energéticos y políticas de eficiencia energética, graduado por la UNAM en Matemáticas y con maestría en Ingeniería Energética por el Instituto de Ingeniería de la misma casa de estudios; y Lissette Mendoza Barrón, física y maestra en Energía por la Facultad de Ingeniería de la UNAM, además de especialista en Derecho Energético.

Con la CNE, la Secretaría de Energía reafirma su compromiso de promover el desarrollo ordenado, continuo y seguro de las actividades del sector energético.

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El reciente apagón que afectó a Europa reavivó los debates sobre la estabilidad de los sistemas eléctricos en contextos de alta penetración de energías renovables. Aunque los resultados del peritaje oficial aún no se conocen, la crisis energética fue rápidamente politizada. 

El blackout y la resiliencia de los sistemas fue uno de los temas abordados durante los workshops del Global Solar Council (GSC) durante Intersolar Europe 2025, que tuvo lugar del 7 al 9 de mayo en la ciudad de Munich, Alemania.

Más allá del debate generado entre el Partido Socialista Obrero Español (PSOE) y el Partido Popular (PP), desde el Global Solar Council subrayan que el verdadero foco del problema está en la gestión de las redes eléctricas. 

“La discusión se orientó a que se debe esperar el peritaje para conocer el fondo del problema. Pero el problema no son las fuentes renovables, sino la red y cómo se la administra”, planteó Marcelo Álvarez, integrante de la Junta Directiva y coordinador del Task-force LATAM del GSC, en diálogo con Energía Estratégica. 

“Es decir que se requiere poner en el centro de la escena la calidad de redes y cómo vamos a simularlas electrónicamente para no tener reserva de potencia con centrales sincrónicas, sino teniendo fuentes variables”, agregó. 

Para el Global Solar Council, las enseñanzas de este evento deben ser claras para Latinoamérica y que la región siga diseñando su infraestructura en función de tecnologías del siglo pasado, sino que debe prepararse para un modelo de generación y consumo dominado por fuentes variables. 

«La región necesita integrarse eléctricamente y diseñar la extensión de sus redes pensando en las tecnologías que dominarán el siglo XXI. Y cada uno de los estados nacionales debe tener un plan de inversiones en infraestructura”, afirmó.

“Esto implica inversiones que les permita optimizar los recursos renovables que tienen en cada uno y combinar esos recursos energéticos para lo que demande el mercado, de manera trazable y a un precio competitivo”, continuó. 

Y si bien la agenda no es la misma para cada uno de los países, el especialista apuntó a la importancia de la articulación y de aprovechar instancias colaborativas como las de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) para mayor integración de las estrategias de desarrollo energético y eléctrico de la región.

Álvarez también puso en relieve el papel que jugará el almacenamiento energético en la estabilidad de las redes de la región, dado que bajo su punto de vista, la adopción masiva de sistemas de almacenamiento se dará por etapas, con Brasil y Chile a la cabeza gracias a su avanzado desarrollo en generación distribuida y proyectos utility scale. 

«En estos países ya se observa un fuerte curtailment en los picos de generación solar, lo que obliga a incorporar soluciones de almacenamiento para evitar grandes pérdidas económicas», detalla.

En el caso de Chile, ya cuenta con más de 1000 MW en operación (entre proyectos híbridos y stand-alone) y se proyecta que, en enero 2026, el país cumpla la meta de 2 GW de sistemas BESS instalados. 

Mientras que Brasil aguarda por el reglamento que abarque a las baterías y plantas reversibles de ciclo abierto, que dará lugar a la primera subasta de almacenamiento en baterías del país, donde se prevé que los proyectos negocien la disponibilidad de energía en forma de potencia (al menos 30 MW).

«El sobrecosto que implica el almacenamiento es menor que la pérdida de energía que se estaba vertiendo, por eso se están desarrollando tantos proyectos con storage. Esta tendencia se reforzará a medida que los precios de los sistemas BESS desciendan, permitiendo su implementación en nodos críticos como alternativa más económica a las reservas de combustibles fósiles”, señaló Álvarz. 

Las reuniones del Global Solar Council: una agenda para el futuro energético

Durante la última edición de Intersolar Europa, el Global Solar Council llevó adelante tres encuentros estratégicos: la reunión del Comité de Estrategia, una de la Junta Directiva y un workshop de asociaciones nacionales. 

Este último, organizado junto a Solar Europe, se consolidó como un espacio clave donde las asociaciones presentaron un panorama actualizado de sus mercados, compartiendo datos concretos, principales barreras y oportunidades de desarrollo.

«Estos workshops permiten a los miembros del Global Solar Council, entre ellos los de CADER en Argentina, exponer lo que está ocurriendo en sus mercados y buscar nuevos inversores», destacó el integrante de la Junta Directiva y coordinador del Task-force LATAM del GSC. 

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Durante su intervención en el I Foro CREG ‘La Regulación: motor de la Transición Energética’, el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma Egea mencionó que el próximo 20 de julio, desde esta cartera de gobierno, se presentará un proyecto de ley en el Congreso de la República que busca modificar la composición de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG.

“En la composición de la CREG tienen que haber dos actores que han estado ausentes, precisamente, en el marco de la Ley 142 y 143, que cumplen 30 años, el próximo 20 de julio. Tienen que estar presentes dos actores que hacen parte del sistema eléctrico del país. Uno, los usuarios, y dos, los trabajadores y las trabajadoras. Eso es inconcebible a la voz de una doctrina neoliberal, y tiene que haber además la voz de un experto académico o experta académica de las facultades de ingeniería eléctrica al interior de la Comisión”, expresó al respecto el ministro.

El jefe de Energía destacó la importancia de incluir voces diversas en los procesos de toma de decisiones que impactan el desarrollo de Colombia. Afirmó que es fundamental superar la tecnocracia que ha prevalecido históricamente en la gestión de asuntos energéticos. «Si este fuera un tema estrictamente técnico, probablemente no enfrentaríamos los problemas que hoy afectan al país. Queremos plantear esa y otras discusiones alrededor de los subsidios por consumo, del consumo mínimo de subsistencia, de las tarifas, porque ustedes saben que si hay alguna obsesión para este gobierno es en reducir tarifas. Tenemos desafíos, tenemos problemas, que son problemas públicos. Hoy creo que los usuarios, las ciudadanías, si hay algo que han logrado en este gobierno es hacer públicos los asuntos que son por naturaleza pública”, agregó.

Referente a los subsidios de energía y gas para estratos 1, 2 y 3, el ministro resaltó el esfuerzo del Gobierno nacional en el pago a las empresas de estos servicios por la suma cercana a $2,5 billones para cubrir los valores adeudados en su totalidad del rezago presupuestal del 2024, y las resoluciones expedidas de enero a mayo del 2025. Desde el MinEnergía se mantendrá la mesa de diálogo y trabajo con los actores del sistema eléctrico con el propósito de tener los flujos correspondientes para estos subsidios.

“Si es necesario involucrar más actores, pues, involucraremos más actores, para un propósito que a todos nos deje tranquilos, y es que podamos tener esos flujos correspondientes a los subsidios de la mejor manera, sea con pagos directos a través del Presupuesto General de la Nación, o que podamos apalancarnos en la banca pública o privada para que haya caja”, indicó Palma.

De otro lado, ratificó que el Gobierno nacional busca centrar su atención en la situación tarifaria de la región Caribe, donde se debe tener una reglamentación especial enfocada en estos departamentos y las necesidades de sus habitantes. “Si no se hace a través de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, se hará a través de la normativa, pues los procesos especiales requieren medidas especiales”, manifestó.

Para finalizar, el jefe de la cartera invitó a los gremios, al Congreso de la República y a diferentes actores sectoriales a proponer soluciones que pongan en el centro de la discusión a los usuarios y a dejar de lado los discursos de apagón financiero y energético que tanto daño le hacen al país, para enfocarnos como nación en la seguridad energética, a través de proyectos como la estrategia 6GW Plus, ‘Misión Transmisión’ y Fuentes No Convencionales de Energía Renovable que permitan la diversificación de la matriz energética.

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Guatemala avanza con la Licitación Abierta PET-3 que tiene como objetivo la construcción, operación y mantenimiento de proyectos de transmisión eléctrica. En este mes de mayo, autoridades iniciaron las reuniones aclaratorias para partes interesadas en el proceso con gran receptividad. 

El Ing. Marvin Barreto, gerente de tarifas de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) y presidente de la Junta Calificadora de la PET-3, compartió aspectos sustanciales de las bases de la licitación ante un auditorio con más de 70 representantes de empresas de transporte y epecistas nacionales e internacionales. 

“No está de más reconocer la importancia de este tipo de eventos para el desarrollo de nuestro país. Justo estamos en una coyuntura donde nuestra demanda eléctrica está creciendo como símbolo del crecimiento económico”, introdujo el Ing. Marvin Barreto. 

Al respecto es preciso indicar que Guatemala ha demostrado ser muy atractiva para las inversiones, sobre todo en el sector eléctrico. Además de ser el país con el PIB más grande de Centroamérica, posicionándose como la economía más grande de la región, tiene una macroeconomía estable y ubicación estratégica.

Esta convocatoria, que se desprende del Plan de Expansión del Sistema de Transporte (PET) 2024-2054 y que espera una inversión de alrededor 150 millones, fue diseñada en 4 lotes por zonas geográficas: Nororiente, Suroriente, Centro-Norte y Suroccidente. Cada uno responde a una necesidad distinta, pero comparten una lógica común: reducir cuellos de botella, atender zonas no cubiertas por la red nacional o asegurar redundancia para evitar interrupciones en áreas sensibles.

Las empresas de transporte nacionales e internacionales que se presenten a la licitación podrán competir por uno o varios lotes que en suma totalizan 14 subestaciones eléctricas así como aproximadamente 440 km de líneas de transmisión (90 km en 230 kV y 350km en 69kv) y adecuación de existentes. 

¿Qué está en juego? 

¿Cómo participar? 

La CNEE a creado un micrositio (acceder) para que las empresas de transmisión locales e internacionales que quieran ofertar realicen un seguimiento de todo el proceso de licitación. 

Allí, las Bases de la PET-3 pueden ser adquiridas por los potenciales proponentes por un costo de USD$ 10000 y hasta el 29 de septiembre. 

Tras el pago y registro de la entidad participante se le otorgará el derecho a su representante a realizar solicitudes de aclaración, participar en próximas reuniones informativas, recibir las adendas y el hito más importante, que es presentar sus ofertas de manera oficial. 

¿Cuáles son los próximos pasos?  

El presidente de la Junta Calificadora de la PET-3 reiteró que el cronograma mantiene como fecha límite para consultas el 31 de julio. Posteriormente, se emitirán las respuestas y adendas -si las hubiera- hasta agosto, y se prevé que las ofertas se presenten en octubre, precisamente el 9 de octubre las técnicas y el 22 de octubre las económicas. 

Los ganadores podrían darse a conocer a finales de este 2025. Si las fechas previstas en el calendario de licitación se mantienen, mientras que la calificación de ofertas sería el 24 de octubre y la adjudicación el 30 de octubre, la suscripción de cada contrato podría realizarse a los 30 días siguientes. 

“¡Qué esto llegue a buen puerto! Que se puedan ejecutar estos proyectos en los plazos que se han estimado para garantizar el desarrollo y la cobertura eléctrica del país”, deseó el Ing. Marvin Barreto.

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La transición energética de Chile enfrenta un punto de inflexión marcado por avances tecnológicos, pero también por desafíos estructurales que podrían limitar su desarrollo. A pesar de que el país figura entre los diez con mayor adopción de energías renovables, enfrenta retos vinculados a los vertimientos renovables (récords en 2024), costos marginales cero y la inserción de más fuentes renovables en toda la matriz energética del país.

“La batalla por la transición energética a renovables está muy lejos de ganarse”, sostuvo Claudio Seebach, decano de la Facultad de Ingeniería y Ciencias de la Universidad Adolfo Ibáñez (UAI), en diálogo con Energía Estratégica. 

Sin embargo, en materia de generación eléctrica, Chile presenta cifras alentadoras: la energía solar ya es la principal fuente de generación con alrededor del 30% de la capacidad instalada, permitiendo una reducción de la intensidad de emisiones de CO2 más acelerada que en Europa.

El avance de las energías limpias también ha descentralizado el sistema, gracias a que los pequeños medios de generación distribuida (PMGD) han tomado mayor relevancia en la última década; pero que junto con el avance de proyectos centralizados y la falta de infraestructura también ha llevado a un fenómeno inesperado: los recortes de energías renovables alcanzaron el 40% en 2024. 

“Hoy en día, el sistema eléctrico chileno puede producir más energía solar y eólica de la que es capaz de gestionar”, afirmó Seebach, subrayando la necesidad urgente de soluciones que permitan integrar esta capacidad excedente.

En este escenario, el almacenamiento de energía emerge como un factor clave para garantizar la estabilidad y eficiencia del sistema, de manera que el país ya supera los 1.000 MW de capacidad instalada en sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems), con una capacidad de almacenamiento de 5 GWh y una duración promedio de entre 4 y 5 horas.

Además, durante 2024, se aprobaron solicitudes de acceso abierto por 10600 MW de capacidad y se concretaron 14 nuevos proyectos de almacenamiento, sumando cerca de 700 MW, principalmente en la zona norte del país. Y se espera que hacia finales de la década el país cuente con 8000 MW BESS operativos, lo que permitirá trasladar hasta un 20% de la producción diaria de electricidad a las horas de mayor consumo, especialmente durante la noche.

Sin embargo, Seebach advirtió que “la necesidad de almacenamiento de corto plazo estará cubierta”, pero que el gran desafío del almacenamiento será para larga duración. Por lo que planteó qué hará el país cuando las condiciones de viento sean bajas o haya varias horas de baja generación solar.  “Esa es la gran pregunta que debemos resolver”, apuntó. 

Desde su visión, las reformas claves que necesita el país para enfrentar estos desafíos parten por modernizar profundamente el mercado de generación eléctrica. 

“Nuestro sistema fue pionero en liberalización, pero hoy está desfasado. Nos faltan un mercado de ofertas, un mercado de desvío y herramientas financieras para gestionar riesgos”, subrayó.

No obstante, consideró que el reto más urgente es la reforma del sistema de distribución eléctrica, la cual lleva más de 40 años sin modificaciones estructurales, a fin de mejorar la calidad de calidad del servicio, encaminarse de mejor modo hacia la electrificación de los hogares y la expansión de la generación distribuida. 

Además, hizo un llamado directo a las futuras autoridades políticas que serán electas en noviembre del presente año (el país tendrá elecciones presidenciales para el período 2026-2030): “Chile tiene una oportunidad histórica para liderar la transición energética a nivel global. Pero esto requiere de una modernización del Estado, acelerar los permisos sectoriales y reformar el sistema de evaluación ambiental para incorporar de forma efectiva los impactos sociales, económicos y ambientales de los proyectos”. 

“El nuevo gobierno necesita recuperar la conducción de la agenda energética, falta liderazgo en la agenda del sector. Se requiere la cooperación público – privada, la capacidad de trabajar en conjunto para resolver los problemas de la ciudadanía y construir soluciones de manera conjunta”, agregó. 

Formación de nuevos talentos en energía

La respuesta a los desafíos del sistema eléctrico no será posible sin un capital humano preparado para gestionar la complejidad de la transición energética. En este sentido, la Universidad Adolfo Ibáñez ha tomado la delantera con la continuidad de la carrera de Ingeniería de la Energía, que aborda no solo la electricidad, sino también tecnologías de almacenamiento, minerales estratégicos y combustibles sintéticos.

“Nuestra formación apunta a un perfil híbrido que combine capacidades técnicas con habilidades de gestión. Por eso, ofrecemos dobles títulos que integran la ingeniería industrial con la especialización en energía”, resalta Seebach.

No obstante, el decano de la Facultad de Ingeniería y Ciencias reconoce que aún existe un déficit importante de técnicos locales especializados en áreas críticas, especialmente en la instalación de tecnologías eólicas y de almacenamiento.

La electromovilidad también está impulsando cambios en la gestión de la demanda y en la transformación de flotas, lo que exigirá nuevos perfiles profesionales y reformas en el mercado eléctrico. Para Seebach, este es el momento de actuar: “La oportunidad está sobre la mesa. Ahora necesitamos las reformas y el talento necesario para convertirla en una realidad”.

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República Dominicana se posiciona como uno de los mercados más activos en la región para el desarrollo de energías renovables con almacenamiento. Hasta agosto de 2024, las fuentes hidroeléctrica, fotovoltaica y eólica aportaron 1.869 MW al sistema nacional, y de los más de 4.500 MW proyectados como candidatos a ingresar al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), un 66% corresponde a tecnologías limpias.

Dentro de ese universo, aproximadamente el 85% correspondería a proyectos solares y cerca del 12% a iniciativas eólicas. No obstante, la gran novedad es que, de acuerdo con datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE), en el orden de 20 proyectos incluyen sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS), con una potencia instalada estimada de 1.860 MW y 542 MWh de almacenamiento.

Trina Storage, la unidad de negocios de almacenamiento energético de Trina Solar, observa con optimismo la evolución normativa y regulatoria del país. Luciano Silva, gerente de ingeniería para Latinoamérica de la empresa, considera que las nuevas licitaciones en el país caribeño invitan a generar una nueva ola de solar con baterías, abriendo grandes oportunidades para proveedores integrales como su compañía.

“Creemos que este anuncio de licitación es muy prometedor”, manifiesta Silva, al tiempo que resalta el valor de las regulaciones ya aprobadas que exigen incluir BESS en proyectos solares. “Lo tomamos como una gran noticia y solo nos motiva a venir, instalarnos más acá, tener más presencia”, enfatiza.

El ejecutivo subraya la capacidad de Trina de ofrecer una solución integral y adaptada a cada cliente: “Podemos ofrecer todos los equipamientos principales de una planta solar. Módulos, estructuras fijas, seguidores, y también cualquier configuración de almacenamiento que el cliente requiera para cualquier tipo de aplicación”, destaca, mencionando la trayectoria de más de 27 años con Trina Solar en tecnología fotovoltaica, y las recientes Trina Tracker y Trina Storage con nuevas soluciones.

Desde el punto de vista regulatorio, la Resolución CNE-AD-0005-2024 marca un hito, estableciendo que los proyectos renovables de entre 20 MWac y 200 MWac deberán contar con BESS equivalentes al 50% de su capacidad, durante al menos cuatro horas. En paralelo, la Resolución SIE 136-2025 regula los servicios auxiliares de frecuencia primaria y secundaria.

Sin embargo, desde el sector privado se insiste en la necesidad de ampliar la regulación para contemplar retribuciones económicas por una gama más amplia de servicios complementarios. Sobre este punto, Silva advierte:

“El BESS es un activo muy valioso, muy versátil, porque puede brindar una multiplicidad de servicios incluso de manera simultánea”, sostiene.

Durante una entrevista audiovisual en el Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), celebrada en Santo Domingo, fue donde el ejecutivo compartió su visión sobre los desafíos técnicos y regulatorios para viabilizar estos proyectos. En su análisis, la clave para el desarrollo radica tanto en el diseño tecnológico como en la claridad normativa.

“Para poder hacerlo, la tecnología requiere trabajar esas configuraciones, plantear bien los proyectos, estudiar cuidadosamente las consideraciones contractuales”, explica. En ese sentido, Trina Storage cuenta con un equipo de ingeniería con experiencia en Latinoamérica, especialmente en Chile, donde han trabajado en el desarrollo de proyectos BESS desde 2009.

“Hay retos técnicos que hemos tratado de ir trabajándolos con los clientes, con una presencia local y atención personalizada, con mucha autonomía de China”, precisa el ejecutivo. A ello se suma la necesidad de avanzar en la pirámide regulatoria de cada país para dar señales claras al mercado.

Actualmente, los mecanismos de remuneración solo cubren el arbitraje energético y los servicios de regulación de frecuencia, pero el potencial del almacenamiento es mucho mayor. Silva puntualiza:

“Es fundamental que el cliente pueda proyectar con mayor certidumbre cuáles son las contraprestaciones económicas o remuneraciones por cada uno de esos servicios específicos”, afirma.

El almacenamiento también puede ofrecer regulación de voltaje, reserva, arranque en negro, inercia, gestión de carga, entre otros. Por ello, el gerente técnico enfatiza que el marco normativo debe acompañar esta evolución tecnológica, permitiendo el diseño de esquemas financieros viables para proyectos híbridos con baterías.

“Invito a todos estos actores que ya están participando del sector a que se reúnan con Trina Solar, con Trina Storage, para ver cómo optimizan el diseño de sus proyectos y reciben un acompañamiento de una empresa con tanta trayectoria”, concluye Silva.

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Inproca, con más de dos décadas de trayectoria, es una empresa especializada en el mantenimiento y diagnóstico de sistemas eléctricos, con sedes en República Dominicana, Panamá y Guatemala. Además, ofrece capacitación técnica, consultoría, desarrollo de proyectos y representación de marcas líderes en el sector eléctrico. Su foco está puesto en aumentar la confiabilidad de los sistemas eléctricos, tanto en componentes eléctricos como mecánicos.

Durante una keynote en el marco del encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Héctor Herrera, gerente de diagnóstico y mantenimiento de Inproca, reconoció el entorno optimista de inversión y tecnología que actualmente vive el sector energético regional, pero advirtió que este crecimiento debe ir acompañado de una atención rigurosa a la confiabilidad operativa.

En ese marco, eligió poner bajo la lupa un componente específico: los cables de potencia soterrados.

“¿Por qué elegimos hablar de cables de potencia? Lo primero es que los cables de potencia representan un punto neurálgico en las centrales”, explicó, señalando que el aumento de la generación renovable ha ido de la mano con un uso mucho más intensivo de este tipo de componentes al ubicarse su recurso lejos de los centros de consumo.

Según Herrera, mientras una central convencional puede operar con un número limitado de cables aislados, los parques solares y eólicos requieren kilómetros de cableado. “Tenemos distancias tan enormes de cables que es prácticamente obligatorio recurrir a empalmes, porque no alcanza ni siquiera la longitud de un kilómetro, a menos que sea un cable hecho especialmente para esa longitud, que es muy poco usual”, detalló.

Este uso masivo de cables de potencia trae consigo nuevos retos operativos al encontrarse bajo tierra. Las fallas en estos sistemas, que no son localizables a simple vista, pueden desencadenar consecuencias significativas. Una falla de un cable soterrado en un sistema eléctrico podría representar pérdidas económicas por indisponibilidad, desaprovechamiento del recurso renovable y posibles penalidades.

Desde la perspectiva del gerente de diagnóstico y mantenimiento de Inproca, la primera consecuencia es clara: la pérdida de disponibilidad. “En el mejor de los casos vamos a dejar una parte de la central fuera porque ese cable ha fallado”, afirmó. Incluso en configuraciones con sistemas anillados —más comunes en parques solares— la falla de un tramo convierte la operación en un esquema radial, reduciendo la confiabilidad y urgencia de reparación.

En segundo lugar, Herrera enfatizó un punto que distingue a las renovables frente a otras fuentes de energía. “Cuando hablamos de una central de método convencional de generación, me falló el cable pero el combustible está guardado ahí. El recurso renovable pasa y se fue”, advirtió. Cada hora sin operación durante una buena irradiación solar o un buen régimen de viento representa una pérdida definitiva de producción.

Finalmente, subrayó el riesgo de penalidades por indisponibilidad en ciertos mercados eléctricos. “Por más que la regulación quiera ayudarnos, si se cuenta con tu despacho… podrías tener penalidades por indisponibilidad de la planta”, explicó. En algunos casos, eso implica la imposibilidad de declarar la potencia comprometida ante el operador del sistema.

La solución, de acuerdo con Héctor Herrera, parte de una estrategia integral que combine prevención, monitoreo y respuesta rápida. “La prevención mediante el mantenimiento predictivo y preventivo siempre será la mejor opción”, sostuvo. Esto incluye adquirir cables certificados, realizar empalmes con mano de obra calificada y ejecutar pruebas de diagnóstico previas a la puesta en marcha, como mediciones de factor de potencia, tangente de delta y descargas parciales.

Sin embargo, también reconoció que incluso con todas estas medidas, las fallas pueden presentarse. “Estamos frente a un equipo que está literalmente enterrado en el suelo, donde puede someterse a vibraciones, a movimientos telúricos, a desbordamientos de ríos, entre otros eventos”, enumeró. Por eso, consideró clave contar con tecnología de localización de fallas que permita actuar con rapidez.

“Contar con el recurso calificado y con tecnología para detectar fallas en un tiempo corto es crucial para hablar de confiabilidad”, afirmó Herrera, quien detalló que Inproca dispone de equipos que permiten detectar el punto exacto de la falla antes de proceder a excavar y reparar.

Entre las herramientas disponibles destacó el STX40, una unidad portátil de localización de averías en cables; el digiPHONE+2, sistema para detección acústica y electromagnética de fallas; y el Ferrolux Rx, un receptor de frecuencia de audio para rastreo de trayectorias subterráneas.

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La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) mantiene un rol activo en el marco de una nueva convocatoria vinculada al Plan de Expansión de Generación (PEG). En este caso, la Licitación Abierta PEG-5 que tiene como objetivo cubrir 1400 MW por 15 años.

Aunque no ejecuta directamente el proceso licitatorio, la CNEE ha trabajado en la elaboración de los Términos de Referencia (ver más) y ahora acompaña técnicamente a las distribuidoras a cargo, asegurando transparencia, imparcialidad y competencia, conforme a la Ley General de Electricidad y el marco normativo vigente.

“Yo tengo la total certeza de que estas bases de licitación -si bien, tendrán detalles que pueden irse ajustando en el camino, porque todo es perfectible- fundamentalmente promueven la competencia, buscan atraer oferentes de calidad serios y brindan certeza jurídica”, expresó Claudia Marcela Peláez, directora de la CNEE.

En la actualidad, Guatemala cuenta con 97 centrales de generación que suman 3,557 MW. Esta capacidad está repartida entre 60 players que participan del mercado eléctrico mayorista y que miran con atención nuevas oportunidades de PPA a través de licitaciones.

Un gran potencial está en el suministro al 68% de la demanda regulada que está en zonas de concesión de las tres distribuidoras que organizan la PEG-5: EEGSA, DEORSA y DEOCSA -la primera es parte de Empresas Públicas de Medellín y las restantes son operadas por Energuate, adquirida por Threelands Energy-.

“Son empresas que han demostrado su solidez y su compromiso porque nunca han dejado de pagar a los generadores que han tenido un PPA con ellas”, aseguró Peláez.

Las licitaciones anteriores tienen un historial positivo en el mercado guatemalteco. Ya se celebraron 23 licitaciones de corto plazo y 4 licitaciones de largo plazo, las últimas bajo subastas pay-as-bid con un modelo dinámico de rondas sucesivas hasta obtener ganadores de contrato en dólares a los que se les permite la venta de excedentes.

“Solo para mencionar un caso en la PEG4 recibimos ofertas por más de 1500 MW y se estaban contratando 235 MW, es decir casi seis veces lo que se iba a contratar”, destacó la directora de la CNEE.

Como resultado de todas esas licitaciones precedentes, el país ha logrado atraer inversiones para concretar 1.404,2 MW de capacidad instalada, principalmente a partir de energías verdes: 1,144 MW renovable, 245.2 MW no renovable y 15 MW ofertas mixtas.

En adición, los precios promedio adjudicados en cada licitación han sido cada vez más competitivos. Mientras que en la PEG1 se logró un mínimo de 117.5 USD/MWh, las cifras fueron en descenso en las siguientes: 114.9 USD/MWh en PEG 2, 97.74 USD/MWh en PEG3 y 79.18 USD/MWh en PEG4 (ver más).

Marcela Peláez consideró que “la PEG 5 no es una licitación más. La PEG 5 recoge todas las lecciones aprendidas que tanto las distribuidoras y la CNEE han obtenido de las licitaciones anteriores junto con todo lo que se ha logrado investigar y todo lo nuevo que se quiere desarrollar para ir avanzando como país”.

Guatemala ha demostrado ser muy atractivo para las inversiones sobre todo en el sector eléctrico. Además de ser el país con el PIB más grande de Centroamérica, posicionándose como la economía más grande de la región, tiene una macroeconomía estable y posición geográfica estratégica.

La ubicación no es menor para inversionistas del sector eléctrico. La interconexión con México y con el resto de Centroamérica permite a los agentes que participan en el mercado mayorista guatemalteco poder realizar transacciones tanto a nivel local como regional.

Aquello no sería todo. Un punto que subrayó la comisionada es que Guatemala hace parte del acuerdo de París y de los objetivos de desarrollo sostenible de la ONU, por lo que el país ofrece incentivos fiscales a la inversión de la energía renovable y al hidrógeno verde, y en paralelo avanza con regulación para el almacenamiento energético.

De allí, el escenario es favorable para que inversionistas locales e internacionales participen de la PEG-5. Hay tiempo de adquirir las bases hasta un día antes de la fecha de presentación de ofertas, prevista para el 21 de noviembre de este año 2025. “Los invito a participar y a construir la Guatemala del futuro”, expresó Marcela Peláez, al tiempo que compartió una presentación con indicadores clave del mercado para todos los stakeholders del sector energético.

PEG5-Licitaciones Competitivas-MPelaez

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Guatemala estará presente en el Future Energy Summit (FES) Iberia 2025 con una delegación de alto nivel que refleja la transformación energética en curso en uno de los mercados más dinámicos de América Latina. El evento, que se celebrará el próximo 24 de junio en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt, en Madrid, reunirá a más de 400 ejecutivos del sector público y privado de todo el mundo.

Entre los participantes se encuentran Víctor Hugo Ventura, Ministro de Energía y Minas de Guatemala, y Dimas Carranza, gerente de Regulación y Tarifas de Energuate, una de las principales distribuidoras del país. Ambos líderes formarán parte del panel dedicado a Latinoamérica, donde presentarán el estado de situación del sistema eléctrico guatemalteco y las oportunidades concretas que se abren para los inversores del sector.

La presencia de Guatemala se da en un momento clave: el país lanzó recientemente las licitaciones PEG-5 (Plan de Expansión de Generación) y PET-3 (Plan de Expansión del Sistema de Transporte), el proceso competitivo más ambicioso de los últimos años. Las inversiones esperadas superarán los 5.000 millones de dólares y contemplan la incorporación de tecnologías limpias, contratos a 15 años y reglas de juego que priorizan la transparencia, la competencia y la seguridad jurídica.

Entradas Early Bird ya disponibles en el sitio oficial del evento:
🔗 https://live.eventtia.com/es/fes-iberia

Durante el lanzamiento de las licitaciones, el presidente de Guatemala, Bernardo Arévalo, expresó que el objetivo es “construir nuevas plantas de generación, muchas de ellas con fuentes limpias y renovables, que aseguren un suministro confiable y sostenible”. Desde el sector privado, el gerente general de Energuate, Paulo César Parra, destacó que el país “presenta una combinación única de estabilidad, transparencia y crecimiento que lo posiciona como un destino sobresaliente en materia de energía”.

Se espera que la licitación PEG-5 convoque hasta 1.400 MW de potencia garantizada, con posibilidad de inicio de suministro escalonado entre 2030 y 2033. Esta apertura incluye tanto nuevas centrales como plantas en operación que presenten mejoras tecnológicas, permitiendo una amplia participación de empresas renovables.

En paralelo, el mercado no regulado, que representa aproximadamente 800 MW adicionales, también está generando interés de inversores y grandes consumidores. Según datos del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), más del 40% de la demanda eléctrica guatemalteca no es regulada, lo que abre el juego a licitaciones privadas y acuerdos bilaterales con comercializadoras.

Desde el operador eléctrico nacional, su presidenta Silvia Alvarado de Córdoba resaltó que “Guatemala cuenta con un mercado maduro, sin precedentes de impago y con una sólida base jurídica que garantiza certeza a largo plazo”. En ese sentido, el país también avanza en la modernización normativa para incorporar almacenamiento energético y tecnologías híbridas bajo un enfoque de previsibilidad y adaptación.

La participación guatemalteca en FES Iberia 2025 busca mostrar al país como un caso testigo de cómo los mercados emergentes pueden convertirse en polos de atracción para inversión limpia y sostenible. El evento contará también con la presencia de otros líderes regionales de América Latina, así como representantes de compañías globales como Repsol, Galp, Matrix Renewables, Alantra, 360Energy, Chemik, Risen, Schletter, Yingli y BLC Power Generation.

El evento completo de la edición FES Iberia 2024

Además de los contenidos técnicos, FES Iberia ofrecerá un entorno exclusivo para networking estratégico, reuniones privadas y foros de discusión donde se proyectará el futuro energético de Europa, Latinoamérica y otras regiones clave.

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La entrada Exclusivo: altos ejecutivos del país que más crecerá en renovables en Latinoamérica participará en FES Iberia 2025 se publicó primero en Energía Estratégica.

La jornada inaugural contará con una entrevista exclusiva a Norela Constantinescu, directora interina del Innovation and Technology Centre de IRENA (la Agencia Internacional de Energías Renovables), quien compartirá una hoja de ruta sobre las tecnologías con mayor proyección en 2025. ¿Será este el año de las baterías? ¿Cuál será el lugar del hidrógeno renovable en la estrategia energética europea? ¿Cómo evolucionarán los costos y el LCOE de tecnologías como la solar y la eólica? Constantinescu anticipará, además, las prioridades que desde IRENA se consideran críticas para acelerar la integración de renovables a la red.

El foro continuará con un panel que reunirá a los máximos referentes de asociaciones sectoriales como SolarPower Europe, Hydrogen Europe, EASE (European Association for Storage of Energy) y otras entidades clave de la red eléctrica europea.

El debate girará en torno al cumplimiento de los objetivos 2030, el rol del Net Zero Industry Act y las barreras regulatorias y estructurales que aún frenan el desarrollo. Será una instancia fundamental para trazar el mapa estratégico de las energías renovables en Europa y analizar cómo escalar tecnologías como el hidrógeno verde y el almacenamiento en un contexto de fuerte presión sobre las redes.

📌 La inscripción sigue abierta:
👉 Acceso gratuito al evento

Más tarde, se abrirá una mesa dedicada al futuro del mercado solar en Europa. Empresas como GCL SI, Everyray y SMA Italia Srl abordarán los desafíos de eficiencia, automatización y digitalización de activos solares. Se espera que GCL presente sus avances en módulos de alta eficiencia y silicio granular, mientras que SMA compartirá detalles sobre Blackhillock, el mayor sistema de almacenamiento conectado a red en Europa.

En el corazón de la jornada se ofrecerá una keynote especial sobre FES Iberia 2025, el próximo evento físico que reunirá en España a líderes del sector renovable. Allí se presentarán detalles sobre temáticas, empresas confirmadas y visión estratégica del foro que busca consolidarse como uno de los encuentros presenciales más influyentes de Europa en materia energética.

La conversación continuará con un panel técnico en español sobre el cruce entre solar y baterías, donde empresas como Solplanet, Suntech, FlexGen y Diprem explorarán las sinergias tecnológicas que podrían redefinir la rentabilidad de los proyectos solares. A la luz del apagón ibérico, también se debatirá sobre resiliencia energética, escalabilidad de soluciones de respaldo y desafíos logísticos en la región.

El cierre del primer día estará a cargo de un panel de analistas que pondrán el foco en las proyecciones de precios, riesgos regulatorios, acceso al capital y el papel de la inteligencia artificial en la predicción de ingresos. Participarán AleaSoft, 360 Energy, Sólida, Licencia Social Energy y Agere, quienes también reflexionarán sobre el impacto de la aceptación social en la viabilidad de nuevos proyectos.

El 22 de mayo, la agenda girará completamente hacia la movilidad eléctrica. Abrirá con una entrevista a Philippe Vangeel, director de EV Belgium, seguida de un bloque técnico sobre expansión de infraestructura de carga, barreras normativas y cooperación transatlántica entre Europa y América Latina para acelerar la adopción del vehículo eléctrico. La jornada incluirá una presentación exclusiva de datos en vivo sobre el sector, a cargo de Mobility Portal Data.

Con más de 20 empresas y organizaciones involucradas, el Storage, Renewable and Electric Vehicles Integration Forum – Second Edition se consolida como una plataforma estratégica para comprender hacia dónde se dirige la transición energética europea, desde una perspectiva multisectorial, técnica y geopolítica.

📌 La inscripción sigue abierta:

👉 Acceso gratuito al evento

La entrada IRENA, asociaciones y empresas líderes debatirán mañana sobre el presente y futuro energético europeo se publicó primero en Energía Estratégica.

La industria del almacenamiento de energía con baterías vive un momento de aceleración en América Latina, y México comienza a tomar protagonismo. “El auge empieza a crecer y las expectativas empiezan a tomar forma y empiezan a tener nombres y apellidos”, afirmó Francisco Alcalde, Key Account Manager México de Sungrow, durante una entrevista en el marco del Future Energy Summit (FES México).

El referente señala que el país está ingresando a una fase de mayor claridad regulatoria, luego de años de incertidumbre. “Muy contento. Volviendo a eventos anteriores o tiempo atrás, hay muchísimo más optimismo porque sabemos que recientemente subieron una actualización a las leyes secundarias. Hace tiempo que no teníamos estos movimientos. Esos son los destellos que nosotros estamos viendo, que son claridad o luz en el camino para poder seguir adelante”, explicó Alcalde.

Desde la perspectiva de Sungrow, uno de los principales proveedores de soluciones integrales para almacenamiento en la región, el contexto actual está propiciando una mayor atención del sector privado, que ya comienza a identificar oportunidades concretas para integrar baterías tanto en nuevos desarrollos como en plantas renovables existentes.

Más allá del entusiasmo, Alcalde subrayó la importancia de actuar con responsabilidad y precisión técnica. “Con este boom tenemos que ser muy específicos y muy claros todos los tecnólogos, para que demos los números exactos para el tipo de proyecto”, indicó.

Para Sungrow, la trazabilidad, el acompañamiento posventa y la comprensión detallada del modelo de negocio son elementos fundamentales. “No depende solamente de ‘oye, tengo la tecnología correcta’. Hay que estudiar, hacer todo el business case y el financial case, también para que se dé debido con las regulaciones”, enfatizó.

En ese sentido, sostuvo que el crecimiento natural del almacenamiento debe ser regulado y tarifado correctamente. “Cuando todos esos factores convergen, ya tienes una expectativa y sabes que tu modelo financiero da”, agregó.

Tecnología de punta para acompañar el crecimiento regional

Sungrow ha instalado o tiene en fase de comisionamiento más de 7 GWh de almacenamiento en Latinoamérica, sin incluir a Brasil en esta cifra récord. Según el ejecutivo, gran parte de esta capacidad está ubicada en Chile, pero el crecimiento ya es evidente en mercados como Colombia, República Dominicana, Panamá, Guatemala, El Salvador y México.

En fabricante ofrece actualmente soluciones de almacenamiento tanto en acople AC como acople en DC, para su configuración a escala utilitaria en la región, cada una con ventajas específicas de acuerdo con el tipo de uso requerido.

“El acople en DC lo puedes conectar directamente y reduces verdaderamente tu OPEX, mantienes el CAPEX y tienes una recuperación del clipping. Es algo interesante para aquellos desarrolladores o privados que se queden con los assets”, explicó Alcalde mientras destacó su solución Power Titan 1 para este fin, aunque aclaró que también tiene la función en AC para algunos proyectos.

Cuando el objetivo es mejorar la estabilidad de la red con funciones como grid forming, la opción pasa por acoplar en AC y para este aprovechamiento recomienda su nuevo modelo: “Tienes un equipo string con una MBS y haces un acople AC con los Power Titan 2.0, recientemente lanzado al mercado latinoamericano. Nosotros tenemos ya contratos firmados con ese equipo, entonces nos da el track record y la certeza de lo que vamos a obtener operativamente”, detalló.

La flexibilidad de esta oferta, sumada a la experiencia regional de la compañía, está permitiendo una respuesta más ágil a las diversas realidades del continente. “Tenemos ese diferenciador: estas dos tecnologías, en acople en AC o en DC, dependiendo del tipo de utilización que necesite el cliente, los podemos llevar de la mano. Es importante siempre conocer desde el inicio cuál es el esquema operativo que necesita, porque va muy de la mano con la entidad regulatoria, el modelo financiero y el acople que se defina para hacer un proyecto altamente efectivo”, señaló Francisco Alcalde.

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La Subsecretaría de Energía Eléctrica de la Nación dio a conocer el modelo de contrato para la licitación AlmaGBA para la instalación de 500 MW de baterías en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). 

La convocatoria está dirigida a proyectos de entre 10 MW y 150 MW de potencia, con una fecha objetivo de inicio contractual el 1 de enero de 2027 y un plazo máximo de habilitación comercial fijado para el 31 de diciembre de 2028.

Cada proyecto deberá poder ser operado al menos 180 ciclos por año y la carga horas continuas de carga por la potencia contratada se establece en 6 horas como máximo. Aunque, por razones operativas, la central deberá tener la capacidad de extender la carga continua de las baterías por hasta 8 horas. 

El contrato establece una duración de 15 años, a contar desde la fecha de habilitación comercial establecida. En caso de que el vendedor no habilite la central en la fecha objetivo, el cómputo del plazo comenzará igualmente en ese momento pactado, independientemente de la puesta en marcha efectiva. 

En materia de remuneraciones, el modelo establece pagos diferenciados por la potencia contratada y la energía abastecida. La remuneración por potencia contratada (Rem.PCONT) se calculará mensualmente considerando la potencia de almacenamiento disponible (PADISP), el precio fijo de la potencia (PFijo), las horas de almacenamiento validadas (HAV) y las horas de almacenamiento comprometidas (HAC), además de los factores de ajuste anual y de estacionalidad.

Los factores de ajuste anual quedan establecidos en 1,20 para los años 2025 a 2027, 1,10 para 2028, 1,00 desde 2029 a 2036, y 0,50 para los últimos cinco años del contrato. Mientras que el factor de estacionalidad (FE) será de 1,20 en los meses de mayor demanda (enero, febrero, marzo, junio, julio y diciembre) y de 0,80 en el resto del año, tal como semanas atrás informó Energía Estratégica (ver nota). 

Es decir que no se modifican las sumas anuales de remuneración, dado que los valores de FE se compensan a lo largo del año. Por tanto, la medida sí puede ocasionar que se adelanten o atrasen flujos de caja en el año de operación, según el mes de COD. 

Mientras que por la la energía inyectada a la red por el proyecto adjudicado se reumenrará a partir de la siguiente fórmula: Rem.EAm = EAm x PES, donde: 

• Rem.EAm: Remuneración por la energía abastecida correspondiente al mes “m” expresado en USD.
• EAm: Energía abastecida en el mes “m” se calculará de acuerdo con la energía entregada a la red por el proyecto, expresado en MWh en el punto de entrega. 
• PES: precio por la energía abastecida expresado en USD/MWh establecido en 10 USD/MWh. 

Como medida de respaldo financiero, CAMMESA asumirá el rol de garante de última instancia en los casos en que los compradores no puedan trasladar los costos del contrato a sus usuarios finales, conforme a lo dispuesto en la Resolución SE N° 67 del 17 de febrero de 2025. 

Ante la falta de pago, tanto el vendedor como el comprador deberán notificar inmediatamente a la Secretaría de Energía y a CAMMESA, quien gestionará los fondos necesarios para cubrir las facturas vencidas. No obstante, CAMMESA solo procederá al pago en la medida en que reciba los fondos correspondientes de la Secretaría de Energía, lo que exime al comprador de cualquier reclamo.

El contrato también define de forma precisa las causales de rescisión. Por parte del comprador, se contempla la finalización unilateral del acuerdo en caso de que la disponibilidad de potencia sea inferior al 50% en un período de seis meses o menor al 25% en un plazo de dos años. 

Y de igual modo, será motivo de rescisión la imposición de tres sanciones administrativas firmes por incumplimiento de normas de seguridad o estándares de calidad, o el incumplimiento reiterado de las órdenes del OED que afecten la calidad del servicio.

En tanto, el vendedor podrá rescindir el contrato si se produce la falta de pago de cuatro facturas consecutivas o seis facturas en un período de doce meses.

Próximas fechas claves

La presentación y apertura de ofertas administrativas y técnicas se realizará el 10 de junio; en tanto que la apertura de las propuestas económicas se hará el 15 de julio, y la adjudicación recién se dará a conocer pocos días después, precisamente el lunes 23/7.  

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La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) ha firmado el contrato y orden de inicio para los estudios, diseño, suministro, instalación y puesta en marcha del sistema de almacenamiento de energía con baterías más grande de Centroamérica. El proyecto de 75MW/300MWh será instalado en la subestación de Amarateca por el consorcio chino-hondureño Windey-Equinsa, tras ganar una licitación internacional con una oferta de 50,2 millones de dólares (ver más).

Adriana Álvarez, Directora de la Unidad Especial de Proyectos de Energía Renovable de la ENEE, destacó que este sistema permitirá aumentar la capacidad de integración de recursos de generación variable, como la eólica y la solar fotovoltaica. «Este sistema de baterías aportará una reserva primaria y secundaria de frecuencia, durante el día en régimen de carga y durante la noche en régimen de descarga», explicó Álvarez a Energía Estratégica.

El proyecto busca trasladar cuatro horas de energía producida durante el día a horario nocturno, ayudando a abastecer la demanda máxima y evitando el vertimiento y la pérdida de esa energía. Además, contribuirá a dar soporte a la red ante caídas abruptas de generación renovable o fallas en la transmisión, y ofrecerá servicios complementarios al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Desde el punto de vista económico, la implementación de este sistema representa un ahorro significativo, ya que reducirá los costos de operación del sistema y los costos base de generación. «Al sustituir las plantas de punta que utilizan combustible diésel o búnker por medio de esa energía renovable que vamos a estar almacenando durante el día, realmente es algo muy positivo para el país», afirmó Álvarez.

La orden de inicio para el proyecto fue firmada el 13 de mayo, y actualmente se están realizando los estudios preliminares. Se prevé que las obras comiencen en los próximos meses, con una duración estimada de ocho meses, por lo que se espera que el sistema esté en operación en enero de 2026.

Este proyecto estatal será muy emblemático en la región y se espera que siente las bases para futuras inversiones en almacenamiento de energía en Honduras. Actualmente, la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) está trabajando en la normativa de almacenamiento de energía, contemplando servicios y remuneraciones.

«Ya hay un documento a nivel de borrador y esto va encaminado a promover este tipo de tecnologías, que también los privados puedan integrar a sus sistemas de energía renovable, principalmente los variables como la solar y la eólica, este tipo de sistemas y que puedan ser remunerados conforme a las legislaciones que en ese momento van a estar vigentes», anticipó Adriana Álvarez.

Además del sistema de almacenamiento en Amarateca, la ENEE está desarrollando proyectos de generación a partir de energía renovable variable. Entre ellos, destaca un sistema solar fotovoltaico con una capacidad instalada de 50 MW con una inversión de más de 43 millones de dólares, como ampliación y complemento de la central hidroeléctrica Patuca III. Este proyecto, comentó Álvarez a este medio, busca garantizar el embalse de la presa en época de verano y potenciar la generación y el suministro eléctrico en la zona del departamento de Olancho.

Aquello no sería todo. La ENEE también está apostando al desarrollo de proyectos hidroeléctricos multipropósito, ya que considera que son una solución para reducir la dependencia de fuentes térmicas, contener inundaciones e impulsar la economía local con la creación de empleos.

En tal sentido, ya se han realizado convocatorias a licitación pública internacional tales como las vinculadas a la represa multipropósito El Tablón de 17.07 MW que busca, además de generar energía, mitigar las inundaciones en el Valle de Sula, ya que tendrá la capacidad de contener caudales de hasta tres veces más que los registrados durante el paso de los huracanes Eta y Iota.

En adición, se tiene en mira otros proyectos hidro ya que, de acuerdo con la Directora de la Unidad Especial de Proyectos de Energía Renovable de la ENEE, Honduras cuenta con más de 5.000 MW de potencial hidroeléctrico aún no explotado, y que podrían acceder prontamente a financiamientos para su construcción.

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México alcanzó a finales de 2024 una capacidad solar instalada superior a los 12,5 GW, de los cuales 4,4 GW corresponden a generación distribuida. Tan solo en 2024 se incorporaron más de 1 GW de nueva capacidad distribuida mediante más de 100 mil contratos, marcando un crecimiento interanual del 48,4 %.

En ese terreno, JA Solar no solo se ha consolidado como actor dominante, sino que también busca ampliar sus ventas en nuevos segmentos del mercado. “Cerrando el año 2024, podemos decir que otra vez, nuevamente en generación distribuida, JA Solar es el número uno en paneles, con una participación de mercado de arriba del 23 %, cuando el segundo lugar tiene un 16 %”, explicó Alexander Foeth, Country Manager de la compañía en México.

La empresa estima que históricamente ha suministrado casi 1 GW en paneles solares destinados a generación distribuida en el país, cifra que se suma a los 2 GW aportados en proyectos utility scale actualmente en operación. Su estrategia se apoya en un modelo de distribución exclusivo junto a Exel Solar, que según Foeth permite responder con agilidad a la creciente demanda local en este segmento del mercado.

El éxito sostenido de JA Solar se explica también por su permanente apuesta a la innovación tecnológica. Su modelo insignia actual, el Deep Blue 4.0 Pro, incorpora tecnología TopCon tipo N con una eficiencia de celda del 26 % y una eficiencia global del panel del 23 %. “Es un panel con mejora en eficiencia… En temas de potencia, en México tenemos una variedad que va desde los 590 W hasta los 630 W por panel”, detalló Foeth. Esta versatilidad permite a la compañía suministrar tanto al segmento distribuido como el de gran escala: “Con este producto podemos cubrir las dos necesidades”.

Pero el mayor cambio que anticipa JA Solar está en el mercado emergente del autoconsumo industrial. El reciente aumento del límite para generación distribuida, de 500 a 700 kW, y la definición de un nuevo nicho entre 700 kW y 20 MW para autoconsumo, abre un abanico de posibilidades que la empresa pretende capitalizar. “Nosotros creemos que aquí hay una demanda gigante, mínimo 1 GW en este año, de la industria que necesita generar su energía renovable. Ya tenemos equipo especializado en ese nicho, muy buenas alianzas y estamos también en preparación de esos proyectos”, adelantó Foeth durante una entrevista audiovisual en el marco del encuentro Future Energy Summit México (FES México).

La industria mexicana, golpeada por los altos costos energéticos y con presión creciente para avanzar en sus metas ambientales, ha comenzado a voltear hacia soluciones de suministro con energía solar. JA Solar se posiciona como proveedor de referencia para atender esta demanda latente.

En paralelo, el mercado utility también se prepara para una nueva etapa. El Plan de Fortalecimiento y Expansión del Sistema Eléctrico Nacional 2025–2030 contempla, por parte de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), la incorporación de 4.6 GW en nuevos proyectos solares, incluyendo la continuación de la Central Fotovoltaica Puerto Peñasco con 580 MW a licitarse este año. Pero la capacidad instalada privada también podría dar un salto en los próximos meses.

“Vemos que va a detonar este año bastantes proyectos que están ya en la pipeline, donde esperamos que se les vayan a dar los permisos bajo la nueva regulación que todavía está por definirse a detalle”, indicó Foeth.

Las expectativas de este fabricante están puestas en mantener el liderazgo en el segmento distribuido que sigue creciendo y, al mismo tiempo, ampliar presencia en un segmento que promete revolucionar la forma en que las empresas industriales consumen energía. “Esperamos que en este año nuevamente lleguemos arriba de 1 GW de instalación y obviamente, para seguir siendo el número uno, tenemos que todavía aumentar nuestras ventas. Ese es el reto que tenemos y tenemos el equipo y la estrategia correcta aquí”, afirmó Alexander Foeth con convicción.

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Sergio Rodríguez Moncada, Chief Technology Officer de Solis, compartió la visión de la empresa durante su participación en un panel de debate en el evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), destacando los desafíos técnicos y regulatorios que enfrentan los proyectos energéticos en los estados insulares.

“Nuestra perspectiva incluyendo República Dominicana y todas las diferentes islas que componen el Caribe ofrece una gran oportunidad pero también un tema bastante retador”, explicó Rodríguez. La heterogeneidad técnica, normativa y logística entre territorios como Jamaica, Puerto Rico, Barbados y Curazao demanda soluciones versátiles, adaptables y con respaldo técnico inmediato.

Ante esta complejidad, Solis ha apostado por el desarrollo de inversores que puedan operar bajo diferentes esquemas de certificación —UL o europea— y configuraciones eléctricas como 220, 380 y 415 V. “Hemos enfocado nuestro esfuerzo y nuestra innovación en una gama más en generación distribuida, mucho más escalable, mucho más fácil de instalar, porque entendemos los retos del Caribe en tema de condiciones climatológicas, en tema de complejidad también de transporte”, añadió el CTO.

A diferencia de otros fabricantes que priorizan soluciones de gran capacidad en contenedores, Solis se ha enfocado para esta región en inversores de menor tamaño, altamente customizables y adaptables a entornos insulares.

El diseño de sus productos está guiado por dos motores fundamentales: la regulación cambiante y la necesidad de reducir costos sin comprometer la calidad ni la continuidad operativa. Esto ha motivado a Solis a enfocarse en el segmento residencial, comercial e industrial de hasta 1 MW, con especial énfasis en los sistemas híbridos con almacenamiento.

Rodríguez confía en que este 2025 será un año de estabilización de precios, lo cual permitirá reforzar la oferta de garantías y servicios de largo plazo, beneficiando tanto a fabricantes como a socios locales.

Respecto a su presencia regional, Solis ha participado en proyectos emblemáticos no sólo en mercados de Centroamérica y el Caribe. Para Rodríguez, el verdadero «proyecto de impacto» es la democratización de la energía solar. “Somos el tercer fabricante a nivel internacional, pero somos el número uno en cantidad de piezas o inversores en países como México. De dos inversores instalados, uno es Solis. Y en mercados como el caribeño, Colombia, República Dominicana, de tres, uno es Solis”, afirmó con orgullo.

La compañía también ha fortalecido sus alianzas con actores locales para garantizar disponibilidad inmediata de equipos y atención técnica oportuna. “Si tienen algún proyecto, ya sea generación distribuida, a gran escala, almacenamiento, se pueden acercar a nosotros. Estamos aquí y con nuestros partners locales para poder tener producto disponible de manera inmediata”, concluyó Rodríguez.

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En participación virtual en el 17º Congreso Anual de Energía de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen), el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma invitó a los actores de este sector de la energía para crear una gran mesa de diálogo que permita la formulación de un nuevo proyecto de ley sobre temas cruciales para la transición energética como: la opción tarifaria, la estratificación del servicio y la conformación de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG.

“Invitarles a que participen de la discusión que queremos abrir en el Congreso de la República sobre un Proyecto de Ley que incluye distintos temas como: la estratificación, la opción tarifaria, los saldos de la opción tarifaria, la reconfiguración, incluso, la conformación de la CREG. Esperamos que también se unan los usuarios y los tomadores de decisión del sector de la energía”, manifestó el jefe de la cartera de gobierno.

Además, el ministro Palma enfatizó en la importancia de seguir trabajando de manera articulada en la implementación de proyectos solares como una forma de diversificar las fuentes de energía del país. Esto ayudará a que Colombia tenga una transición energética que brinde seguridad a través de proyectos como las subastas de expansión y de reconfiguración, las cuales permitirán cerrar la brecha entre la energía que se produce y la que se necesita, asegurando así el suministro para todos los colombianos.

Palma Egea también agradeció al sector privado por la apuesta de lograr que Colombia cumpla su meta de incorporar 6 GW plus (6 gigavatios plus) de energía al Sistema Interconectado Nacional. “Queremos poder superar esta meta que triplicó la del Plan Nacional de Desarrollo, en la que ustedes y varios de sus asociados han jugado un papel fundamental al vincular proyectos de energía renovable al país. Queremos agradecerles porque dentro de los objetivos de esta estrategia se incluye la remoción de obstáculos para promover la inversión pública y privada”.

La Transición Energética Justa seguirá avanzando en su agenda con el sector energético de cara a la disposición del Ministerio de Minas y Energía al diálogo social y a las conversaciones públicas para la construcción de acuerdos que busquen el bien de los usuarios, quienes, históricamente, han estado excluidos de estos debates.

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Risen Energy, empresa reconocida por su liderazgo global en la fabricación de módulos solares, ha ampliado su portafolio con soluciones de almacenamiento energético, anticipándose a un entorno regulatorio que exige nuevas capacidades técnicas y operativas para el despliegue de proyectos de energías renovables.

Durante una entrevista en el evento Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), Victoria Sandoval, Senior Sales Manager de Risen, compartió las perspectivas de la compañía. “Estamos viviendo un momento interesante en la empresa… Risen pasó de ser un fabricante de módulos a ser un fabricante de módulos y un fabricante de sistemas de almacenamiento”, introdujo.

Según Victoria Sandoval, se percibe una tendencia regional hacia la incorporación de almacenamiento ante las limitaciones de las redes eléctricas. “Un poco el modelo parecido a lo que está sucediendo en Chile lo vamos a empezar a ver en otros sitios. Había muchísimo potencial para instalar capacidades, de repente hubo un freno porque se dieron cuenta que las redes tienen un límite y ahora todo el mundo va a empezar a requerir baterías”, afirmó.

En esa línea, mencionó que en países como Brasil también se vivieron momentos de curtailment, y cambios regulatorios recientes como la eliminación de exenciones impositivas están generando nuevos retos. Mientras tanto, otros mercados como República Dominicana se perfilan como claves en esta etapa de acelerar la transición con soluciones híbridas. “Ahorita estamos viendo en República Dominicana uno de los mercados punteros en lo que estamos haciendo nosotros, que es este mercado dual de baterías y módulo”, indicó.

En México, Sandoval destacó que las nuevas disposiciones regulatorias comienzan a establecer requerimientos explícitos de respaldo con baterías para obtener permisos de instalación de proyectos. “A partir de la nueva regulación, todos los sistemas que quieran obtener un permiso van a necesitar tener forzosamente una capacidad de baterías de respaldo. Se habla de un 30% y todavía estamos indecisos si es a dos o cuatro horas, pero ya definitivamente es un requerimiento”, señaló.

En respuesta a esta tendencia, Risen ha estructurado oficinas de apoyo técnico especializado en almacenamiento. “Tenemos equipo técnico de respaldo en tres países, sobre todo para baterías porque es mucho más complejo de lo que nosotros hacíamos en paneles. Tienes que tener un equipo de respaldo para diseño, comisionamiento y construcción de proyectos. Tenemos uno basado en China, uno en Estados Unidos y uno en España”, detalló Sandoval. Esta estructura multinacional permite atender proyectos con distintas exigencias de interconexión, adaptándose a contextos como la frontera norte de México, donde pueden requerirse estándares compatibles con Estados Unidos.

Además de observar oportunidades con nuevos proyectos PV+BESS, el sector en México permanece atento a las licitaciones que la CFE prevé lanzar este año bajo el Plan de Fortalecimiento y Expansión 2025-2030. Entre los proyectos destacados se encuentran Puerto Peñasco III (300 MW) y Puerto Peñasco IV (280 MW), ambos con convocatorias previstas para agosto y adjudicación en diciembre de este 2025.

Al respecto, Sandoval expresó su expectativa de que la próxima vez que la industria se reúna en FES México haya avances concretos. “Tirando la moneda del deseo, me gustaría que nuestra próxima reunión en México estemos hablando de ya la conclusión del proyecto de Puerto Peñasco y el desarrollo de nuevos proyectos por parte de CFE, porque CFE está pasando por un momento de reestructuración interna bien interesante y yo creo que no hemos visto todo lo que se va a hacer”, afirmó.

En cuanto a la oferta tecnológica, la ejecutiva subrayó que Risen se encuentra liderando en eficiencia respecto a la competencia. “Nos saltamos un paso. Si vemos el desarrollo de la tecnología en escalones, nosotros nos saltamos un paso que es el escalón donde están todos actualmente, que es en el TOPCon, y estamos ya en el siguiente nivel que es tecnología HJT, que es un poco más eficiente”, explicó.

Con esta decisión estratégica de invertir en tecnología HJT, la empresa se desmarcó del enfoque generalizado hacia soluciones TOPCon. Esta elección le permite hoy ofrecer productos de alto rendimiento, como paneles de hasta 730 W, con mejor coeficiente de temperatura y bifacialidad del 90%.

Este desarrollo en paneles solares es complementado por la incorporación decidida al sector de almacenamiento, tras la adquisición de la firma SYL, rebautizada como Risen Storage. Con ello, la compañía suma una capacidad instalada de producción de baterías de 15 GWh anuales, con más de 3,5 GWh ya conectados a la red, lo que la posiciona como un jugador con experiencia concreta en integración de Battery Energy Storage Systems (BESS).

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El directorio de la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (ACENOR) de Chile sostuvo un encuentro clave con el Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), en el que se abordaron medidas inmediatas y de largo plazo para fortalecer la seguridad y resiliencia del sistema eléctrico chileno, tras el blackout que ocurrió el 25 de febrero y que afectó a gran parte del país.

“La reunión fue muy importante porque los clientes eléctricos fueron los principales afectados por este blackout”, manifestó Javier Bustos, director ejecutivo de ACENOR, en diálogo con Energía Estratégica. 

Según el ejecutivo, el costo económico de la falla se estima entre USD 400 y 500 millones, lo que pone en evidencia la necesidad de acciones concretas y, por tanto, resulta relevante entender el diagnóstico realizado por el CEN y de qué manera se está avanzando. 

Entre las iniciativas de corto plazo, Bustos destaca la actualización del plan de recuperación del servicio, que ya cuenta con un calendario de implementación. Además, se evalúa el funcionamiento de los esquemas automáticos de generación y carga que, durante la falla, no lograron evitar la propagación del apagón.

Otra preocupación relevante es el monitoreo de los recursos distribuidos, particularmente de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), a fin de “evitar que la desconexión de estos recursos ante una falla propague aún más el efecto en el sistema”.

En cuanto a las medidas de mediano y largo plazo, Bustos explicó que en la instancia se conversó sobre el fortalecimiento de la verificación de las instalaciones críticas: “Discutimos la necesidad de realizar auditorías técnicas que acrediten que las centrales e infraestructuras cumplan con los estándares que necesita el sistema”.

Asimismo, remarcó la necesidad de fortalecer la capacitación y certificación de operarios y despachadores, en un escenario donde cada vez hay más actores en el sistema eléctrico, a fin de garantizar una operación segura y eficiente.

A pesar del tiempo transcurrido desde la falla, el Coordinador Eléctrico Nacional aún recolecta información de los agentes coordinados. Además del informe oficial, se esperan los diagnósticos de entidades externas como Electric Power Research Institute (EPRI) y un grupo de académicos de universidades chilenas.

En paralelo, están en discusión una serie de normativas clave vinculadas a la seguridad y calidad de servicios y a la conexión de medios de generación en el sistema de distribución. 

“Será fundamental que estos análisis alimenten la actualización de estas normas, permitiendo que las nuevas inversiones en generación y almacenamiento eleven los estándares de seguridad del sistema”, sostiene Bustos.

Por otro lado, ACENOR expresó su preocupación por los costos que enfrentan los clientes libres en Chile. “Pagamos cerca de USD 3 millones anuales en planes de recuperación del servicio, además de entre USD 600 y 700 millones en infraestructura de transmisión”, revela Bustos.

“Ello involucra el contrato de energía que cada cliente libre firma, el pago por capacidad para que haya suficiencia, el pago de la infraestructura de transmisión, cargos sistémicos, servicios complementarios donde se incluyen los planes de recuperación de servicio, sobrecostos del sistema y una serie de elementos”, detalló el representante de los clientes libres de Chile. 

El directivo advierte que, pese a estos desembolsos, el sistema no ha ofrecido el nivel de confiabilidad esperado. Por lo que, ACENOR impulsa una agenda que permita optimizar los costos y poner al usuario en el centro de la transición energética, que aborde tanto las necesidades de la oferta como también aquellas de la demanda y a precios más competitivos. 

“Hay que revisar cómo se está pagando la transmisión, los servicios complementarios o incluso el presupuesto del Coordinador Eléctrico Nacional; a la par de rever cómo podemos hacer más eficientes todos los presupuestos y costos”, indicó. 

“Por tanto, el consejo principal para futuras autoridades es que hay que poner a los clientes en el centro, con el objetivo de lograr una transición energética justa para todos”, remarcó el director ejecutivo de ACENOR.

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La transición energética en Colombia sigue ganando impulso en un contexto global que otorga cada vez mayor relevancia a las energías limpias. De acuerdo con World Energy Council (WEC), en 2023 la inversión mundial en energías renovables superó los 1,7 billones de dólares, representando el 70 % del gasto global en generación eléctrica. En Colombia, este fenómeno se refleja en un aumento significativo en la inversión en energía solar y eólica.

En 2025, el país planea activar 22 nuevos proyectos de energía renovable, lo que sumará 697 megavatios a la capacidad instalada, pasando a ser el 15% de la generación de energía eléctrica de Colombia. Esto fortalecerá la matriz energética nacional y atraerá una inversión privada superior a los 500 millones de dólares, de acuerdo con SER Colombia.

Este crecimiento en la incorporación de energías renovables se debe en gran parte a la caída de los costos de tecnologías como la solar fotovoltaica y la eólica, que han permitido a las empresas del sector ofrecer soluciones más competitivas. Asimismo, el sector ha sido dinamizado por la aparición de nuevos modelos de negocio, impulsados en su mayoría por jóvenes emprendedores colombianos, que están innovando en áreas como la comercialización, financiación, soluciones y el acceso a la energía.

La flexibilización del sistema energético, promovida por la generación distribuida (producción de energía eléctrica a través de pequeñas fuentes de generación cercanas a los puntos de consumo), ha permitido mejorar la resiliencia ante posibles crisis, lo cual es crucial para el futuro energético del país.

A la par de estos avances, los consumidores colombianos también están tomando un rol activo. Cada vez más hogares se suman a modelos de autoconsumo y se integran en comunidades energéticas, lo que les permite generar y consumir su propia energía de manera más eficiente y respetuosa con el medio ambiente. Además, los contratos de energía verde ganan terreno, ofreciendo alternativas más sostenibles y responsables para los usuarios.

Sin embargo, los desafíos persisten. La volatilidad de los mercados energéticos, exacerbada por las tensiones políticas y geopolíticas internacionales, sigue siendo una de las principales preocupaciones para los líderes del sector. Frente a este panorama, es necesario fortalecer la planificación, reducir la incertidumbre regulatoria, diversificar las fuentes de energía y continuar invirtiendo en infraestructura para optimizar la transmisión y distribución de la electricidad. La cooperación internacional será crucial en este proceso, ya que es esencial unir esfuerzos entre el sector público, privado y la sociedad civil para alcanzar los objetivos de sostenibilidad y garantizar un acceso equitativo a la energía.

En este marco de transformación y dinamismo, Barranquilla se convertirá en el centro de discusión sobre el futuro energético de América Latina. Del 21 al 23 de mayo de 2025, la ciudad será sede del 8° Encuentro y Feria Renovables Latam, un evento de gran relevancia para los actores del sector energético en la región.

Más de 100 empresas estarán presentes, junto con expertos internacionales, líderes empresariales, funcionarios gubernamentales, y académicos, quienes se reunirán para abordar las tendencias y las oportunidades en energías renovables. Los asistentes tendrán la oportunidad de explorar las últimas innovaciones tecnológicas, participar en ruedas de negocios para fomentar la inversión y conocer los avances en energías limpias, movilidad eléctrica, hidrógeno verde, entre otros.

Este evento, uno de los más importantes en la región, reunirá a más de 4.000 personas, quienes podrán participar en conferencias, paneles y sesiones técnicas sobre temas clave como la evolución de los mercados energéticos, la transformación de la industria y el impacto de las tecnologías emergentes.  Además, la muestra comercial crecerá significativamente, ofreciendo una visión más completa de las soluciones que está implementando la industria de las energías renovables.

El ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, asistirá al evento y será ponente en el Diálogo ministerial: ¿Hacia dónde vamos y qué nos espera?

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El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile presentó los resultados del informe anual 2024 de monitoreo de la competencia en el mercado eléctrico. La evaluación reveló una leve mejora en los niveles de concentración y poder de mercado, junto a un avance relevante en la operación acoplada del sistema.

“Observamos una operación más acoplada que en años anteriores, con una creciente participación de las energías renovables en servicios complementarios, especialmente en horario solar”, destacó Paulo Oyanedel, director de la unidad de monitoreo de la competencia del CEN. 

Sin embargo, los recortes a las energías renovables también se incrementaron. El recorte horario promedio alcanzó un 20%, concentrándose en su mayoría en rangos entre 0% y 20%. “La principal causa de estos recortes es el exceso de oferta, que superó el 90% en la mayor parte del año”, advirtió el directivo.

Por otro lado, el segmento de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) registró cifras históricas en 2024. A diciembre, la potencia instalada alcanzó los 3242 MW, representando el 9,5% de la capacidad del SEN, de los cuales el 83,4% corresponde a energía solar.

Durante el año, la generación PMGD se elevó al 6,75% del total anual, en comparación con el 5,5% de 2023, alcanzando un máximo horario de participación del 26,1% en octubre.

“Además, hay 1283 MW de PMGD declarados en construcción, otros 457 MW en conexión y 115 MW en etapas de pruebas”, complementó Oyanedel.

“El principal incentivo para este segmento es el acceso a un precio estabilizado, desacoplado del mercado, lo que ha fortalecido su participación pese a la ralentización en la instalación de nueva capacidad”, añadió.

En términos económicos, las compensaciones por precio estabilizado crecieron un 55% respecto a 2023, con la tecnología solar como la única con resultados netos positivos. Aunque estas compensaciones benefician al segmento, también representan un costo sistémico que es absorbido por los clientes finales, generando un subsidio indirecto.

El informe también revela problemas persistentes en las licitaciones de transmisión. Durante 2024, se registraron 55 obras paralizadas, sumado a que el valor adjudicado de las obras de ampliación que sí tuvieron ganadores continúa superando los valores referenciales, lo marca una clara tendencia y cambio de paradigma en el sector.

“Esperamos que cambie la tendencia en las licitaciones de expansión del sistema de transmisión, porque al menos 24% de las obras de ampliación quedaron desiertas, mientras que las obras nuevas y adicionales condicionadas resultan adjudicadas”, manifestó el director de la unidad de monitoreo de la competencia del CEN. 

Recomendaciones del Coordinador Eléctrico Nacional

De cara a fortalecer la competencia, el Coordinador Eléctrico Nacional propone avanzar hacia un mercado  en base a ofertas, servicios complementarios y pagos por capacidad, en el marco del avance que requiere la industria en el actual contexto de transición energética que atraviesa el país.

Por lo que las principales recomendaciones del CEN, en línea con los estudios vinculados a la modernización y perfeccionamiento del MEM, son los siguientes:

• Transitar hacia subastas vinculantes de energía con doble liquidación.
• Aplicar recortes ex post a los PMGD para mejorar la competitividad.
• Incorporar a los PMGD en el Sistema de Información en Tiempo Real.
• Mejorar el acceso y la calidad de los datos disponibles.
• Modificar las licitaciones en cuanto a los requerimientos de corto circuito.

“El desafío es completar los pasos intermedios que permitan consolidar un mercado competitivo, sustentable y con mayor protagonismo de las energías renovables”, concluyó Oyanedel.

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CAPEX intensifica su apuesta por las energías limpias y traza una hoja de ruta con más renovables en Argentina. La compañía, con mayor experiencia en el rubro térmico, cuenta con 83,9 MW de capacidad ERNC entre parques operativos y en construcción, pero apunta a equiparar su cartera de proyectos. 

“CAPEX tiene un portafolio preparado de proyectos renovables que todavía no se materializan, de manera que tenemos 200 MW en desarrollo, producto de la posible ampliación de los parques solares La Salvación y Agua del Cajón (instalado y en construcción respectivamente) por hasta 100 MW cada uno”, destacó Diego López Cuneo, gerente comercial de CAPEX.

También posee 100 MW eólicos en desarrollo en la zona de Bahía Blanca y 100 MW más en La Rioja, que participaron en la licitación RenMDI. Sumado a que está dando los primeros pasos en conseguir los terrenos en San Juan para desarrollar proyectos.

“Tendremos una matriz que virará más hacia lo renovable que hacia lo térmico. Pero la ampliación de los parques solares depende de la capacidad de transporte disponible en la red”, complementó Maximiliano Amigo, líder comercial de Energía Eléctrica de CAPEX.

Un hito reciente es la asociación con Arcos Dorados, la mayor franquicia de McDonald’s en América Latina y el Caribe. En febrero entró en vigor el mayor contrato PPA de Arcos Dorados en el país, mediante el cual CAPEX suministrará 15.000 MWh anuales de energía solar desde el parque La Salvación por un período de siete años. 

Este acuerdo permite que 78 sucursales de la franquicia en Argentina se abastezcan completamente con energía renovable y por el cual McDonald’s logró el 50% de su consumo energético con renovables en LATAM. 

Además, la firma CAPEX logró prioridad de despacho para su parque fotovoltaico Agua del Cajón (30 MW) en el pasado llamado del Mercado a Término (MATER), a través del mecanismo de asignación Referencial “A”, es decir con posibilidad de curtailment hasta 8% de la energía anual característica en las condiciones previstas de operación.

“Dicho proyecto se ubicará en la provincia de Neuquén, en la zona de Plottier, porque tenemos una central térmica en el mismo lugar con un ciclo combinado de 670 MW; sumado a que la zona tiene un factor de planta prácticamente igual a San Luis”, informó López Cuneo.

El futuro de la red eléctrica, un factor clave

Pese al dinamismo de su portafolio, la expansión de los proyectos renovables está supeditada a la capacidad de transporte de la red eléctrica. Cuello de botella que se mantiene desde hace varios años, pero que se espera se resuelva pronto ante una posible resolución del gobierno que abordará la expansión del sistema de transmisión entre el sector público y privado. 

Tal es así que CAPEX se muestra dispuesta a evaluar su participación en proyectos de transmisión, siempre y cuando se otorguen los incentivos adecuados, se garantice prioridad de uso sobre esa infraestructura y se tengan en cuenta los costos asociados correspondientes. 

Sin embargo, desde la compañía reconocieron que “un proyecto de 100 MW que deba incluir una línea de transmisión podría elevar considerablemente su costo” y que en algunos casos la expansión por parte de los privados estará supeditada a que se agrupen varios generadores para lograr su viabilidad.  

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Future Energy Summit (FES) Iberia 2025 se celebrará el próximo 24 de junio en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt, en Madrid. En su tercera edición, el evento volverá a consolidarse como el espacio estratégico donde se definen las oportunidades de inversión, innovación y transición del sector energético. Más de 400 ejecutivos públicos y privados se darán cita para compartir experiencias y perspectivas sobre almacenamiento, PPAs, hidrógeno verde, energías solar y eólica, y modelos de financiamiento.

Entre los participantes de esta edición estarán Alantra, Galp, Matrix Renewables y 360Energy, compañías que lideran estrategias de desarrollo energético en Europa y América. Se sumarán a otras empresas del sector como Chemik, Yingli, Risen Energy, Schletter Repsol, EDP y BLC Power Generation, que aportarán su experiencia tecnológica, comercial y financiera en distintos espacios del evento.

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Chema Zabala, Managing Director de Alantra Energy Transition, compartirá su visión sobre mecanismos de inversión y valorización de activos en el contexto de transición energética. Desde Portugal, Carlos Relancio, Director de Energías Renovables de Galp, abordará los desafíos de integración y crecimiento de la matriz renovable en el mercado ibérico.

El evento completo de la edición FES Iberia 2024

Luis Miguel Álvarez, VP Development Europe & LatAm de Matrix Renewables, será uno de los referentes en los paneles vinculados al desarrollo de proyectos a escala utility, mientras que Benjamín Reynal, Director de Coordinación Operativa para el Hemisferio Norte de 360Energy, aportará su perspectiva sobre implementación, eficiencia operativa y expansión de capacidad solar.

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La edición 2025 incorporará, además, nuevos espacios de análisis estratégico. Entre los ejes confirmados en la agenda del evento se destacan el panel exclusivo sobre el Sur de Europa, que abordará oportunidades regulatorias y de mercado; el panel de offtakers, enfocado en el rol de los compradores de energía; y el espacio centrado en Latinoamérica, donde empresas con presencia regional compartirán sus planes de crecimiento.

Junto al contenido técnico, FES Iberia será también un punto de encuentro privilegiado para el networking de alto nivel. La organización anticipa espacios para reuniones privadas, encuentros bilaterales y un cóctel exclusivo con actores clave del ecosistema renovable.

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También se puede revivir lo más destacado de la edición anterior siguiendo el hashtag #FESIberia en redes sociales.

Resumen del encuentro

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La Cámara de Industrias de Costa Rica (CICR) respalda el Proyecto de Ley de Armonización del Sistema Eléctrico Nacional, ya que el nuevo marco podría incentivar la inversión privada en generación limpia y generar un mercado más competitivo, donde los precios bajos y la estabilidad energética beneficiaría a toda la economía nacional.

De acuerdo con Carlos Montenegro, director ejecutivo de la CICR, la propuesta legislativa trae consigo tres grandes aciertos que destacan por su capacidad de transformar el sector eléctrico de Costa Rica. 

En primer lugar, la apertura del mercado de generación de electricidad, permitiendo la participación de más actores, tanto públicos como privados. “Esto aumenta la oferta de energía, fomenta la competencia y garantiza mejores precios para todos los consumidores finales”, aseguró el ejecutivo.

El segundo acierto es la introducción de un operador del sistema y mercado independiente, el Ente Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional (ECOSEN). “Este nuevo ente garantizará una gestión técnica, neutral y objetiva, libre de conflictos de interés”, anticipó el portavoz de la CICR al considerar que con esta nueva figura se logrará separar las funciones de operación del sistema y la administración del mercado, de la influencia de los operadores que participan en la cadena del suministro eléctrico. “Esto brinda transparencia y confianza al sistema”, añadió.

El tercer acierto es el fortalecimiento de la planificación del sector energético. “Al establecerse una visión integral que considera la diversificación de la matriz energética y la sostenibilidad, se promueve una mayor seguridad energética y se asegura que las decisiones se tomen bajo criterios técnicos y estratégicos, respondiendo a las necesidades del país”, sostuvo.

En exclusiva para Energía Estratégica, Carlos Montenegro afirmó que de incluirse esos aciertos en la versión final que se apruebe en la Asamblea Legislativa, se podría esperar un aumento de inversiones privadas en energías renovables, que repercuta favorablemente en los precios y competitividad del mercado.

“Si estos tres pilares se mantienen, podemos anticipar un aumento significativo en la inversión privada en el sector eléctrico, especialmente en energías renovables”. 

Siguiendo con su testimonio, el referente de la Cámara de Industrias comentó que Costa Rica tiene un potencial enorme para la generación de energía limpia, y esta apertura permitirá que más empresas aporten al sistema, lo que además se requiere para satisfacer el crecimiento de la demanda actual y la atención de la demanda de las industrias del futuro. 

“En términos de impacto, veremos una mayor oferta de energía renovable, lo que naturalmente se traducirá en una reducción de precios. La competencia entre generadores garantizará que las tarifas sean más competitivas y esto beneficiará tanto a las industrias como a los consumidores residenciales. 

Además, la diversificación de las fuentes de energía fortalecerá la estabilidad del sistema y reducirá nuestra dependencia de fuentes tradicionales, haciéndonos menos vulnerables a las fluctuaciones del mercado internacional de combustibles y del cambio climático”. 

Con un mercado de generación abierto, las empresas distribuidoras y cooperativas podrán comprarse entre sí y comprar a privados, dejando a un lado el esquema de comprador único actual, que hace que solamente el ICE, vía contratos y con un tope tanto en atención de la demanda como en el tamaño de las plantas, pueda comprar energía a privados. 

Con ello, será posible para los operadores del sistema de distribución (que no se modifica con la propuesta legislativa) la posibilidad de comprar energía más barata y con ello contar con tarifas más bajas para los consumidores finales.

Si bien en la CICR no se encuentran agrupados productores de energía, consideran que cambiar el modelo de «comprador único» en el sector eléctrico propiciaría un ecosistema de competencia que pueda devenir en tarifas más bajas, energía accesible y estable no sólo para sus asociados sino para todos los usuarios.

“La CICR representa a consumidores intensivos de electricidad que necesitan energía de calidad, constante y a precios competitivos para producir sus bienes y servicios. Esta apertura del mercado no solo beneficiará al sector empresarial y particularmente a los industriales, sino también a las pymes, al pequeño comercio y al consumidor residencial”, finalizó Carlos Montenegro, director ejecutivo de la Cámara de Industrias de Costa Rica (CICR).

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La provincia de Río Negro avanza con firmeza en su estrategia para convertirse en un polo de atracción de inversiones en energías limpias. A partir de la creación de un mapa de renovables, el gobierno provincial ha logrado cuantificar, valorizar y analizar todos sus recursos energéticos, lo que permite poner a disposición de los inversores información estratégica clave para la toma de decisiones. 

“El potencial eólico del mapa renovable es tremendo; tenemos proyectos desarrollados que van desde 50 MW hasta 600 MW o 1200 MW”, aseguró María del Carmen Rubio, directora de Evaluación de Proyectos y Regulación de la Secretaría de Energía y Ambiente, durante un streaming realizado por Strategic Energy Corp en el encuentro FES Argentina. 

“También contamos con proyectos solares desarrollados, dado que contamos con medición por la generación distribuida, con mucho potencial en solar, así que tenemos un parque en Bariloche ya muy desarrollado para el parque industrial tecnológico y otros dos proyectos en el Alto Valle (Allen y Fernández Oro); por lo que estamos trabajando un gran abanico de proyectos”, añadió. 

En paralelo, la provincia promueve el desarrollo de mini-hidroeléctricas, de los cuales algunos ya se presentaron en la licitación RenMDI en el año 2023, y se trabaja en la ejecución de pequeñas centrales de menos de 2 MW en canales de riego de la zona del Alto Valle y Alto Valle Medio.

Aunque la especialista aclaró que los proyectos ya desarrollados por la Secretaría de Energía y Ambiente son escalables y remarcó la importancia de analizar el estado de la red de transmisión eléctrica y las restricciones que pudiera haber para llevar adelante los parques de generación.

“Trabajamos fuertemente en armar las carpetas de proyecto de manera completa. Por lo que el acompañamiento incluye desde la elaboración de pre-proyectos y estudios de impacto ambiental hasta la gestión de la disponibilidad de tierras”, explicó la funcionaria. 

“Cuando es un proyecto privado 100%, desde el gobierno facilitamos la gestión del estudio de impacto ambiental, asesoramiento y la parte de tierras, entre otros puntos”, añadió. 

Esta iniciativa se complementa con un ambicioso Plan Director de Obras e Infraestructura, que contempla obras prioritarias en los próximos 25 a 30 años. Entre ellas se destacan líneas de 132 kV, estaciones transformadoras y la apertura de estaciones de 500 kV, además de importantes inversiones en la distribución eléctrica y generación aislada. 

“El plan está siendo ampliado con dos grandes obras que han impactado en la provincia a partir del oleoducto y el GNL. Actualmente está en revisión para incorporar las modificaciones y prioridades, y pronto estará listo el plan de obras definitivo”, adelantó Rubio durante el streaming en FES Argentina. 

Evaluación ambiental y plazos de aprobación más ágiles

Uno de los grandes diferenciales de la provincia es su capacidad de agilizar los procesos de evaluación ambiental, de modo que el gobierno completa el estudio de impacto ambiental entre dos y tres meses para proyectos pequeños, y hasta seis meses para grandes emprendimientos. 

Esta agilidad se debe en gran medida a que, gracias al mapa de recursos energéticos, gran parte de los proyectos ya cuentan con estudios previos, lo que reduce significativamente los tiempos de análisis.

La interacción con el sector privado es constante. “Siempre llevamos nuestra carpeta de proyectos, los ponemos a disposición y el privado selecciona cuál es de su interés, la tecnología apropiada y con las barreras e indicaciones correspondientes”, concluyó Rubio, reafirmando la vocación de Río Negro por posicionarse como un territorio ideal para la inversión en energías limpias.

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El mercado eléctrico centroamericano vive un momento clave. Las convocatorias de licitaciones de largo plazo locales abren oportunidades históricas para el desarrollo de proyectos energéticos de gran escala.

Guatemala ya puso en marcha la esperada Licitación Abierta PEG-5, que promete ser la más grande y sostenible de sus historia, ya que está orientada a incorporar 1.400 MW y priorizará la contratación de fuentes limpias y renovables. A la par, también avanza en el proceso de selección de ofertas vinculadas a infraestructura eléctrica para ejecutar el Plan de Expansión del Sistema de Transporte (PET-3).

Honduras no se queda atrás. La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) también ultima detalles para lanzar la mayor licitación de su historia, para la contratación de 1.500 MW mediante una subasta inversa por rondas sucesivas que también buscarían privilegiar tecnologías renovables para cubrir parte del suministro.

Estas no serían las únicas licitaciones en Centroamérica pero sí las más grandes a llevarse a cabo durante este año. En este contexto, Energía PD, empresa de ingeniería con 18 años de experiencia en la región, se posiciona como un actor estratégico para acompañar el despliegue de proyectos de envergadura.

Desde su rol como Business Developer en Energía PD, Esteban Benites confirma que la compañía analiza con detenimiento las oportunidades que presentan estos procesos. “Energía PD es una empresa muy especial por el aporte que brinda al desarrollo energético de Centroamérica. No vemos solamente un proyecto como tal, sino que evaluamos el aporte a la red energética del país y obviamente, como todo está interconectado, también a la región”

Con presencia activa en Honduras, El Salvador, Nicaragua, Guatemala, Belice y el Caribe, la empresa fortalece sus negocios en la región, destacando casos de éxito recientes participando en distintas etapas de ejecución de proyectos eléctricos como la construcción de una línea de transmisión de 230 kV que conecta las subestaciones de San Pedro Sula Sur y San Buenaventura, o el desarrollo de más de 250 MW de capacidad de generación y el EPC tanto para plantas térmicas como solares fotovoltaicas.

Además, según anticipó Esteban Benites en conversación con Energía Estratégica, la compañía se encuentra preparada para responder a las nuevas demandas del mercado, integrando soluciones de almacenamiento BESS en proyectos solares, lo que fortalece su oferta integral de cara a nuevos proyectos que se puedan ofertar en las licitaciones.

“Estamos capacitados para poder hacer el diseño, el procurement de estos equipos y la puesta en marcha. Somos ‘all in one’. No nos limitamos solamente a la ingeniería o a la construcción, también brindamos el servicio completo, hasta el comisionamiento y el servicio postventa de los equipos de marcas que representamos”, detalló el referente de Energía PD. 

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ENGIE Energía Chile comunica que Rosaline Corinthien dejará sus actuales roles de Gerente General de la sociedad y Country Manager en Chile, para asumir como Directora General de Transmisión y Distribución de Energía del grupo ENGIE a nivel global, a partir del próximo 1 de agosto de 2025. En su reemplazo asumirá en el cargo Juan Villavicencio, quien hoy se desempeña como Director General de Energías Renovables y Baterías de la compañía.

Juan Villavicencio es chileno, 45 años, Ingeniero Civil Mecánico de la Universidad de Chile, MBA de la Pontificia Universidad Católica y LLM de la Universidad Adolfo Ibáñez. Se unió a ENGIE como Director General de Energías Renovables en 2023. Cuenta con una vasta experiencia liderando equipos en compañías enfocadas en implementación de proyectos y servicios mineros, de celulosa y energía, previo a su llegada a ENGIE.

“Este nombramiento representa un gran desafío en lo personal, pero también es un reconocimiento al trabajo que hemos venido realizando en Chile, llevando adelante una estrategia de inversiones clara y coherente con nuestro propósito, que nos ha permitido mantener una excelencia operacional en la implementación y operación de nuestros activos. Sin duda, nuestra misión será seguir con el camino trazado por Rosaline en estos años, mejorando aún más nuestra competitividad y eficacia, adaptándonos como empresa a las necesidades de nuestros clientes y desarrollando nuestra estrategia ESG”, señaló Villavicencio.

El Directorio aprovechó la oportunidad para agradecer y resaltar el trabajo desempeñado por Rosaline Corinthien durante sus años frente a la compañía, junto con desearle el mayor de los éxitos en su nuevo desafío en el Grupo ENGIE.

Durante su administración, EECL alcanzó importantes hitos en su plan de transformación y su plan de inversiones de 1.800 millones de dólares al 2027: la construcción y puesta en marcha de BESS Coya- uno de los sistemas de baterías de almacenamiento de energía más grandes de Latinoamérica-, la construcción y puesta en marcha del Parque Eólico Kallpa -el mayor activo renovable de la compañía en Chile- y la construcción de diversos proyectos BESS y reconversión de sitios, entre otros. Gracias a esto, el portafolio de energía de la compañía hoy llega a 3.1 GW de capacidad instalada, de los cuales más del 40% está compuesto por energía renovable.

“Estoy muy agradecida por el gran trabajo realizado por nuestros equipos durante estos años. Mi foco ha estado siempre puesto en acelerar la transformación energética en Chile, pero también en desarrollar una cultura que fortalezca y promueva los indicadores no financieros, como la inclusión femenina, la reducción de nuestra huella de carbono y la instalación de mecanismos que potencien un mejor gobierno corporativo. Estoy segura que nuestra compañía va en el camino correcto para continuar liderando la transición energética en Chile”, dijo Corinthien.

Rosaline Corinthien fue la primera mujer en ejercer el cargo de Gerente General de ENGIE Chile y una de las pocas mujeres en ocupar esta posición en empresas que integran actualmente el IPSA. Durante su mandato se consolidó la gestión de los índices ESG, en los que se destacó la seguridad laboral y la promoción de la diversidad de género y el liderazgo femenino en la compañía, que hoy cuenta con mayoría de mujeres en su Comité Ejecutivo. Estas acciones le valieron distintos reconocimientos, como por ejemplo ser nombrada como una de las 100 Mujeres Líderes por Mujeres Empresarias y El Mercurio el año 2024

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México cerró 2024 con una capacidad instalada de 12,5 GW en tecnología fotovoltaica, de los cuales 8,1 GW corresponden a proyectos de gran escala y 4,4 GW a generación distribuida. Este último segmento muestra un crecimiento sin precedentes, con un incremento interanual del 48,4%, alcanzando 1,086.22 MW de nueva capacidad instalada a través de 106,934 contratos.

Este año, la ampliación del límite de GD a 700 kW y la definición de la modalidad de autoconsumo entre 700 kW hasta 20 MW generan expectativas de un aumento en el volumen de nuevos negocios, particularmente en los sectores comercial e industrial.

“El mercado de generación distribuida es por lo menos 1 GW al año sin problema, y si sigue la curva, es como 1.3 GW al año y después bajará un poquito. Pero en el sexenio acumularle 9 GW definitivamente es posible, además de la parte de utility”, estimó Manuel Arredondo, Country Manager México de ZNShine Solar.

El Plan de Fortalecimiento y Expansión del Sistema Eléctrico Nacional 2025-2030 contempla la ejecución de 9 proyectos fotovoltaicos por 4,673 MW de capacidad, incluyendo las etapas finales de la Central Fotovoltaica de Puerto Peñasco, que sumarán 580 MW adicionales en el corto plazo.

“El panorama es muy bueno, estamos muy contentos y la verdad es que el año va bastante bien para nosotros. Ahora sí, gracias a Dios, a diferencia del año pasado”, expuso Arredondo.

Durante una entrevista audiovisual en el Future Energy Summit México (FES México), el referente empresario explicó que la ampliación del límite de GD de 500 kW a 700 kW, junto con la creación de la modalidad de autoconsumo de hasta 20 MW, genera un escenario de alto potencial, aunque no exento de incertidumbre.

“Eso es muy incierto también porque no sabemos 20 MW de qué manera se podrá implementar, porque por teoría económica de clústeres, las compañías tienden a estar juntas en parques industriales donde no hay tanta área”, señaló.

En este escenario, ZNShine apuesta a mantener su ventaja competitiva a través de soluciones tecnológicas diferenciadas. “Por lo que nosotros somos famosos es por una patente que tenemos en el vidrio como tal que impide que se le pegue el polvo. Entonces, eso disminuye 30% del soiling factor. Para México es esencial porque es un país polvoso y tenemos escasez de agua. Entonces eso lo vendemos sin problema, ya tenemos más de 100 MW vendidos en México únicamente de módulos de doble vidrio con grafeno”, precisó Arredondo.

A la consolidada línea de productos se suma otra de sus soluciones enfocadas a instalaciones sobre techos con limitaciones estructurales como las que pueden presentarse en sectores productivos dónde aprovechar generación distribuida y autoconsumo.

“Estamos lanzando un panel flexible; se le dice flexible, pero en realidad lo que es particular de este panel es que es de bajo peso. Ese producto ha tardado seis meses en desarrollarse con varios millones de dólares, pero como tal es un producto que está hecho para techos que no aguantan mucho peso. Y actualmente todos esos techos que han sido rechazados, en 2025 se activarán”, detalló el directivo.

En cuanto a la estrategia de mercado, Manuel Arredondo, Country Manager México de ZNShine Solar, afirmó: “Ahorita, nos toca consolidarnos. Es una etapa de negocios completamente distinta, son alianzas distintas también. Nosotros distribuimos mucho con Exel Solar, pero también trabajamos con Solar Max y Solar Center, grandes distribuidores en México, y estamos muy contentos con ese desempeño que hemos tenido”.

La entrada México podría lograr 2 GW de crecimiento anual durante este sexenio se publicó primero en Energía Estratégica.

En un contexto donde la generación solar fotovoltaica crece rápidamente en la región, el almacenamiento de energía comienza a posicionarse como un componente estratégico para garantizar la flexibilidad y confiabilidad de los sistemas eléctricos. Sin embargo, los marcos regulatorios de muchos países aún no alcanzan a dimensionar ni remunerar todo el potencial de las baterías.

“Está a media carga la regulación”, afirmó Victoria Sandoval, Senior Sales Manager de Risen Energy.

Durante su participación en Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), la referente de este fabricante líder de módulos fotovoltaicos y soluciones de almacenamiento explicó: “No soy la única que lo ha notado: se sigue considerando que la batería solo sirve para brindar un poco de confiabilidad a la red, que empiece a descargar cuando pasa una nube, que es el ejemplo clásico que todo el mundo pone. La cuestión es que la batería no solo puede hacer eso”.

La vocera de Risen destacó funciones como el arranque en negro o regulación de voltaje y frecuencia por grid forming, servicios críticos para la estabilidad de los sistemas, especialmente en escenarios con alta penetración de energías renovables. Pero advirtió que estos servicios siguen sin tener un valor comercial claro en la mayoría de los mercados latinoamericanos.

En el caso de República Dominicana, la situación es particularmente ilustrativa: según cifras de la Comisión Nacional de Energía (CNE), existen 20 proyectos solares con almacenamiento (PV+BESS) que podrían ingresar al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) entre 2025 y 2030. Representan unos 1,860 MW de generación y 542 MWh de capacidad de almacenamiento.

“La tecnología avanza mucho más rápido que la burocracia”, señaló Sandoval, quien contempló la necesidad de propiciar una escucha activa entre desarrolladores, reguladores y tecnólogos. “Tiene que haber un esfuerzo conjunto de retroalimentación para hacer que el marco regulatorio genere un mercado de servicios conexos”, agregó.

Desde la perspectiva del fabricante, la contribución a esta transición está en el desarrollo y suministro de tecnología de vanguardia. Risen es una empresa que tiene más de 22 años de experiencia manufacturando productos de altísima calidad. “Nuestra apuesta es 100% por tecnología de punta”, destacó Sandoval. “Somos fabricantes de tecnología HJT, que tiene récord de eficiencia de 24.7%. Nuestro enfoque está en productos de alta densidad, tanto en módulos como en sistemas de almacenamiento”.

Consultada sobre los pedidos que harían al gobierno dominicano para acompañar la meta oficial de duplicar la capacidad renovable al 2028, Sandoval pidió por regulaciones claras y procesos de interconexión simples. Aclaró que si bien los fabricantes de tecnología no son los principales beneficiarios de una buena regulación, sí son aliados fundamentales para garantizar productos que “cumplan con lo que dicen que tienen que cumplir”.

Uno de los desafíos más frecuentes que enfrentan los proyectos PV+BESS en la región es la falta de normativa que contemple todas las aplicaciones del almacenamiento y su hibridación con plantas de generación. Si bien países como México, Guatemala o República Dominicana han avanzado en la publicación de regulaciones específicas para almacenamiento, según Sandoval aún queda mucho camino por andar.

“Hay que desarrollar una nueva regulación a paso acelerado porque la tecnología avanza mucho más rápido que la burocracia”, enfatizó.

Sobre las posibles herramientas para fomentar el despliegue de almacenamiento en República Dominicana, Sandoval abordó la discusión sobre mercados de capacidad, reservas de flexibilidad y subastas.

“Mi opinión acerca de las licitaciones es un poco controversial”, reconoció. Basándose en su experiencia en el mercado mexicano, indicó que los esquemas de subastas públicas fueron muy útiles en una etapa inicial para dinamizar el mercado de renovables, pero que pueden presentar riesgos si no evolucionan.

“Se logró el cometido de iniciar el sistema, pero en algún punto hubo demasiada participación de empresas transnacionales. El gobierno tuvo que frenar porque necesitaba balancear la promoción del empleo local y el desarrollo de empresas nacionales con la búsqueda de menores costos, que no siempre van de la mano”, comentó.

Por ello, propuso un rediseño de los mecanismos de licitación: “El sistema de subastas debería evolucionar y volverse más complejo, hacia un modelo de subastas focalizadas basadas en requerimientos energéticos puntuales”.

En definitiva, Risen insiste en que el almacenamiento no puede seguir viéndose solo como respaldo. Su potencial para aportar servicios críticos a la red ya está disponible desde la tecnología, pero para que se materialice en proyectos reales, los mercados deben acompañar con reglas claras, ágiles y adaptadas a la velocidad del avance tecnológico.

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La estrategia de Seraphim para la nueva era de la energía solar y el almacenamiento no solo se limita a la fabricación de paneles fotovoltaicos. La compañía, reconocida como Tier One durante más de una década, amplía su alcance hacia soluciones completas para proyectos PV+BESS.

“Fabricamos todo tipo de paneles fotovoltaicos; estamos hablando de monoperc, Topcon, HJT y ahora también sumamos el panel flexible”, destacó Giuseppe Benedetto, Sales Manager de la compañía en Chile, al enfatizar la capacidad de la empresa para atender las más diversas necesidades tecnológicas del mercado. Pero aquello no sería todo.

La alianza con la gigante CRRC, fabricante líder en China con una capacidad instalada de 25 GWh en almacenamiento energético, refuerza esta propuesta de valor. El objetivo es claro: ofrecer un portafolio integral que acelere los proyectos de transición energética.

“Este acuerdo nos permite, aparte de entregar soluciones en paneles solares, integrar todo tipo de productos necesarios para plantas solares y almacenamiento”, subrayó Benedetto, señalando que además de los paneles se encuentran ofreciendo soluciones de almacenamiento con baterías, inversores y hasta subestaciones eléctricas.

Pero mientras la tecnología está lista, el mercado enfrenta desafíos regulatorios que limitan su desarrollo. “Lo que creemos que es necesario para fortalecer el sistema eléctrico y avanzar en gran medida es agilizar los permisos y procesos de concesión”, remarcó el portavoz de Seraphim. La falta de regulaciones claras, especialmente en mercados emergentes de América Latina y el Caribe, genera incertidumbre sobre la viabilidad de los proyectos de almacenamiento, retrasando inversiones clave.

Durante un panel de debate en el marco del evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Benedetto compartió su análisis sobre el estado actual del sector y no esquivó los temas críticos. Analizando el caso de Chile, reconoció que, a pesar de ser un referente en energías renovables, su matriz eléctrica mostró vulnerabilidades con el reciente apagón.

“Nuestra matriz eléctrica está muy debilitada. ¿Se podría haber solucionado? Claro que sí, pero no hay sistemas de remuneración claros para la flexibilidad en todos los servicios que puede ofrecer un sistema de almacenamiento”, advirtió. La dependencia de soluciones enfocadas solo en el arbitraje de energía o en la gestión de vertimientos, ha dejado de lado servicios esenciales como el fortalecimiento de las líneas de transmisión y la reposición energética en casos de blackout.

La lección es clara desde la perspectiva de Giuseppe Benedetto: los mercados deben evolucionar hacia esquemas de remuneración que reconozcan todos los beneficios de los sistemas de almacenamiento. “Así como las centrales diésel en Chile funcionan únicamente para reponer energía y su comisión es en base a la disponibilidad más que a la generación, ese mismo esquema podría ser un incentivo para potenciar el almacenamiento”, planteó Benedetto.

Mientras tanto, en mercados como República Dominicana, donde 20 proyectos PV+BESS planean ingresar al SENI entre 2025 y 2030 con una capacidad de 1,860 MW de generación y cerca de 542 MWh de almacenamiento, la competencia entre proveedores se intensifica.

Consciente de este escenario, Benedetto no dudó en destacar las credenciales de su empresa: “Nosotros podemos ofrecer todo, no solamente paneles. En Seraphim somos Tier One en la parte de paneles y Tier One en la parte de baterías”, afirmó, invitando abiertamente a los desarrolladores a acercarse y conocer la oferta integral de la compañía.

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La Asociación de Mujeres en Energía de Chile (AME) se prepara para un 2025 de alto impacto, como un año clave enfrentando desafíos desafíos estructurales que exigen acción decidida, pero también oportunidades concretas para influir en la agenda pública y proyectar su trabajo a nivel regional.

“En Chile, seguiremos fortaleciendo alianzas con el mundo público y privado para impulsar políticas de equidad de género basadas en datos, con indicadores claros y medidas que permitan revertir el estancamiento en la participación femenina”, afirmó Pía Suárez, presidente de AME, en diálogo con Energía Estratégica. 

Mientras que a nivel internacional, uno de los proyectos más ambiciosos será la conformación de la primera Red Latinoamericana de Asociaciones de Mujeres en Energía, en conjunto con la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), iniciativa que busca “conectar, apoyar y escalar buenas prácticas en la región”.

“AME se ha posicionado como una plataforma de incidencia y colaboración. Con 673 socias en menos de dos años, hemos demostrado que existe una demanda concreta por espacios de articulación, formación y visibilización de mujeres en energía”, señaló Suárez. 

Para lograr estos objetivos, AME ha definido tres ejes de acción: formación, visibilización y transformación estructural del sector. En materia de formación, la asociación fortalecerá sus programas de capacitación y ampliará alianzas con instituciones académicas.

“Queremos que más mujeres accedan a espacios de formación técnica y de liderazgo, claves para avanzar en sus trayectorias profesionales”, precisó la presidenta del gremio.

En cuanto a la visibilización, la presidenta de AME adelantó que potenciarán campañas como “Conoce a nuestras socias” y reforzarán la participación de sus integrantes en eventos clave del sector, a fin de que más mujeres sean referentes, voceras y parte de los espacios donde se toman decisiones.

Mientras que en el ámbito estructural, el foco estará en seguir impulsando la incorporación de indicadores de equidad de género en las empresas del sector energético.

Los desafíos para una mayor inserción de mujeres en la industria siguen siendo significativos, dado que más del 45% de las mujeres del sector están en funciones administrativas, lo que, bajo la mirada de la especialista, “limita sus trayectorias y empobrece la diversidad de perspectivas en espacios de decisión”.

A esto se suma la persistente brecha salarial del 24%, según estudios del Ministerio de Energía. Y aunque existen iniciativas en marcha, la presidenta de AME reconoce que “muchas empresas aún carecen de planes concretos para avanzar en equidad”.

“No obstante, la transición energética abre nuevas oportunidades, ya que está generando demanda por nuevos perfiles profesionales y es una oportunidad para rediseñar la industria con una mirada inclusiva. Si el sector aprovecha este momento con enfoque de género, podrá no solo cerrar brechas, sino también avanzar hacia modelos más sostenibles y competitivos”, Pía Suárez

Y con un año electoral por delante (en noviembre se denifirá la presidencia nacional para el período 2026-2030), AME considera que es una oportunidad clave para consolidar avances y comprometer nuevas acciones. 

“Es prioritario establecer metas concretas de participación femenina y avanzar en políticas de corresponsabilidad y flexibilidad laboral”, propuso Suárez, a la par que recomendó incentivar la formación de mujeres en carreras STEM mediante becas, mentorías y prácticas profesionales. 

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El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil abrió una consulta pública para incentivar la producción y consumo de biometano, tanto en los sectores eléctrico, térmico y transporte vehicular, como parte de la iniciativa prevista en la Ley del Combustible del Futuro (Ley 14.993/2024) y que busca fomentar la inclusión del biometano en la matriz energética nacional como herramienta clave para la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI).

De acuerdo con el proyecto de decreto, la reducción de emisiones en el mercado de gas natural se logrará mediante la participación progresiva del biometano en el consumo nacional. El objetivo es iniciar en 2026 con un mandato obligatorio del 1%, condicionado a la disponibilidad de suministro, y escalar gradualmente hasta un máximo del 10%.

Para garantizar el cumplimiento de estos objetivos, el Consejo Nacional de Política Energética (CNPE) establecerá las metas anualmente, precedidas de un análisis de impacto regulatorio (AIR), que evaluará la viabilidad técnica y económica.

El mismo deberá considerar, la disponibilidad actual o futura de biometano y del biogás, la capacidad de la infraestructura y de las instalaciones de producción y manipulación, los beneficios de la descarbonización y la preservación de la competitividad, como también prever objetivos indicativos para los próximos cinco años. 

El MME también anunció que la CNPE publicará anualmente un informe detallando el porcentaje de cumplimiento de las metas por cada agente obligado, así como las sanciones administrativas y pecuniarias aplicadas.

Desde el punto de vista de la industria gasífera, esta medida representa un cambio significativo. La conversión de las metas de reducción en metas volumétricas de adquisición de biometano obligará a los agentes del sector a reconfigurar sus estrategias comerciales, dado que las empresas deberán incorporar al menos un 1% de biometano en sus operaciones de venta, autoproducción o autoimportación, siempre que se demuestre su viabilidad técnica y económica.

Además, el programa contempla beneficios directos para los productores e importadores de biometano, quienes podrán certificar su producción a través de agentes certificadores de origen (ACO), quienes tendrán la responsabilidad de verificar los procesos de producción y emitir los Certificados de Garantía de Origen de Biometano (CGOB).

En cuanto a las sanciones, el decreto establece un régimen estricto. Las multas por incumplimiento no podrán ser inferiores al beneficio económico obtenido mediante la infracción y oscilarán entre R$ 100.000 y R$ 50.000.000. Además, se contempla la suspensión temporal o total de las operaciones de las instalaciones en caso de reiterados incumplimientos.

La consulta pública estará abierta hasta las 14 horas del próximo lunes 19 de mayo, ofreciendo a todos los actores del sector la oportunidad de presentar sus aportes sobre la reglamentación de este ambicioso programa que pretende marcar un antes y un después en la descarbonización del sector energético brasileño.

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Guatemala se posiciona como un destino estratégico para nuevas inversiones en el sector energético con el lanzamiento de dos licitaciones de envergadura: la PEG-5, enfocada en generación, y la PET-3, centrada en transmisión. Estos concursos públicos, presentados el pasado 23 de abril de 2025, marcan un hito en el país, al contemplar la adquisición de 1.400 MW de capacidad y reforzar el sistema de transporte eléctrico a mediano y largo plazo (ver más).

“Todos las estábamos esperando”, comentó Ximena Tercero, socia de Arias. A su juicio, el país presenta un enorme potencial no desarrollado, tanto para su aprovechamiento a nivel local como en su integración con mercados vecinos.

En lo vinculado a generación, repasó que la matriz energética guatemalteca continúa siendo liderada por la hidroeléctrica, pero el interés en energías renovables como la solar y la eólica crece ante los desafíos del cambio climático. De hecho, apenas se ha aprovechado el 15% del potencial renovable del país, lo que representa una ventana clara para nuevos desarrollos.

“Tenemos todavía un 85% de potencial para desarrollar a nivel local, más todos los temas de mercado regional y de importaciones de energía que podemos hacer con México”, precisó Ximena Tercero, y añadió: “Este es el momento de reactivar el sector”.

Arias, una firma que tiene presencia en los seis países de Centroamérica, desde Guatemala hasta Panamá. Cuenta con más de 120 abogados y cubren más de 30 áreas de práctica; entre ellas, las asesorías en área energética han ganado protagonismo.

Ximena Tercero, abogada que ha sido parte de la firma desde 2008 y socia desde 2016 tiene a su cargo los servicios para el sector eléctrico y ha impulsado asesorías para distintos perfiles de agentes del mercado, desde la compra de la distribuidora más grande de Guatemala hasta el acompañamiento a grandes usuarios y comercializadores en transacciones del sector eléctrico, destacándose su participación en todas las licitaciones del mercado.

Con respecto a la asesoría legal entorno a la PET-4 y PEG-5, Arias ya estaría en contacto con potenciales proponentes. “Hemos participado en todas las licitaciones que ha habido hasta el momento. La apuesta es poder ofrecer toda esta expertise que ya se tiene, sobre todo en temas de transporte, que no son muchas las firmas que han tenido esta experiencia”, remarcó.

La socia destaca que el conocimiento acumulado en licitaciones precedentes permite anticiparse a posibles desafíos. “Haber adquirido ese análisis de pliegos anteriores, ese nivel de profundidad y saber cuáles son las principales preocupaciones o qué se debe cuidar en el contrato marco que presentan, qué tipo de preguntas hacer… todo eso es algo que podemos ofrecer como asesores”, afirmó.

El objetivo, indicó, es brindar un acompañamiento integral que permita a los inversionistas minimizar riesgos y garantizar que sus proyectos se ejecuten con éxito. “Es orientar al cliente para saber cómo llegar, qué preguntar y qué resolver antes de estar con ese contrato”.

En los años transcurridos, la especialista consideró que la matriz energética ha evolucionado positivamente. “Si vemos la matriz energética de Guatemala como estaba en el 2008 o 2009, vemos que dio la vuelta. Ahora ya no tenemos esa dependencia de los no renovables que solíamos tener. Siempre la hidro ha sido de las más fuertes, pero se ha ido diversificando. Ya vemos más parques eólicos y más interés en evaluar proyectos de geotermia y otras fuentes renovables”.

La legislación vigente también contempla incentivos fiscales relevantes para la generación eléctrica. “Hay una exención para impuestos a la importación y derechos arancelarios que permite a los generadores traer sus equipos libres de impuestos, siempre que estén vinculados a un proyecto de generación”, destacó la abogada, lo cual reduce los costos iniciales de inversión y mejora la rentabilidad esperada.

El entorno económico estable del país es otro factor clave que atrae la atención de inversores extranjeros en este tipo de proyectos. “Guatemala se ha caracterizado históricamente por tener un tipo de cambio muy estable. En los últimos 10 o 15 años hemos estado entre $7.50 y $7.90 por dólar. Nuestra economía también es muy estable, con un crecimiento sostenido del 3% anual, por lo menos”, explicó la socia de Arias.

Todo este contexto ha permitido que el sector eléctrico opere con eficiencia dentro de un marco regulado. “Ha demostrado ser sólido, congruente y ha crecido”, afirmó Tercero, quien además reconoció que, pese a algunos desafíos en materia de conflictividad social y de servidumbres para el paso de líneas, “sí se han logrado desarrollar los proyectos en su mayoría”.

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Tuto Power se alista para un nuevo ciclo de inversiones en el mercado solar mexicano, apostando por una estrategia de negocio más flexible y ajustada a las condiciones actuales del mercado. La compañía, 100% mexicana y con operaciones en el Mercado Eléctrico Mayorista desde junio de 2019, tiene en la mira la ejecución de proyectos tanto de pequeña como de gran escala durante este año.

Durante una entrevista audiovisual en el marco del encuentro Future Energy Summit México (FES México), Darío Leoz Berrueta, director general de Tuto Power, anticipó hacia donde apuntarían sus objetivos de mercado y afirmó que esta nueva etapa estará marcada por un modelo de financiamiento y ejecución de proyectos distinto al utilizado en años anteriores.

La experiencia adquirida en el desarrollo de Puerto Libertad Solar, un parque de 404 MW (230 MW contrato con CFE y 174 MW para privados) que se convirtió en el segundo más grande de México, fue determinante para esta decisión. “Ese proyecto fue el primer hito de Tuto Power, pero también nos enseñó las complejidades de estructurar un PPA privado en México con las cargas detrás”, explicó Leoz Berrueta. En aquella ocasión, la compañía debió gestionar convenios directos, fideicomisos complejos y un proceso de financiamiento con cuatro bancos.

El aprendizaje no solo fue financiero, también operativo. “En aquellos años, las plantas se construían rápido, pero no casaban con la entrada de las cargas al nuevo mercado eléctrico mayorista. Hoy eso lo haríamos de forma completamente distinta”, señaló el ejecutivo revelando que durante este año reactivará la construcción de otro proyecto fotovoltaico que la empresa tiene en stand by.

“Tuto tiene otros proyectos en desarrollo y estamos estructurándolos de manera diferente. Nosotros tenemos prevista una construcción de un proyecto de 180 MW adicional que se quedó parado en el proceso de la pandemia y la paralización regulatoria, y lo ejecutaremos de otro modo evidentemente con energía para la suministradora pero basándonos en distintos procesos tanto de la construcción como el suministro y el financiamiento”, confirmó. Pero aquello no sería todo.

Paralelamente, la compañía planea diversificar su portafolio con proyectos de menor escala, en línea con la creciente demanda del suministro calificado, que gana protagonismo frente a la generación para grandes compradores como la CFE. “Hoy colocar 70 MW de energía en México es un gran logro; no es sencillo con el mercado como está”, advirtió.

Esta estrategia se complementa con las soluciones que la empresa ya ofrece como generación distribuida hasta 0.7 MW y autoconsumo entre 0.7 MW hasta 20 MW, diseñadas para empresas que buscan abastecer total o parcialmente su demanda eléctrica. Gracias a este abanico de soluciones diversa y su presencia en al menos 13 estados de la República, Tuto Power asegura contar con la capacidad para atender a clientes de cualquier tamaño y ubicación.

El mercado eléctrico mexicano atraviesa un escenario desafiante, pero también lleno de oportunidades. Según Leoz Berrueta, la demanda crece a un ritmo de 3.5% anual, mientras la capacidad de generación no se ha expandido al mismo ritmo en los últimos años. “Cada vez los centros de carga tienen más dificultad para acceder a la generación”, subrayó.

El directivo también llama la atención sobre el complejo mercado de potencia, que representa uno de los mayores desafíos para los proyectos solares. “El tema de la potencia es un reto brutal. Las baterías ayudarán, pero también necesitamos normas de mercado que faciliten el acceso a más PPAs de tecnologías renovables”, sostuvo durante la entrevista en FES Mexico.

En este contexto, la escasa oferta de proyectos nuevos ha llevado al alza los precios de los Certificados de Energía Limpia (CEL). “Sin nuevos proyectos no hay forma de generar los certificados que se requieren, por eso sus precios están subiendo”, consideró.

El acceso a financiamiento también se complica. Los bancos, según Leoz Berrueta, adoptan ahora una postura más conservadora. “Van a pedir muchas más garantías y pronósticos de precios sólidos. Hemos visto precios de potencia que pasaron de cero en 2021 a US$ 250,000 este año. Ese tipo de volatilidad pone muy nerviosos a los bancos”, señaló. Y agregó: “Si no hay project finance, la deuda corporativa no va a crecer, a menos que sean proyectos asegurados. Y, en ese sentido, los térmicos están hoy más asegurados que los renovables”.

De cara al futuro, Darío Leoz Berrueta buscaría lograr una estandarización en los contratos de energía y ofrecer productos más accesibles para los usuarios. “Estamos siguiendo el modelo de las telecomunicaciones: precios fijos, predecibles y sin passthru remotos que nadie entiende. Esa es la principal de las variabilidades que estamos eliminando”, detalló.

Por último, resaltó que Tuto Power es de los pocos actores del suministro calificado que garantiza un origen renovable. “Ofrecemos energía verde, tenemos plantas propias y garantizamos certificados. Eso nos diferencia en un mercado donde no hay suficiente energía limpia para todos”, concluyó Leoz Berrueta.

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La decisión de establecer un precio tope en el mercado de oportunidad ha generado múltiples preguntas en el sector eléctrico hondureño. 43 centrales generadoras participantes en el spot podrían ser impactadas por la medida.

Para transmitir tranquilidad a los actores del mercado, la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) busca dejar claro que la medida es de carácter transitorio, tiene como objetivo proteger a los usuarios finales y responde a un análisis técnico ajustado a las condiciones actuales del sistema eléctrico del país.

“Es una medida que el regulador tiene que tomar en mercados como el de Honduras, en donde no se ha hecho la inversión en la planificación de la generación de largo plazo”, introdujo Wilfredo Flores, comisionado de la CREE.

En entrevista con Energía Estratégica, el comisionado Flores argumentó que en estas instancias el mercado de oportunidad contribuirá a la sostenibilidad y competitividad en lo que se lance la licitación de 1,500 MW, cuyos pliegos ya fueron entregados por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica a la CREE, para alistarse a su lanzamiento.

“Tomando en cuenta las facultades del estamento jurídico que se le otorga la CREE el regulador tiene que tomar decisiones y lo que se definió ante la demora de la licitación fue a favor del usuario final. Es decir, se le pone el precio tope para que no afecte a la tarifa”.

Además, señaló que incluso organismos internacionales han advertido sobre la necesidad de controlar este mercado. “El Fondo Monetario Internacional en reuniones de alto nivel se ha pronunciado en cuanto a la preocupación que tiene por el mercado de oportunidad”, apuntó.

Las Disposiciones Transitorias para el Establecimiento de un Precio Máximo en el Mercado Eléctrico de Oportunidad Nacional atravesaron debidamente un proceso de consulta pública, fue aprobada el pasado 8 de abril en sesión de directorio y publicada el 25 de abril en el Diario Oficial La Gaceta; por lo que, estará vigente este mismo mes de mayo y hasta junio de 2025.

“Estas disposiciones consisten básicamente en definir un precio máximo para el mercado de oportunidad bajo el criterio de eficiencia. Precio con el cual se remunerarían las centrales de generación cuando su costo marginal nodal supere este valor de precio máximo establecido. El propósito, básicamente, es disminuir el impacto en la tarifa de los usuarios finales. Porque este precio, lo que se paga en el mercado de oportunidad, lo paga la tarifa”, explicó.

Entre las características que destacan en el mercado de oportunidad hondureño, Flores remarcó que “se está pagando en tiempo y forma. Se está pagando rápido. Y en verano se disparan mucho los precios por el tema de la oferta y la demanda”.

El valor de este precio tope será calculado mensualmente por el Centro Nacional de Despacho de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), según lo definido por la regulación. “La regulación define la fórmula a implementar y los criterios para la determinación de variables de entrada”, precisó. Esta disposición estará vigente desde su publicación en el Diario Oficial La Gaceta hasta el mes de junio de este año. “O sea, como ves, es una normativa transitoria”, enfatizó.

Para mitigar el impacto sobre los generadores que operan con costos más altos, la normativa contempla un mecanismo compensatorio: “Con el fin de no afectar los ingresos de la central generadora cuyo costo variable de generación se encuentre por encima del precio máximo a establecer en este mercado de oportunidad, la propuesta regulatoria contempla de manera complementaria que para estos casos se remunerarán a su costo variable de generación. Es decir, no a la pérdida. Lo que les cuesta generar energía se les va a devolver”.

Respecto a la frecuencia con la que se aplicará el precio máximo, el comisionado señaló: “Se estima que la activación del precio máximo va a suceder entre un 5 y un 7.5% de las horas del periodo de aplicación”. En otras palabras, se trata de un número reducido de horas en que se aplicará esta limitación.

“En términos monetarios, como para tener una idea en dólares, considerando la información de marzo y abril, se estima que en ciertos nodos del sistema pudiese presentarse una reducción en los precios de liquidación de hasta 50 o 60 dólares el megawatt hora. Valores que posiblemente sean mayores en el mes de mayo, que es donde tenemos la demanda máxima históricamente”, agregó.

El impacto de esta medida, aseguró, será limitado gracias a mejoras estructurales en el sistema eléctrico. “Es importante mencionar también que la activación de este precio máximo en este 2025 sería un número reducido de horas… ya que los valores de costo marginales del sistema de este año se encuentran aproximadamente un 33% menor que los del año previo. Reducción que está influenciada principalmente por un incremento en la producción de energía proveniente de renovables y reducción en los costos variables de generación promedio de las centrales diésel”.

A ello se suma un aumento en la potencia firme disponible. “Alrededor de unos 200 megavatios adicionales, equivalente a un 12.6%. O sea, tenemos potencia firme por todas estas adiciones que ha hecho la ENEE en generación distribuida. O sea, este verano no tuvimos apagones”.

El comisionado Flores concluyó: “En resumidas cuentas, el impacto es mínimo y es temporal”.

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República Dominicana tiene frente a sí un futuro prometedor en materia de energías renovables, siempre que logre evitar los errores que siguen encareciendo y retrasando la ejecución de los proyectos. Así lo planteó Rafael Burgos, CEO de Ennova, quien destacó que los profesionales del sector son quienes pueden asegurar ese buen porvenir si abordan con rigurosidad las fases tempranas de desarrollo.

“Lo que estamos viendo es un futuro brillante donde la sostenibilidad y la independencia energética para países como República Dominicana son una posibilidad”, expresó Burgos, al tiempo que advirtió que eso puede diluirse si no se enfrenta de forma más profesionalizada el ciclo completo de los proyectos.

Según el CEO de Ennova, es preocupantemente común que muchas iniciativas que fueron planeadas para operar en un plazo razonable, terminen demorando más del triple del tiempo previsto. “Un proyecto que desde el inicio se conceptualizó para que estuviese en etapa de operación comercial en tres años, pues me ha tocado ver casos que pueden tomar diez años e incluso más”, comentó. Para Burgos, ese tipo de situaciones “tienen impactos severos en esas iniciativas” y no siempre se deben a trabas burocráticas estatales, como suele asumirse.

“La mayoría de las veces que esto pasa, pasa por aspectos que no tomamos en cuenta en la etapa de desarrollo, de ingeniería, de construcción, o simplemente por errores que cometimos”, sostuvo.

En este contexto, Burgos insistió en la necesidad de abordar cada fase con mayor nivel de detalle técnico. “Hay un presupuesto que hay que dedicar a entender aspectos de detalle en la etapa de desarrollo que nos van a llevar por un camino mucho más certero y que nos van a ayudar a evitar errores significativos”, indicó. En su opinión, esta es una etapa “intelectual” en la que “los errores cuestan muchísimo menos”.

Su testimonio, que fue brindado en calidad de moderador durante un panel de debate del evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), fue una invitación a reflexionar sobre qué oportunidades de mejoras existen y recaen en los profesionales del sector energético privado, aprender de los errores de la actividad en el pasado y compartir experiencias que puedan servir a otros desarrolladores y tomadores de decisión.

Uno de los aspectos que más resaltó Burgos fue el rol que juegan los factores ambientales y sociales en el éxito o fracaso de los cronogramas. “Mencionamos el tema de la gestión ambiental y social. Yo creo que siempre es importante esforzarnos en entender qué expectativas tiene una comunidad de la llegada de un proyecto de esta naturaleza a su ambiente”, comentó. Según explicó, omitir esta dimensión puede provocar retrasos o incluso “restricciones que incidan de una manera significativa en el tiempo de puesta en operación comercial o en externalidades que pueden afectar el CAPEX y eventualmente el OPEX”.

A modo de ejemplo, compartió una experiencia vivida por Ennova en la gestión de una servidumbre que mostraba la necesidad de acercarse a las comunidades y entender sus expectativas y dinámicas antes del avance físico de los proyectos. “Muchas veces se despliegan estos proyectos en la distancia y omitimos el valor de entender lo que las comunidades están esperando”, afirmó, advirtiendo que incluso se han enfrentado a “situaciones violentas donde hay una oposición simplemente porque de repente la comunidad no entiende cómo eso le impacta”.

Otro aprendizaje clave que compartió Burgos fue la importancia de estudiar las condiciones técnicas del terreno desde etapas iniciales. Recordó el caso de un proyecto que avanzó sin un análisis geológico profundo, lo que trajo consecuencias. “Identificó que había un suelo con roca caliza con cavernas… cavernas que luego incidían en el propio riesgo estructural. Además, había aguas subterráneas que en determinadas situaciones generaban afluentes que causaban una inundación desde otro lugar”, explicó. El proyecto tuvo que ser reubicado, con el consiguiente retraso y aumento de costos.

De cara al futuro, Burgos también invitó a pensar en la verdadera capacidad que tiene República Dominicana de incrementar su participación renovable más allá de los objetivos estatales. “Quizá alguno de ustedes ha participado de procesos de conversación de ingeniería ya con una mirada más holística… realmente fuera de lo que son los objetivos planteados”, dijo, abriendo el debate sobre los límites y potencialidades reales del país en este campo.

Como mensaje final, el CEO de Ennova subrayó que, si bien existen desafíos, también hay muchas oportunidades. “En este tipo de iniciativas… la invitación es a que todos nos esforcemos en profesionalizar los procesos de desarrollo, ingeniería, construcción, de manera que optimicemos tiempos y costos en esas etapas tempranas del proyecto que permitan un éxito según lo previsto”.

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La Comisión de Desarrollo Económico de la Cámara de Diputados de Brasil celebró una Audiencia Pública para debatir sobre flujo inverso e impactos de la generación distribuida en el sistema eléctrico, a fin de resolver cuellos de botella del sector debido a las negativas de las concesionarias de distribución eléctrica.

La Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) participó de la audiencia y alertó que el problema ha provocado la fuga de inversiones y el cierre de empresas en todo el país, por lo que planteó la necesidad urgente de encontrar soluciones para evitar mayores pérdidas en el mercado. 

“Tres años después de que el Congreso Nacional decidiera crear un nuevo marco legal para que los consumidores puedan generar su propia energía, el mismo sigue siendo irrespetado por las distribuidoras”, denunció Bárbara Rubim, vicepresidenta de Generación Distribuida de ABSOLAR. 

“El problema es que se permitió que las distribuidoras de energía eléctrica utilicen la inversión del flujo como excusa para negar cualquier tipo de conexión del consumidor a la red de distribución. Y esa falta de respeto de las distribuidoras, desafortunadamente encuentra apoyo en la normativa y en la forma que se creó el marco reglamentado por ANEEL”, agregó. 

La situación ha alcanzado niveles críticos: más del 70% de las solicitudes presentadas a las distribuidoras están siendo rechazadas, de acuerdo a la información compartida por el gremio, lo que revela una barrera directa al derecho de los consumidores y también expone un problema estructural que está frenando inversiones. 

Un conflicto sin resolución: el rol pasivo de ANEEL

El conflicto se agudiza por la inacción de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL). Pese a ser la autoridad reguladora, ANEEL no ha sido capaz de garantizar que las distribuidoras cumplan con la normativa de forma sistémica. 

De hecho, su intento de modificar la regla en 2024 fracasó, lo que, según Rubim, tuvo un efecto contrario: “Las distribuidoras utilizan la falta de reglamentación clara como justificación para negar cualquier tipo de proyecto de microgeneración distribuida”.

Por lo que, desde ABSOLAR, la posición es clara: si las distribuidoras no pueden comprobar técnicamente que la inversión de flujo daña la red, el derecho del consumidor debe ser preservado de forma inmediata. 

“Proponemos que se incluya un artículo que prohíba explícitamente las limitaciones impuestas por las distribuidoras a la inyección de energía en la red mediante sistemas de microgeneración distribuida”, manifestó la vicepresidenta de GD de ABSOLAR. 

“No es un problema exclusivamente técnico, sino un obstáculo que requiere voluntad política para ser resuelto (…) Si las distribuidoras no tienen la capacidad técnica o los recursos humanos para realizar los estudios necesarios para demostrar que la inversión del flujo daña la red de distribución, no es justo para los usuarios”, insistió. 

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El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile prevé realizar en 2025 nuevos procesos de licitación de servicios complementarios, con el objetivo de fortalecer la seguridad y confiabilidad del sistema frente al avance sostenido de las energías renovables. 

“Estamos haciendo un análisis para determinar los requerimientos de capacidad adicional de este servicio, en el cual se incluirá la incorporación de nuevas tecnologías en el futuro, lo que implicaría anunciar nuevos procesos de licitación en el curso del 2025”, destacó Ernesto Huber, director ejecutivo del organismo, durante la cuenta pública 2024 del CEN.

Este esfuerzo se suma a la licitación de servicios de control de tensión de 2024, donde el Coordinador adjudicó cinco proyectos de las empresas Alupar, Engie y Transelec. 

Obras que habilitarán la incorporación de condensadores síncronos mediante equipamiento nuevo y la reconversión de una central térmica a carbón, las cuales permitirán que la zona norte del país disponga de recursos para proveer la fortaleza de red que se requiere para seguir integrando energías renovables variables en la red eléctrica. Mientras que la prestación del servicio comenzará a durante el año 2027 y se remunerará por 25 años.

Los avances en la prestación de servicios complementarios también se han visto reflejados en el protagonismo que han tomado las fuentes renovables. Desde el 18 de octubre de 2024, se observa una nueva tendencia en la operación del sistema, donde los servicios de control de frecuencia comenzaron a ser adjudicados mayoritariamente a plantas renovables en horario diurno. 

“Hubo horas del día en que estos servicios han sido provistos exclusivamente por plantas renovables”, indicó Huber, desplazando a tecnologías convencionales como los ciclos combinados a gas natural y las centrales térmicas a carbón. 

Durante ciertas horas del día, incluso se alcanzó el 100% de provisión de servicios de control secundario de frecuencia por parte de plantas solares y eólicas, consolidando la capacidad de las renovables para sostener la estabilidad del sistema.

En paralelo, el avance del almacenamiento con baterías marca un punto de inflexión en la flexibilidad del sistema eléctrico. En 2024, se aprobaron solicitudes de acceso abierto equivalentes a 10.600 MW de capacidad y entraron en operación 14 proyectos de almacenamiento, sumando cerca de 700 MW, especialmente en la zona norte. 

Y de acuerdo a la información compartida por el director ejecutivo del Coordinador Eléctrico, la capacidad instalada actual supera los 1.000 MW, con sistemas que permiten almacenar hasta 5 GWh con duraciones promedio de entre 4 y 5 horas. 

En tanto que para finales de la década se proyecta 8000 MW de potencia operativa en sistemas BESS, lo que permitiría trasladar un 20% de la producción eléctrica diaria desde las horas de mayor generación renovable a los momentos de mayor consumo, particularmente en horas nocturnas.

“El aporte del almacenamiento permite reducir del orden del 20% de los recortes de ERNC, los cuales durante 2024 alcanzaron cifras en torno a 5,6 TWh anuales. A su vez, las emisiones de CO2 han disminuido un 20% en comparación con el año anterior, alcanzando una intensidad de 2,28 toneladas de CO2 equivalentes por MWh”, afirmó Huber. 

Lecciones del apagón y desafíos a futuro

Si bien el avance es notable, la seguridad operativa del sistema sigue enfrentando desafíos. El pasado apagón del 25 de febrero expuso importantes debilidades, de manera que desde el CEN reconocieron que detectaron del orden de 1200 MW de generación, tanto convencional como renovable, que se desconectó antes de lo que correspondía, lo que agudizó el desbalance del sistema durante esa jornada crítica. 

Como consecuencia, ya se han solicitado los ajustes normativos necesarios y se continúa trabajando en la identificación de las causas y las soluciones para evitar futuras incidencias.

“Todo indica que en un futuro no muy lejano, la generación será 100% renovable; pero para llegar a ese estado, debemos garantizar que no se repitan situaciones como el apagón de febrero”, concluyó Huber, subrayando que el fortalecimiento de los servicios complementarios y la incorporación de tecnologías de almacenamiento serán determinantes para alcanzar este objetivo con seguridad y confiabilidad.

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Con más de 25 años en el sector solar fotovoltaico y una capacidad instalada superior a los 30 GW, Yingli Solar se consolida como uno de los fabricantes chinos más resilientes, tras haber superado los múltiples ciclos de un mercado tan volátil como es el de los paneles solares. Así lo afirmó Luis Contreras, director ejecutivo para Latinoamérica y España de la compañía, durante su participación en Future Energy Summit Central America & the Caribbean (FES Caribe).

La oferta actual de Yingli Solar se centra en la tecnología n-type TopCon, una elección que no solo responde a criterios de eficiencia, sino también de adaptabilidad a las condiciones de distintas regiones latinoamericanas. Contreras explicó que esta tecnología “tiene menor degradación lineal, mejor comportamiento frente a altas temperaturas, buen comportamiento en bajas irradiancias y, evidentemente, eficiencia”.

Actualmente, la compañía cuenta con una capacidad anual de producción de 30 GW, de los cuales 10 GW corresponden a esta tecnología. La logística también juega a su favor: “30 MW semanales pueden venir desde China en 12 semanas o desde Panamá en torno a una semana”, precisó.

En cuanto a aplicaciones, el fabricante ofrece módulos con células de 210 mm para grandes proyectos, aunque advirtió que estas configuraciones pueden ser “muy agresivas para las cargas de viento dependiendo del seguidor que se utilice”. Alternativamente, Yingli produce módulos con células de 182 mm y potencias de entre 580 W y 635 W, adaptables tanto al mercado utility como a segmentos residenciales, industriales y de autoconsumo.

Roadmap con norte en la eficiencia y fiabilidad 

La estrategia de innovación de Yingli sigue una hoja de ruta bien clara. “Estamos detrás de un mapa tecnológico muy marcado y perfectamente definido”, dijo Contreras, quien detalló los tres escalones en este proceso: la tecnología TopCon, la fabricación de células de contactos posteriores y, finalmente, la producción de células tándem con distintos sustratos. Todo este desarrollo busca incidir directamente en el cálculo “dólar por vatio pico” (USD/Wp).

“El camino va siempre en base a trabajar en la ecuación dólar/vatio pico, reduciendo ese numerador desde el punto de vista de la fabricación para hacer que el coste de fabricación sea más competitivo, más controlado y con una eficiencia mayor”, afirmó.

Pero para Yingli Solar, la tecnología no lo es todo. La compañía también apuesta por acompañar a sus clientes en todas las fases del proyecto, desde la preventa hasta la postventa, con un enfoque claro en fiabilidad. “Tenemos que dar garantías por muchos años, 30 años en cuanto a la potencia, por lo tanto hay que tener compañías lo suficientemente solventes para acompañar a los clientes durante 30 años de vida”, subrayó.

La geopolítica y el exceso de capacidad instalada han configurado un nuevo panorama para los fabricantes. Contreras explicó que, ante medidas como los aranceles en Estados Unidos, “ese mercado desaparece para un fabricante de paneles fotovoltaicos” y la atención se dirige ahora a regiones como Europa, Latinoamérica, Australia, Japón y Sudáfrica.

Con una capacidad de producción global que duplica la demanda actual, la competencia ya no es una elección: “La competitividad no es algo que se busque, es algo absolutamente necesario, es un must, o somos competitivos o no podemos vender porque somos muchos en la misma pecera”, dijo Contreras. Añadió que “el 50% de la demanda global está en China y el 80% de la capacidad de producción es China”, lo que obliga a las empresas a asumir riesgos si quieren vender fuera del mercado doméstico.

En este escenario, la estrategia de Yingli se centra en construir relaciones confiables y de largo aliento. “Tenemos que ir con compañeros que vayan a largo recorrido, que tú les acompañes en el largo plazo. Esa es básicamente la estrategia que tiene Yingli Solar: centrarse en ser competitivo, pero centrarse en los clientes y en los proyectos lo suficientemente atractivos para que ese esfuerzo competitivo merezca la pena”, afirmó.

En América Latina, su presencia es cada vez más sólida. “Estamos muy enfocados en República Dominicana, aproximándonos a esa ventana de oportunidad que hay en los proyectos utility; muy centrados en los PMGD en Chile; y en algún proyecto de gran escala acompañado de baterías”, comentó Contreras. Además, destacó a Argentina y Uruguay como mercados clave, y subrayó un crecimiento sólido y solvente en Panamá y Colombia.

Concluyendo su participación, el ejecutivo de Yingli Solar reafirmó el compromiso de la compañía con el desarrollo de proyectos fotovoltaicos sustentables el República Dominicana, país que alojó el encuentro de FES Caribe: “Este es un mercado en crecimiento, con la radiación solar necesaria, con una posición por parte de las administraciones y las instituciones a favor de la descarbonización de la matriz energética y en pro de energías renovables como la solar fotovoltaica, y en la cual nosotros, fabricantes como Yingli Solar, pretendemos ser un agente activo”.

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Con la mira puesta en la expansión internacional, 360Energy confirma el inicio de sus operaciones en México. Esta nueva fase responde a la estrategia de crecimiento impulsada por su flamante accionista, el grupo automotriz Stellantis, que busca descarbonizar sus operaciones industriales a nivel global.

“Somos una empresa muy joven; tenemos apenas 12 o 13 años de vida. Nacimos con un foco muy especial en la energía solar fotovoltaica porque tenemos la convicción de que es y va a ser el principal vector de la transición energética mundial”, manifiesta Maximiliano Ivanissevich, director de Asuntos Corporativos y Capital Humano de 360Energy.

La compañía argentina, que se ha posicionado como pionera en proyectos solares utility scale en su país de origen, lleva su know-how a nuevos mercados de la mano de un modelo de integración vertical. “Nosotros hacemos todas las etapas: desde el desarrollo, la construcción, la operación y el mantenimiento, hasta la comercialización de la energía que generamos”, resaltó Ivanissevich.

Durante su participación en una entrevista audiovisual en Future Energy Summit México (FES México), el directivo detalló que inicialmente la empresa prioriza la búsqueda de aliados y proveedores estratégicos locales. Esto permitirá subcontratar las etapas de construcción y montaje de los parques solares que abastecerán a las plantas de Stellantis.

“En esta primera etapa, vamos a subcontratar muchas de las etapas con supervisión de personas que ya forman parte del equipo de 360 en Argentina y que vamos a llevar a estos países”, explicó el directivo, al referirse tanto a México como a Brasil, España e Italia, donde la compañía también proyecta nuevos desarrollos.

La experiencia acumulada en Argentina fue determinante para definir esta estrategia de expansión. Hace una década, la empresa se enfrentó a un escenario local desafiante, en el que no existían compañías especializadas capaces de cumplir con los estándares de calidad exigidos. “Cuando fuimos a construir nuestros primeros parques en Argentina, no encontramos empresas EPCistas que puedan satisfacer las necesidades y las exigencias en cuanto a calidad que nosotros pretendíamos”, recordó Ivanissevich.

A partir de ese contexto, la firma decidió asumir directamente la construcción de sus parques, comenzando con subcontrataciones parciales hasta desarrollar por completo su capacidad constructiva. Hoy, 360Energy es una empresa que prácticamente no subcontrata ninguna etapa del montaje de sus proyectos en Argentina.

El plan es replicar ese exitoso modelo en los mercados internacionales. “Vamos a hacer esa misma curva de aprendizaje que hicimos en Argentina en estos nuevos países donde estamos iniciando actividades, con el objetivo de también repetir el esquema argentino de ser una empresa con capacidad constructiva propia”, afirmó.

La expansión internacional de la firma no solo se centra en México. La agenda de 2025 incluye proyectos de mediana escala en Brasil, España e Italia, con soluciones que integran tecnologías diversas, incluyendo carports sobre grandes superficies de estacionamiento, parques solares con o sin trackers, instalaciones híbridas y, en algunos casos, almacenamiento de energía.

En cuanto a las metas de corto plazo, la compañía busca capitalizar la sinergia con Stellantis para acelerar la implementación de sistemas renovables en las plantas industriales del grupo. “Estamos iniciando en lo que queda del año proyectos para plantas de Stellantis en Argentina, en Brasil y en México, y en una segunda etapa ya para 2026 en España y en Italia”, señaló Ivanissevich.

Consultado sobre por qué un actor internacional debería apostar por asociarse con 360Energy, Ivanissevich argumentó: “Necesitamos tener aliados y proveedores estratégicos que puedan acompañar este crecimiento y esta oportunidad de la mano de un accionista muy fuerte y con muchas necesidades de abastecimiento de energía como es Stellantis”.

Finalmente, el directivo subrayó la importancia de su participación en eventos como FES México. “Ahí está en gran parte el objetivo de nuestra participación: insertarnos en nuevos mercados, conocer proveedores y generar esas alianzas que van a ser necesarias para llevar adelante estos nuevos proyectos”, concluyó.

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Trina Solar anticipando un crecimiento significativo tanto en el segmento de autoconsumo como en el de proyectos utility a gran escala en México. En el marco de una entrevista audiovisual en Future Energy Summit México (FES México), Ezequiel Balderas, Sales Manager México de Trina Solar, afirmó que el país está atravesando un nuevo ciclo de desarrollo en energías renovables.

“Vuelven también las oportunidades en el sector energético y esperemos que en esta ocasión podamos ser una de las potencias en energía nuevamente”, manifiesta Balderas, al hacer referencia a la reactivación del mercado como ocurrió en los años de auge de las subastas entre 2014 y 2016.

El gerente de ventas en el país subraya que la compañía se prepara para atender la demanda de instalaciones entre 0,7 y 20 MW, que muestran un creciente dinamismo desde el año pasado, así como también para responder a desarrollos de mayor envergadura previstos para 2026 y 2027.

“Lo que esperamos en este año es que al menos en el sector de generación distribuida se mantenga y pueda crecer, se llegó a un gigawatt de instalaciones el año pasado y podría aumentar entre un 15 o 20%”, proyecta Balderas. Al mismo tiempo, destaca el surgimiento del autoconsumo como una nueva categoría con fuerte potencial, sobre todo en el rango entre 0,7 y 20 MW.

Para responder a este escenario de crecimiento, Trina Solar despliega una oferta integral basada en tres soluciones clave: módulos solares de alta eficiencia, sistemas de seguimiento solar y soluciones de almacenamiento a gran escala.

En lo que respecta a los módulos solares, la compañía ofrece productos con potencias que van desde los 620 a los 625 W para generación distribuida, y hasta 715 W para grandes parques solares, una mejora notable en comparación con los 370-375 W que eran comunes hace apenas una década. Además, la tecnología bifacial señaló que se consolida como un estándar, al generar energía tanto por la cara frontal como la posterior del módulo.

“Manteniendo la misma área, ser más eficientes y generar más energía por metro cuadrado”, remarcó Balderas, al referirse al salto tecnológico que la empresa ha impulsado en sus modelos.

Por su parte, el almacenamiento emerge como un componente indispensable para estabilizar la energía suministrada a la red, un aspecto crítico en un sistema eléctrico que históricamente ha enfrentado desafíos por la variabilidad de las renovables.

“Con una instalación de un producto BESS… tienes a la salida en la planta una energía principalmente estable hacia la red”, explica Balderas, y agrega que esto favorece tanto a los operadores como al sistema eléctrico nacional, al reducir las fluctuaciones y facilitar la sincronización.

Los sistemas BESS que Trina Solar está promoviendo en México tienen capacidades de 4 y 5 MWh, y están pensados tanto para aplicaciones industriales como para nuevas plantas solares. El concepto de peak shaving —la reducción de picos de demanda energética— es uno de los beneficios que más valoran los clientes.

La ventaja competitiva que ofrece Trina Solar reside en su capacidad de integrar verticalmente todas las etapas del proceso, desde la fabricación de la célula hasta el sistema de almacenamiento final. Esta integración no solo asegura el control de calidad, sino que permite brindar soluciones combinadas y adaptadas a las necesidades de cada cliente.

“Somos muy flexibles y estas soluciones no solamente se dan en México sino es nuestra experiencia de Latinoamérica lo que realmente estamos trayendo”, enfatiza el Sales Manager, remarcando el respaldo de casos exitosos en otros países de la región.

De cara al futuro, Balderas señala que los proyectos de gran escala en México podrían concretarse entre 2026 y 2027, marcando una nueva etapa de inversión para el país. Mientras tanto, el foco estará en capturar el dinamismo del autoconsumo, un segmento que —según su visión— será central en la transición energética mexicana.

“Hemos estado con algunos colegas y hablando de proyectos 2026-2027… pero muy interesados en la parte de 0,7 a 20 MW también”, concluye.

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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) confirma que, tras el cierre de las tres subastas que se convocaron mediante la Resolución 101 062 de 2024, se garantiza el suministro de energía dentro de los márgenes proyectados por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) para los periodos 2025-2026, 2026-2027 y 2027-2028.

“De acuerdo con el operador del mercado de energía, XM S.A. E.S.P., en las tres subastas de compra realizadas los días 21 y 29 de abril y 8 de mayo se asignaron 7,6 GWh/día, 6,4 GWh/día y 7,5 GWh/día, para los periodos previamente mencionados. En donde, se recibieron más de 20 ofertas válidas para cada periodo convocado, lo que permitió tener resultados más eficientes”, manifestó Antonio Jiménez Rivera, director ejecutivo de la CREG.

Por su parte, el jefe de la cartera de Minas y Energía, Edwin Palma resaltó que “los resultados obtenidos en nuestras subastas de compra permiten asegurar el abastecimiento de energía y avanzar en nuestras metas del plan 6GW Plus con la incorporación de estos tres proyectos fotovoltaicos al sistema”.

A través de las subastas de reconfiguración de compra, que iniciaron en noviembre del año pasado, se busca cerrar brechas entre la proyección de demanda y la energía firme en el sistema. Para que se lograran resultados más eficientes, este ejercicio permitió la participación de plantas existentes, en construcción y nuevas con cualquier tecnología de generación.

“Es importante recordar que los tres procesos de subasta de reconfiguración de compra administrados por XM fueron auditados por una firma independiente para garantizar la aplicación de toda la regulación vigente durante cada parte del proceso y dar transparencia y tranquilidad a los usuarios y a todos los participantes”, añadió Jiménez Rivera.

A estos esfuerzos, se suma la adjudicación de compromisos para la expansión que se hizo en febrero de 2024, por aproximadamente 4.450 megavatios (MW) principalmente con recursos renovables no convencionales, con el compromiso de entrada en operación a finales del año 2027.

Adicional, en marzo de 2025 se anunció la propuesta de adelantar una nueva subasta de expansión, para promover la entrada de nuevos proyectos al sistema durante el periodo 2029-2030 y, en adelante, para que el país cuente con energía incluso en escenarios adversos como el Fenómeno de El Niño.

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AES Andes acelera su transición energética en Chile con un crecimiento exponencial de los sistemas de almacenamiento de energía (SAE). La compañía avanza en el despliegue del “Hub Andes” que combina parques solares con baterías en el norte del país.

“Es una zona solar muy atractiva en el norte del país, en el punto donde se interconecta Chile con Argentina y donde pondremos 1520 MW de capacidad fotovoltaica y 1336 MW de sistemas BESS”, afirmó Paola Hartung, directora de Asuntos Regulatorios de AES Andes para Chile. 

“Pasamos de un portafolio 91% térmico en el año 2017 a un portafolio 69% renovable el año 2025”, agregó durante un webinar organizado por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). 

Este cambio estructural se sustenta en un recambio tecnológico que integró centrales solares híbridas con BESS y, más recientemente, sistemas stand alone, orientados al arbitraje de energía y la participación en pagos por potencia. 

En total, el Hub Andes ya cuenta con parques híbridos en operación que suman 838 MW de capacidad solar instalada y 339 MW de baterías; mientras que la firma avanza en la construcción de 459 MW solares y 657 MW BESS y posee otros 223 MW fotovoltaicos junto con 140 MW de baterías en fase de desarrollo.

Este avance tiene lugar en un contexto nacional favorable, dado que el país alcanzó 954 MW de capacidad BESS instalada, con una proyección de superar los 2000 MW en los próximos meses, anticipándose a los objetivos de largo plazo. 

¿Por qué? De acuerdo a información compartida por el Ministerio de Energía, existen 4552 MW en ejecución, representando el 76% del cumplimiento de la meta de 6000 MW para 2050. 

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

Es decir que la tecnología ya juega un rol estructural en el despacho del sistema, incluso en la reducción de costos y la mitigación de vertimientos provenientes por parte de centrales renovables no convencionales (ERNC).

“En una noche cualquiera, hay un despacho de casi 800 MW de proyectos de almacenamiento por varias horas que logran bajar el costo marginal del sistema de 250-280 USD/MWh hasta 100 USD/MWh”, precisó Hartung. 

Adaptaciones necesarias para un sistema renovable con respaldo

La participación de los sistemas de almacenamiento no se limita al arbitraje de energía y capacidad firme, sino que existen oportunidades aún no aprovechadas plenamente, como por ejemplo como servicios complementarios o en la expansión del sistema de transporte eléctrico. 

“Faltan incentivos económicos que hagan más atractivo para los SAE prestar servicios como el control rápido o primario de frecuencia, y no sólo prestar arbitraje y recibir pago por capacidad”, señaló la directora de Asuntos Regulatorios de AES Andes para Chile. 

Desde el punto de vista normativo, el avance también es notorio. Chile ya cuenta con el marco regulatorio, los reglamentos y licitaciones habilitantes para integrar BESS en la infraestructura eléctrica, aunque todavía no se han implementado proyectos BESS como parte de redes o para expansión de transmisión. 

No obstante, Hartung destaca su potencial como soluciones modulares, rápidas de desplegar y con bajo impacto ambiental, claves para optimizar la expansión del sistema.

“Hay que mejorar las normas de operación de los SAE de energía, recalcular los costos de oportunidad de forma intradiaria para optimizar el despacho y no quedarse con un despacho definido el día anterior”, indicó Hartung.

“También se requiere mejorar las reglas de remuneración, ya que actualmente los sistemas de almacenamiento en Chile son tomadores de precio pero deben pasar a ser candidatos a marcar el costo marginal según sus costos de oportunidad”, insistió.

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CVE Chile consolida una hoja de ruta ambiciosa hacia 2028 con más de 40 proyectos en desarrollo y una meta de superar 1,4 GW en capacidad. La compañía, dedicada globalmente al desarrollo, construcción y operación de parques de generación distribuida, busca combinar distintas escalas de proyectos con soluciones flexibles para responder a las dinámicas del mercado energético chileno.

“Con el objetivo de desarrollar en promedio 200 MW por año, en CVE estamos evaluando dedicar una parte de nuestro portafolio a la venta en fase RTB o en etapa COD”, precisó Zakya Ben Ali, country manager de CVE Chile, en diálogo con Energía Estratégica. 

La planificación incluye un pipeline de proyectos ya financiados y otro en vías de ventas, lo que permite sostener el desarrollo con visión de largo plazo. Esta diversificación estructural también se refleja en el tipo de proyectos que componen su cartera: desde Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) hasta Utility Scale de 150 MW de capacidad.

““El portafolio de más de 1,4 GW que estamos desarrollando se basa en una combinación equilibrada de proyectos PMGD y Utility Scale, lo que nos permite abordar distintos segmentos del mercado. Según la demanda, podemos estructurar clústers que integren contratos PPA y sistemas de almacenamiento (BESS), ofreciendo soluciones a medida para cada cliente”, manifestó la especialista. 

La compañía ya está operando en una nueva fase estratégica que incorpora almacenamiento como un eje clave, este paso responde tanto a la evolución del mercado como a las nuevas necesidades de integración de nuevas tecnologías para evitar vertimientos de centrales de generación renovable no convencional (ERNC). 

Hoy en día, el nivel de vertimientos en proyectos PMGD sigue siendo bastante acotado, especialmente en comparación con los proyectos de mayor escala. Sin embargo, la red de distribución está cada vez más limitada por la congestión en las subestaciones eléctricas y la necesidad de obras de refuerzo.

A esto se suma que el mercado presenta señales económicas positivas para el almacenamiento, lo cual habilita acelerar su despliegue. “Los precios de BESS son cada vez más atractivos y podemos empujar más esa estrategia a la mayoría de nuestros proyectos”, sostuvo la directiva.

“Ahora estamos avanzando hacia una generación distribuida más diversificada: con baterías, más PPA y mayor eficiencia. Aunque esta transición lleva dos años en desarrollo, 2025 marcará claramente el punto de consolidación operativa de este nuevo enfoque” agregó la entrevistada.

Desafíos para el sector

A pesar del impulso estratégico, CVE Chile se enfrenta a retos estructurales, especialmente en lo que respecta a la tramitación de permisos. En este contexto, la acumulación de solicitudes ha extendido los plazos significativamente, generando retrasos en la planificación.

“Antes, un proyecto PMGD se desarrollaba en tres años, pero en algunos se extendió hasta cinco años”, reveló la country manager de CVE Chile. 

Este desajuste afecta no solo la previsibilidad del negocio sino también la posibilidad de responder ágilmente a las necesidades del sistema, dado que algunas obras de refuerzo vinculadas a los proyectos también sufren demoras que comprometen el calendario general de ejecución.

No obstante, desde la compañía reconocieron voluntad y apertura por parte del Gobierno para enfrentar esta problemática, por lo que esperan que en el corto plazo mejoren y se optimicen los plazos.

En un entorno energético desafiante, marcado por congestión en redes, complejidades normativas y presión por acelerar la transición, CVE Chile se posiciona como un leader que combina visión estratégica y capacidad operativa. “El 2025 es un año desafiante, pero teniendo la fortaleza de ver toda la cadena de un proyecto, desde el desarrollo a operación, nos da la oportunidad de adaptarnos al mercado”, concluyó Ben Ali.

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En el marco del Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), Harold Steinvorth, director de Generación Distribuida para Latinoamérica de Trina Solar, anticipó un cambio de tendencia en los precios de los principales componentes fotovoltaicos. El directivo sostiene que la caída sostenida de precios en el último año ha tocado fondo y que el sector comenzará a ver una recuperación que restablezca el equilibrio comercial de la cadena de valor.

“Los precios de módulos sí han caído drásticamente e innecesariamente también”, manifestó Harold Steinvorth, subrayando que se trata de una situación crítica para los tecnólogos. “Estamos en un momento en donde los fabricantes de paneles solares hemos vendido módulos por los últimos meses, si no año y pico, por debajo de costo”, advirtió. Esta dinámica, según el portavoz de Trina Solar, no es saludable para ninguna industria y debe corregirse.

Desde su visión, el mercado ya había alcanzado valores competitivos hace tiempo, con retornos atractivos para la mayoría de los actores del sector. “Los precios que teníamos hace un año, estábamos hablando de precios de 14 centavos, 15 centavos, pues ya eran precios bastante atractivos”, recordó el referente empresario. Sin embargo, la profundización de la caída trajo consecuencias negativas para los fabricantes y distribuidores.

Steinvorth comentó que esta situación no es exclusiva de los módulos, sino que comienza a afectar también a otros componentes principales de la cadena de valor fotovoltaica. “Ahora también escuché que está sucediendo también con los inversores, bueno, la estructura todavía no, pero esperemos que no llegue a eso, ni tampoco el almacenamiento”, señaló.

En este contexto, Trina Solar espera que los precios de los módulos e inversores comiencen a subir hasta alcanzar un punto de viabilidad comercial para todos los eslabones. “Es importante que el precio recupere, que el mercado esté preparado, avisado, de que esto es una situación real”, recomendó.

Expectativas para la generación distribuida

Otro de los temas que abordó el directivo durante su participación en FES Mexico es el potencial crecimiento de la generación distribuida en México. Allí, consideró que existen condiciones favorables, pero que es necesario consolidar algunos aspectos claves del marco regulatorio y financiero.

“Hace un año estábamos hablando justamente en este panel de las oportunidades que tenía México de crecer en el segmento de generación distribuida y ahora, con las nuevas reglas que están por implementarse, creo que se nos está abriendo esa oportunidad”, destacó Steinvorth.

Y aunque advirtió que todavía “falta ese último empujón” para consolidar el escenario normativo y operativo, “a la hora de tener una seguridad jurídica con las nuevas reglas bien claras, definitivamente también van a ser atractivo de capital y poder dinamizar y que el financiamiento sea un catalizador en la industria”, subrayó.

Para este segmento de mercado, Steinvorth también se refirió a las tecnologías que se perfilan como estándar en la industria. En particular, destacó la consolidación del TopCon, que Trina Solar y más del 70 % de los fabricantes a nivel mundial están impulsando.

“El TopCon es una tecnología vieja y hasta ahora viene siendo una tecnología que alcanza un grado de madurez comercial”, introdujo el referente empresario para anticipar que ya se perfila una segunda generación de esta tecnología, que traerá eficiencias más altas bajo los mismos formatos y tamaños actuales.

La elección de módulos, según el directivo, dependerá más del mercado que de la oferta. En este sentido, llamó a reforzar la formación del cliente final para que tome decisiones más informadas. “En la educación del usuario final y que ese ‘siempre más es mejor’, es en donde creo que todos los que estamos aguas arriba no hemos logrado educar bien al usuario”, reconoció.

Incluso plantea que muchas instalaciones sobredimensionadas podrían evitarse con un enfoque más técnico. “Hay opciones en el mercado y es cuestión de que los diferentes actores que hay aguas abajo de los fabricantes también estén alineados con ese mensaje”, afirmó.

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Ecoener sigue sumando más capacidad renovable hasta llegar a los 150 MW en Panamá. Mientras lleva a cabo la construcción de 48 MW totales en provincia de Veraguas, ha recibido la concesión provisional de nuevos proyectos.

Los nuevos proyectos sumarían 19,8 MWac y 23,92 MWdc, cada cual de 9.90 MWac y 11,96 MWdc. Se trata del Parque Fotovoltaico A Coruña y el Parque Fotovoltaico María Pita. Ambos a ubicarse en el corregimiento de Mendoza, distrito de La Chorrera, provincia de Panamá Oeste.

Mediante la Resolución AN N° 20056 y la Resolución AN N° 20057, la empresa obtuvo el certificado de Licencia Provisional y tendrá 12 meses para presentar a la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos documentos tales el titulo de Propiedad o constancia de arrendamiento para uso del terreno, planos, información detallada de la conexión a la red, entre otros.

Luego, podrá proceder enviando el cronograma actualizado que detalle las actividades a realizar para la obtención de la Licencia Definitiva que les permitirá posteriormente avanzar en la construcci6n, instalación, operación y explotación de la planta para la generación de energía.

Cumplido aquello, Coruña y María Pita se sumarían al listado de proyectos de Ecoener en ejecución, como la Planta fotovoltaica Santiago, la Planta Fotovoltaica La Mesa, la Planta Fotovoltaica Agua Viva y la Planta Fotovoltaica San Bartolo actualmente en construcción, todos de 12MWp ubicados en el Distrito de La Mesa, Provincia de Veraguas.

“El objetivo nuestro es alcanzar los 150 MW en el país”, comentó Patricia Forjan, directora comercial de Ecoener en Panamá.

Pero las iniciativas de la empresa no se detienen sólo con los proyectos de generación. El pasado mes fueron distinguidos por el Ing. Alberto Melamed, alcalde del distrito de Montijo por apoyar actividades deportivas. Además, buscan ampliar su impacto positivo con otros trabajos a nivel social y ambiental.

«Somos la única empresa en Panamá que estamos haciendo capacitaciones sobre gestión ambiental. Además vamos a reforestar una de las islas de interés nacional que es Isla Cébaco”, añadió la referente de Ecoener en conversación con Energía Estratégica.

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ZNShine, fabricante con más de 30 años de experiencia en la industria fotovoltaica, promueve dos soluciones tecnológicas con gran receptividad en nuevos proyectos solares en Latinoamérica.

En el marco del evento Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), Manuel Arredondo, Country Manager México de ZNShine, explicó que, aunque ZNShine mantiene una línea conservadora en el diseño del motor del panel, ha desarrollado innovaciones clave para incrementar su competitividad.

En concreto, el ejecutivo detalló que la empresa está enfocando su estrategia en paneles rígidos con vidrios recubiertos de grafeno y paneles flexibles de bajo peso, pensados para mercados y aplicaciones específicas.

Respecto al encapsulamiento en vidrio destacó sus propiedades autolimpiantes. “Buscamos tener una solución costo eficiente, en este caso TOPCon; sin embargo, la encapsulamos en un vidrio especial que permite (…) una reducción del soiling factor de hasta el 30%”, destacó Arredondo.

Este desarrollo se apoya en una de las patentes más destacadas de la compañía: su revestimiento especial de grafeno, un nanomaterial reconocido por ser el más delgado, ligero y resistente del mundo. Su aplicación sobre el vidrio otorga propiedades hidrofílicas a los módulos, permitiendo repeler el polvo y la suciedad y reduciendo así la frecuencia de limpieza. Según ZNShine, esta tecnología ha sido clave para la firma de contratos PPA en países como México, y ha comenzado a permear en mercados de distribución.

De acuerdo con el referente de la empresa en México, se trata de una solución costo eficiente que va ganando mercado. En tal sentido, el comportamiento reciente del precio de los paneles solares fue otro aspecto que el ejecutivo analizó con detalle. Aunque reconoció incrementos en los costos, también hizo referencia a una reducción significativa en relación con valores históricos. “El panel cuesta ahora la mitad de lo que costaba hace un año y medio… en costo comparativo, pues es mucho más barato ahora, inclusive con los incrementos”, precisó Arredondo.

Por otro lado, Manuel Arredondo indicó durante su participación en FES Mexico que la compañía está apuntando a paneles flexibles de hasta 510 W y tan solo 8 kg de peso, lo que representa una reducción significativa frente a los paneles rígidos tradicionales que rondan los 30 kg. Esto abre nuevas posibilidades de instalación en superficies antes descartadas por limitaciones estructurales.

“Lo interesante es que es de bajo peso… todos esos techos que han sido descartados sistémicamente desde 2014 o 2007 actualmente se vuelven a activar en el 2025, lo cual es una alternativa muy interesante”, remarcó Arredondo, en relación con las oportunidades del producto flexible. Esta innovación tiene una alta receptividad en Latinoamérica, especialmente en aplicaciones BIPV (Building Integrated Photovoltaics), donde la integración arquitectónica es fundamental pero también en instalaciones en techos curvos y/o que precisan cargas livianas.

En ese contexto, alentó a los desarrolladores a identificar nichos de mercado y diseñar soluciones específicas a partir de las características de cada proyecto.

En el caso de México, consideró que la evolución del mercado ha sido clave para impulsar estas estrategias tecnológicas. En opinión del representante de ZNShine, la cancelación de subastas en 2018 actuó como catalizador para el desarrollo de un ecosistema robusto en generación distribuida, que hoy destaca por su dinamismo de contratos e innovación en los diseños de nuevos proyectos fotovoltaicos.

“Viene de una cancelación de subastas en el 2018 que ha llevado a una profesionalización fuerte en ingeniería y en desarrollo”, sostuvo Arredondo. A su juicio, el mercado local respondería aún mejor cuando se eliminen barreras, destacando la importancia de facilitar permisos y evitar trabas regulatorias que puedan frenar nuevos modelos de negocio, especialmente en PPAs.

“Creo que definitivamente el mercado de generación distribuida es muy positivo en México. Es un mercado que le gusta experimentar con nuevos productos, con nuevos modelos de negocio, definitivamente es importante cuidarlos”, subrayó.

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La inclusión de baterías en los proyectos renovables plantea nuevos desafíos para el sector asegurador en República Dominicana, entre ellas incertidumbres técnicas que requieren un análisis detallado por parte de aseguradoras y reaseguradoras.

“Se agrega incertidumbre en el momento de la inclusión del almacenamiento en los proyectos, una tecnología relativamente nueva, localmente de baja experiencia, porque para el reasegurador y el asegurador se está agregando un factor más de riesgo.”, sostuvo Nelson Cordero, director comercial de Seguros APS, durante el evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe). 

El directivo subraya que esta tecnología genera una mayor concentración de valores asegurados en una misma ubicación física, lo cual incrementa el valor en riesgo ante eventualidades. “Estamos hablando de una mayor concentración de valores a riesgo en una misma ubicación, que básicamente pudiera duplicar o incrementar significativamente el valor que se tiene en peligro ante cualquier tipo de eventualidad, más los riesgos propios de una nueva tecnología que todavía desconocemos”, remarcó.

La situación se vuelve aún más desafiante en la antesala de la licitación de las distribuidoras eléctricas, un proceso que genera incertidumbre sobre si coexistirá con el mecanismo de contratación directa vigente. 

A esto se suman los requerimientos técnicos actuales, como la exigencia del 50% de capacidad de almacenamiento para proyectos renovables variables mayores a 20 MW, con escasa claridad sobre los modelos de compensación; debido a que, en un escenario con un cambio de tecnología e introduciendo un nuevo factor como el almacenamiento y sin predictibilidad en cuanto a los precios, desde el sector ya han manifestado que resulta difícil pedir un financiamiento sin un PPA.

A pesar de este contexto desafiante, Seguros APS ha logrado consolidar una presencia relevante en el mercado de energías limpias. La empresa, con más de 25 años de trayectoria en el sector asegurador y una reciente expansión hacia fondos de pensiones y administración de fondos de inversión, ha asegurado once parques solares con una capacidad instalada de 620 MW y un valor total en riesgo de aproximadamente 800 millones de dólares.

“Es un negocio en el cual creemos y hemos respaldado aproximadamente un 20% de participación de mercado”, afirmó Cordero, reflejando el compromiso de la aseguradora con el desarrollo renovable del país.

Desde la perspectiva climática, República Dominicana ofrece una localización óptima para la generación solar y un track récord “bondadoso”, pero también una alta exposición a catástrofes naturales, lo que deriva en un “tiempo óptimo” para las colocaciones de seguros. 

En este entorno de riesgos climáticos y tecnológicos, la información técnica y la documentación rigurosa se vuelven herramientas clave para garantizar colocaciones de seguros eficaces. Para Cordero, la transparencia y el respaldo documental son elementos fundamentales que habilitan mejores condiciones contractuales.

“El desarrollador que busque hacer una colocación de seguro tiene que documentar la misma documentación que lleva a la banca o los inversionistas para capturar el capital, debe transparentarla al asegurador”, expresó.

“Con el almacenamiento hablamos de una tecnología relativamente nueva, pero todo lo que se pueda documentar y demostrar, facilitará y agilizará todas las gestiones del proyecto”, resaltó, aclarando que la estrategia más eficiente parte de identificar aseguradoras que compartan la visión del desarrollador, como práctica esencial para alinear objetivos entre partes.

“Lo ideal es documentar y utilizar las herramientas idóneas y los canales adecuados para hacer las colocaciones de seguro, no solamente limitado al proceso, ya que al mismo tiempo está la protección que necesita el inversionista de una recuperación ante cualquier catástrofe que se salga de las manos del desarrollador. Por lo que, a mayor información y documentación, el apetito lo va a abrir y abrirá las tarifas y costos que eso me va a traer en consecuencia”, concluyó. 

La entrada Seguros APS identificó los riesgos climáticos y tecnológicos para las renovables y almacenamiento en República Dominicana se publicó primero en Energía Estratégica.

El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile llevó a cabo la apertura de ofertas administrativas y técnicas de la re-licitación de obras de expansión del sistema de transmisión eléctrica vía el Artículo 157 y Decretos Exentos N° 4/2024 y N°200/2022.

El proceso recibió el interés de las empresas Tucapel Energía, Changshu Fengfan Power, Engie, Sistema de Transmisión del Sur, Transemel y PowerChina, firmas recurrentes en este tipo de convocatorias en el país. 

Dichas compañías presentaron ofertas para 8 de las 11 obras de transporte eléctrico, las cuales tienen plazos de ejecución que oscilan entre 18 y 48 meses, siendo mayormente para ampliar las subestaciones eléctricas del Sistema Eléctrico Nacional de Chile (SEN). 

Entre las particularidades de la convocatoria se destaca que Tucapel fue la única empresa que ofertó para el aumento de capacidad línea 1×66 kv TAP Loma Colorada – Loma Colorada y ampliación en S/E Loma Colorada.

Además, Engie fue la única que hizo lo propio para el seccionamiento de la línea de transmisión  1×110 kV Arica – Pozo Almonte en la subestación eléctrica Dolores, de la cual es propietaria. 

Mientras que aquellas empresas que se postularon para la ampliación en la SE Calama, debían hacerlo tanto en 110 kV y 220 kV debido que sólo se podía presentar una oferta global para dicho grupo, en lugar de separarlas como obras individuales como sí se permitía para los otros proyectos. 

El Coordinador Eléctrico Nacional iniciará el proceso de evaluación de las propuestas administrativas y técnicas, y posteriormente realizará la apertura de ofertas económicas de la licitación. En tanto que la entidad deberá resolver la adjudicación en un plazo máximo de 60 días hábiles, de acuerdo a lo informado en las bases de la convocatoria. 

A continuación, el detalle de las propuestas de cada empresa:

• Tucapel Energía
  • Aumento de capacidad línea 1×66 kv TAP Loma Colorada – Loma Colorada y ampliación en S/E Loma Colorada
  • Reactor en S/E Nueva Pichirropulli
  • Ampliación en S/E Ancud (NTR ATMT)
  • Ampliación en S/E Nueva Pichirropulli 220 kV (IM)
• Sistema de Transmisión del Sur
  • Ampliación en S/E Ancud (NTR ATMT)
• Engie
  • Seccionamiento línea 1×110 kV Arica – Pozo Almonte en S/E Dolores
• Changshu Fengfan Power Equipment
  • Ampliación en S/E Calama 110 kV
  • Ampliación en S/E Calama 220 kV
  • Reactor en S/E Nueva Pichirropulli
  • Ampliación en S/E Ancud (NTR ATMT)
  • Ampliación en S/E Nueva Pichirropulli 220 kV (IM)
• Transemel
  • Ampliación en S/E Calama 110 kV
  • Ampliación en S/E Calama 220 kV
• PowerChina 
  • Ampliación en S/E Calama 110 kV
  • Ampliación en S/E Calama 220 kV

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Comienza la cuenta regresiva para un nuevo webinar exclusivo. Tras el reciente encuentro «Storage: Oportunidades en Latinoamérica», se avecina un nuevo espacio virtual organizado por Energía Estratégica, medio especializado de Strategic Energy Corp.  

El jueves 12 de junio se realizará el webinar titulado «Innovación tecnológica de la fotovoltaica», cita en la que referentes del sector energético analizarán el presente, desarrollo y futuro de la energía solar y su papel para la transición energética en la región.

La actividad dará inicio a las 8:00 hs (México), 9:00 hs (Colombia y Panamá), 10:00 hs (Chile) y 11:00 hs  (Argentina, Chile y Uruguay) y contará con inscripción gratuita, por lo que estará abierta al público general, profesionales del sector, desarrolladores, fabricantes y actores del ecosistema energético.

En un contexto de fuerte expansión del sector solar en distintos mercados latinoamericanos, el evento reunirá a referentes técnicos y estratégicos para debatir sobre las principales dinámicas de crecimiento, las demandas actuales del mercado y las soluciones tecnológicas que están marcando la diferencia. 

INSCRIPCIÓN GRATUITA

Es por ello que el programa contempla dos paneles centrales que permitirán abordar un análisis estratégico de los mercados, así como una visión especializada de expertos de primer nivel. 

A las 9:00 hs COL se desarrollará el primer panel de la jornada, denominado “Enfoque regional: Dinámicas de crecimiento y oportunidades en los mercados de Latinoamérica”, que explorará los marcos regulatorios, estrategias de inversión, proyecciones de expansión y cómo avanzan las diversas metas fijadas en los países

Mientras que el segundo panel de debate comenzará a las 9:45 hs COL, bajo la temática “Innovación tecnológica: ¿Qué demandan los mercados solares y hacia dónde evolucionan las soluciones fotovoltaicas?”. Allí se debatirá la importancia de la eficiencia en los proyectos, la evolución de productos del sector, retos, posibilidades y perspectivas en la integración con proyectos tanto utility scale como de generación distribuida. 

Ambos paneles contarán con la participación de referentes de empresas de primer nivel destacadas del sector fotovoltaico de Latinoamérica, quienes compartirán su conocimiento técnico y estratégico en torno a las tendencias que están redefiniendo el mercado solar.

Por lo que el webinar «Innovación tecnológica de la fotovoltaica» se presenta como una oportunidad clave para acceder a información actualizada, conocer experiencias concretas y establecer vínculos con otros actores relevantes de la industria energética, en un espacio de discusión de alto nivel.

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La entrada Se acerca un nuevo webinar sobre innovación tecnológica de la fotovoltaica en Latinoamérica se publicó primero en Energía Estratégica.

La tecnología fotovoltaica supera los 12,5 GW de capacidad instalada en México, de acuerdo con datos de ASOLMEX a diciembre del 2024. Si bien la mayor capacidad corresponde a proyectos utility scale (8,1 GW), la generación distribuida ha tenido un crecimiento exponencial en los últimos años (4,4 GW).

Solo en 2024 se concretaron más de 106 mil nuevos contratos por 1.086 MW, marcando un incremento interanual del 48,4 %. Este fenómeno confirma lo que Itzel Rojas, gerente de ventas para México y Chile de Seraphim, destaca como una de las particularidades del mercado mexicano: “es interesante cómo en un país tan grande lo que permea y manda en el mercado actualmente es la generación distribuida”.

No obstante, también están comenzando a destrabarse iniciativas de gran escala. De acuerdo con Itzel Rojas, los números de la participación de la energía solar en la matriz eléctrica mexicana podría ir en ascenso si se retoman proyectos utility scale que habían entrado en standby durante el sexenio de gobierno anterior y algunos nuevos proyectos que impulsaría el sector público de la mano de la empresa estatal de electricidad.

“Estamos empezando a ver varios proyectos de utility que empiezan a florecer, que quizás estaban frenados o que se encontraban en standby pero ya están cambiando su perspectiva”.

Durante una entrevista audiovisual en Future Energy Summit Mexico (FES Mexico) la referente empresaria consideró que el sector solar está siendo contemplado con otra visión desde la política pública, incluso con objetivos concretos que se están comenzando a trazar en planes de expansión como el anunciado por la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

“Comparado con el año pasado, sí se nota un interés genuino de la industria especializada en la energía fotovoltaica, pero no solo de la industria, sino también del gobierno”.

“Hay muchas altas expectativas de mejora en el mercado. Vemos ya objetivos planteados en el Plan México que lanzó la presidenta. Entonces, ahí estaremos atentos a si estos cambios se van dando paulatinamente o rápidamente”, comentó.

Dentro de las proyecciones de crecimiento de CFE, el nuevo Plan de Fortalecimiento y Expansión del Sistema Eléctrico Nacional contempla 4.673 MW de proyectos solares, incluyendo los avances en el proyecto fotovoltaico Puerto Peñasco, donde se licitarán 580 MW adicionales antes de fin de año. Para Seraphim, estos desarrollos abren oportunidades para innovar en soluciones adaptadas a distintos segmentos del mercado.

En ese sentido, la compañía está posicionando su tecnología TopCon, una de las que más predomina actualmente a nivel global. “Los fabricantes de paneles solares tenemos que tener una patente para su fabricación, y cuando esta se crea, todos tenemos la responsabilidad de producir masivamente. Seraphim tiene bastantes patentes y puede fabricar en distintas potencias esta tecnología”, explicó Rojas.

El módulo que más se comercializa en México en estos momentos, señala la especialista, es un bifacial de celda rectangular en potencias de 610 W y 620 W. Pero más allá de ese modelo convencional, la firma también está desarrollando productos con un alto grado de diferenciación técnica, como el módulo flexible y el módulo “full screen”.

El enfoque de Seraphim va más allá de los productos. Rojas remarca la importancia de ofrecer un servicio técnico de calidad, adaptado a las necesidades de cada cliente: “Nos estamos esforzando mucho por llevar información y dar un servicio premium de atención. Estamos muy acostumbrados a tratar con clientes de alto nivel y de todo el rubro de la fotovoltaica en general”.

La compañía también prepara su incursión en soluciones integrales que incluyan sistemas de almacenamiento. En alianza con CRRC, Seraphim busca combinar sus módulos con baterías y inversores PCS desarrollados por la firma china. “CRRC tiene un gran avance en cuanto a investigación y desarrollo. Y bueno, Seraphim también es un brazo fuerte en cuanto a módulos fotovoltaicos. Entonces el poder unir esas fuerzas nos ayuda realmente a penetrar el mercado de forma buena”, asegura Rojas.

Ese enfoque integral podría ser crucial en los próximos años. México contempla incorporar 2.216 MW de almacenamiento solo a través de CFE, además de hasta 13,5 GW adicionales entre 2024 y 2038, si se suman inversiones que proyecta el PRODESEN. La articulación de soluciones híbridas y flexibles, con respaldo energético y electrónica avanzada, será determinante para que tanto la generación distribuida como los grandes parques sigan expandiéndose en un sistema eléctrico cada vez más exigente.

La entrada México renueva expectativas en energía solar: generación distribuida domina mientras reactivan proyectos utility se publicó primero en Energía Estratégica.

El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) comienza a mostrar un impacto concreto y positivo en el sector energético argentino, particularmente para el segmento de las renovables, más allá que incluye incentivos en otros rubros e industrias de la economía nacional. 

Juan Cruz Azzarri, abogado especializado en derecho energético y partner del estudio legal Martinez de Hoz & Rueda (MHR), analizó la repercusión del régimen y destacó que puede marcar el inicio de un nuevo ciclo de desarrollo para grandes proyectos a nivel nacional.

“El RIGI ya está generando un impacto muy positivo, dado que baja el impuesto a las ganancias de 35 a 25 puntos, da estabilidad fiscal y regulatoria, brinda libre disponibilidad de divisas y otorga una serie de garantías para incentivar la inversión para todos aquellos proyectos que adhieran”, sostuvo durante el evento Future Energy Summit (FES) Argentina. 

Estas condiciones resultan clave para destrabar el financiamiento, especialmente el internacional, y justificar la viabilidad económica de nuevos desarrollos.

“Con todo el pipeline y oportunidades que hay, necesitan de ciertas regulaciones adicionales respecto al mercado para que sea más rápido el desarrollo. Pero todos los proyectos que se hagan en los próximos 2 o 3 años, si el poder ejecutivo extiende el plazo del RIGI, pueden ser de gran envergadura por la viabilidad necesaria para realizarlos”, agregó el especialista.

Un ejemplo tangible es el parque solar El Quemado, de la firma YPF Luz, ubicado en el departamento de Las Heras, provincia de Mendoza, que se convirtió en el primer proyecto aprobado bajo el RIGI. 

La iniciativa contempla una inversión en dos etapas que permitirá alcanzar 305 MW de capacidad instalada, a partir de 500.000 paneles fotovoltaicos bifaciales, cuya energía será comercializada en el mercado mayorista a través del MATER.

Además, desde el estudio legal MHR ya trabajan en tres nuevos proyectos que están en carpeta y con intenciones firmes de presentarse al régimen, algunos de ellos impulsados por inversores internacionales. 

Azzarri aseguró que la herramienta “permite justificar a inversores extranjeros la inversión en Argentina”, y que la adhesión de las principales provincias con potencial renovable ha contribuido a reducir la incertidumbre legal y económica, incluso a nivel municipal.

El especialista también pone el foco en la capacidad de transporte eléctrico, un cuello de botella para el crecimiento del sector. Sin embargo, observa que el RIGI también permite superar este obstáculo, ya sea con proyectos propios de transmisión eléctrica, o bien asociados a parques de generación. 

Retos pendientes para consolidar el régimen

Uno de los desafíos clave es contar con un marco regulatorio más claro y competitivo. “Estamos volviendo a un mercado competitivo donde se tiene que dar la discusión para tener mayor certidumbre respecto a cuál va a ser el campo de juego”, afirmó el abogado de MHR. 

En ese sentido, considera que las señales y lineamientos de mercado que está emitiendo la Secretaría de Energía de la Nación son un paso en esa dirección, aunque todavía insuficientes para consolidar el nuevo ciclo de expansión.

Asimismo, un aspecto central para el futuro del sector es que las distribuidoras eléctricas se vuelvan sujetos de crédito y también estén obligadas a cumplir objetivos de consumo de energía renovable, tal como sucede con los grandes usuarios. 

“Hay que sacar regulaciones para que tengan que cumplir lo mismo, aunque hoy no estén en condiciones económicas de hacerlo, pero con garantías del sistema de CAMMESA o del Estado nacional como escalón inicial y luego se reduzcan esas garantías a medida que las distribuidoras sean sujetos de crédito”, planteó Azzarri. 

“También sería interesante la necesidad de que haya algún pago mínimo y algún grado de consideración de la potencia. Reconocer ciertos pagos para la industria renovables, o dar algún ingreso mínimo que permita el financiamiento y el repago del mismo en el mediano y largo plazo para el desarrollo de renovables y que compitan en igualdad”, concluyó.  

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El paquete de reformas constitucionales en México continúa dando qué hablar. La Ley del Sector Eléctrico (LESE), que llegó para desplazar a la Ley de la Industria Eléctrica (LIE), es una de las propuestas de leyes secundarias en materia energética que más repercusiones directas traería al ámbito de las energías renovables.

Esteban Torres Gutiérrez, director de LT Consultores —firma especializada en consultoría legal y gestión de actividades previas a la construcción de infraestructura eléctrica—, consideró en una entrevista con Energía Estratégica que la transformación legislativa ha sido profunda y que esperan a la reglamentación para terminar por comprender cómo aterrizarán las nuevas medidas en la actividad diaria.

“Apenas en el sector nos estábamos acomodando a la ley de la industria eléctrica y viene un cambio de régimen en México muy importante. Salvo por el punto de la estatización, en otros aspectos pareciera que viene más noble todo lo que es el cuerpo de la ley. Pero hasta que no tengamos los reglamentos que se emiten hasta dentro de 180 días promulgada la LESE, pues aún seguirá en vigor la LIE”, puntualizó.

En la LESE se anticipan nuevos conceptos que podrían cambiar las reglas del juego para proyectos privados en distintos aspectos. Entre ellos, el director de LT Consultores explicó a este medio de noticias que aparecen cambios vinculados a estudios o tramitología previa, como una nueva «Manifestación de Impacto Social del Sector Energético (MISSE)», cambios al capítulo «Del Uso y Ocupación Superficial», cumplimientos de «avalúos», entre otros.

Vinculados a aquellos, un punto crítico que se desprende de las modificaciones al artículo 2 constitucional sobre el reconocimiento de derechos a los pueblos y comunidades indígenas y afromexicanas pareciera haber pasado desapercibido por algunos actores que podrían recibir impactos directos en los costos y plazos de los estudios requeridos para infraestructura eléctrica de transmisión y generación.

“El nuevo artículo 2 constitucional implicará un cambio grandísimo en las leyes mexicanas que van a repercutir en todo el cuerpo jurídico de México”, advirtió Esteban Torres Gutiérrez.

El sector eléctrico no sería la excepción. “Si tú quieres construir un nuevo proyecto energético, un campo solar, un parque eólico, una línea de transmisión, subestación eléctrica, y tu proyecto en México llega a impactar a una comunidad indígena, aunque no tengan regularizada su tierra, tendrás que contemplarlo en tus estudios y gastos, no sólo para mitigación”, remarcó el consultor.

Según el especialista de profesión sociólogo, la implementación del MISSE traerá consigo una nueva exigencia: realizar estudios de impacto social mucho más serios, rigurosos y científicos que los elaborados bajo el esquema anterior de Evaluación de Impacto Social (EVIS).

Torres describió que los procedimientos del EVIS se podrían considerar mucho más simples que la metodología que deberá empezar a implementarse con las MISSE: “En México, hacías la evaluación de impacto social en dos o tres meses, inmediatamente era entregarla a la Secretaría de Energía, y si ya cumplías con eso, te la sellaban, o no pasaba más que te hicieran unas pequeñas observaciones, las atendías, la volvías a regresar y ya te daban el resultado positivo”.

Con la MISSE, en cambio, el panorama cambiaría drásticamente: “Con la Manifestación de Impacto Social del Sector Energético ya tendrías que hacer evaluaciones que has de cuenta que serían similares a lo que es una evaluación de impacto ambiental”.

Torres adelantó que el Estado tendría la facultad de rechazar un proyecto basándose en el contenido de la evaluación social: “Ahora sí el Estado te va a decir ‘¿sabes qué? En base a tu evaluación de impacto social, no te doy el permiso’. Antes con la EVIS no pasaba eso, pero hoy se va a poner más duro el gobierno en la revisión de ese tipo de evaluaciones de impacto social, y ahora sí te va a ordenar mitigación a los impactos sociales que hagas”.

De allí, los desarrolladores, inversionistas y promotores de proyectos tendrán que considerar desde el principio los recursos para atender los aspectos sociales de los proyectos, es decir que no sólo será un costo vinculado al estudio sino que ahora también deberían compartir recursos de sus proyectos a las comunidades. Aspecto que mueve mucho el tapete al sector.

“Ahora los lugares sagrados, los terrenos, las propiedades de las comunidades, toman otra perspectiva muy diferente de la que se tenía antes, y todo esto pues el gobierno mexicano lo hace para cumplir con los ordenamientos que en su momento se comprometió con organismos internacionales, como la OIT”, explicó el director de LT Consultores.

Respecto de las recomendaciones a los nuevos reguladores y a quienes formulen la política pública, Esteban Torres Gutiérrez hizo hincapié en la necesidad de fortalecer la metodología y la caracterización social en las disposiciones que se emitan sobre las MISSE. Desde su perspectiva, esta sería una oportunidad de alinear las instancias de aprobaciones de proyectos a los criterios de “justicia energética” y profesionalizar los estudios que requerirán de equipos multidisciplinarios, metodologías científicas y un contacto mucho más estrecho con las comunidades involucradas.

Dicho todo lo anterior, con la creación de la Manifestación de Impacto Social y Socioeconómico (MISSE), los tiempos de tramitación podrían extenderse considerablemente en comparación con la anterior Evaluación de Impacto Social (EVIS). Torres advirtió que mientras que una EVIS tardaba en promedio entre seis a ocho meses para su elaboración y aprobación, con la nueva MISSE los procesos podrían fácilmente alargarse a entre doce y hasta dieciocho meses, considerando los mayores requisitos de documentación, participación comunitaria y los mecanismos de seguimiento que ahora se exigen.

Ahora bien, cada cambio en la Ley del Sector Eléctrico (LESE) no implica ampliación de los tiempos o elevación de los costos para los proyectos.  En cuanto a ajustes que se dieron en el capítulo «Del Uso y Ocupación Superficial», Torres resaltó que uno de los mayores avances es que ahora se permite una mayor flexibilidad para realizar asambleas de manera más ágil.

“En la anterior ley te pedían que hagas una asamblea dura, que le llamamos acá en el argot de los ejidos, una asamblea donde deberían de estar todos los ejidatarios legalmente constituidos como tales. Pero hoy lo dejan más abierto”, destacó. A diferencia de antes, donde solo los titulares podían votar, ahora los ejidatarios podrán otorgar poderes simples para ser representados, facilitando así el quórum necesario. Aunque Torres enfatizó que los proyectos deberán asegurarse de llevar a cabo procesos de consulta y socialización adecuados para evitar conflictos futuros.

Sobre el tema de los avalúos, el referente de LT Consultores enfatizó que la eliminación de la necesidad de validación por parte de la Secretaría de Energía cambiará la dinámica. “En la anterior ley, los avalúos estaban, hasta cierto punto, controlados; o se tenía que quedar el visto bueno por la secretaría”, explicó. Con la nueva ley, los valores deberán determinarse conforme a procedimientos del Instituto de Administración y Avalúos de Bienes Nacionales (INDAABIN), en pos de lograr mayor agilidad al darle un precio a los predios que se piensan ocupar, o a las servidumbres de paso de líneas.

El profesional advirtió que persisten diferencias que podrían generar tensiones, especialmente entre proyectos privados y los desarrollados por la CFE. Mientras que los privados están limitados a contratos de servidumbre de 30 años, prorrogables, la empresa estatal puede pactar servidumbres a perpetuidad. “Hay una desigualdad que puede afectar la competitividad”, comentó.

De acuerdo con Esteban Torres Gutiérrez, director de LT Consultores, será importante que los privados planteen estos tema en cabildeos, a través del diálogo con las autoridades, y consultas públicas de las nuevas reglamentaciones, en los espacios de consulta que se abran, para lograr condiciones más agiles y equitativas.

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Deetken Impact ha logrado posicionarse como un actor clave en el financiamiento de energías renovables en América Latina, identificando los elementos esenciales para integrar almacenamiento en estos proyectos y superar las barreras que enfrenta el sector. 

La compañía, que administra fondos de inversión de impacto, culminó en 2024 la colocación de 60 millones de dólares en capital para iniciativas renovables en Centroamérica y el Caribe, promoviendo la instalación de 310 MW, de los cuales el 90% corresponde a energía solar fotovoltaica.

“Este año terminaremos de colocar esos fondos, con los cuales financiamos casi 250 MW de generación renovable en República Dominicana, que representa el 80% de la capacidad instalada que financiamos con los fondos y cerca de la mitad del dinero que colocamos en los fondos”, aseguró Fernando Alvarado, CEO de Deetken Impact, durante el encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe). 

Además, el especialista analizó los principales desafíos y la percepción de riesgo que genera la incorporación de almacenamiento, dado que los inversionistas tienden a evitar ser pioneros en tecnologías que aún carecen de marcos regulatorios consolidados.

“Hay que entender muy bien cuáles son las fuentes, sobre todo si están debidamente soportadas en reglas de juego, marco regulatorio y tarifario claro para confiar como inversionista que los existirán los ingresos a largo plazo sobre la base técnica, legal y financiera para recuperar los costos incrementales de incorporar el componente de almacenamiento”, sostuvo 

“Además, se necesita claridad sobre el modelo de comercialización porque hay oportunidades tanto para los proyectos de gran escala como de generación distribuida que pueden responder a distintas motivaciones”, agregó. 

En mercados con estructuras spot maduras como República Dominicana, Guatemala o Panamá, el almacenamiento puede representar una oportunidad adicional, siempre que existan proyecciones confiables de precios a largo plazo. 

Pero para atenuar la percepción de riesgo en la estructuración, el CEO de Deetken Impact reveló que los promotores están incorporando mecanismos como los cash sweeps, que aceleran el pago de préstamos en caso de que los ingresos o la generación no alcancen los niveles previstos. 

“Se facilita el financiamiento aún con incertidumbres, porque tampoco creo que va a ser posible para todos los proyectos contar con 100% de la generación contratada”, explicó Alvarado.

Otro aspecto clave identificado por la compañía es la necesidad de una mayor estandarización en la estructuración de los proyectos y mantener rigor en cuestiones vinculadas al licenciamiento ambiental, social y el relacionamiento comunitario. Factores pueden detener un proyecto si no se gestionan adecuadamente.

Además, Alvarado resaltó la importancia de definir responsabilidades claras sobre la operación y mantenimiento de las plantas en los contratos EPC y O&M, así como de asegurar un modelo financiero robusto. 

“Todo se resume en el modelo financiero. Lo fundamental para un proyecto es que si la generación y los precios que se proyectaron se dan, le irá bien al proyecto. Por lo que es importante tener un equipo profundo, como también garantizar la logística para no tener demoras”, apuntó. 

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La Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM-AG Chile) y la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN-AG), firmaron un acuerdo de colaboración con el objetivo de establecer una agenda que fomente un ecosistema energético más competitivo, descentralizado y sostenible. 

Esta iniciativa se enmarca en un contexto de transformación regulatoria -como la reducción del umbral para ser considerado cliente libre y en el interés compartido por impulsar temas clave como el desarrollo de almacenamiento energético y la prestación de servicios energéticos a pequeñas y medianas empresas.

En ese sentido, la presidenta del directorio de GPM y Country Manager de Verano Energy, Carolina Galleguillos, indicó que “este acuerdo es de suma importancia para nosotros, pues les permitirá identificar, evaluar y avanzar con nuevas oportunidades de venta de energía a nuestros socios, sobre todo para los que cuentan con PMGDs que dada la coyuntura actual necesitan buscar otras maneras de remuneración”. 

Asimismo, el presidente de ACEN, Daniel Canales, enfatizó que “este acuerdo se posibilita por la reciente rebaja de la potencia conectada para optar a cliente libre, desde 500 a 300 kW, y en un polo de intereses comunes como son el despegue del almacenamiento energético y el beneficio de los productos y servicios energéticos a pequeñas y medianas empresas”. 

La agenda de colaboración busca fortalecer el desarrollo del sector energético chileno en su conjunto, promoviendo la innovación y la inclusión de nuevos actores, siempre dentro de un marco ético, legal y competitivo.

Ambas asociaciones reconocen que, mediante una colaboración estructurada y transparente, pueden compartir buenas prácticas y explorar conjuntamente oportunidades para ampliar la participación de sus empresas asociadas en el mercado eléctrico, todo ello con estricto resguardo de la libre competencia y los marcos regulatorios vigentes. 

En este marco, se establecerán mecanismos formales de coordinación a través de una mesa de trabajo conjunta, la cual definirá hitos y les dará seguimiento, evaluará el impacto de las iniciativas impulsadas y asegurará que toda cooperación se realice sin comprometer la independencia de cada entidad ni generar ventajas indebidas a empresas asociadas. 

Objetivos de la Agenda 

• Establecer mecanismos de cooperación entre GPM–AG Chile y ACEN Chile.
• Fomentar el desarrollo de la comercialización de energía a clientes libres de pequeña y mediana escala. 
• Fomentar el desarrollo de almacenamiento de energía. 
• Explorar y entender el mercado de servicios energéticos adicionales a empresas productivas y de servicios.
• Garantizar que la colaboración no genere conflictos de interés entre empresas y asociaciones sin fines de lucro, resguardando la libre competencia.

Implementación y Seguimiento 

• Creación de una mesa de trabajo con representantes de ambas asociaciones. 
• Desarrollo de un cronograma de hitos clave y revisión periódica de avances.
• Establecimiento de indicadores de desempeño y evaluación de impacto de la colaboración. 

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La Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE) advierte que se necesita con urgencia reanudar el tratamiento de la Ley de Armonización del Sistema Eléctrico Nacional (Expediente 23414), actualmente en pausa en la Asamblea Legislativa. El presidente de la entidad, Jorge Manuel Dengo Garrón, afirma que “se tiene que retomar la discusión y continuar avanzando con ese proyecto”.

El Plan de Expansión de la Generación (PEG) 2024-2040 plantea la necesidad de incorporar 2.495 MW al sistema nacional, de los cuales 1.861 MW (un 75%) deberían provenir de tecnología fotovoltaica y eólica. En ese contexto, ACOPE considera que la participación del sector privado es determinante para cumplir con este objetivo.

“ACOPE como uno de sus principales propósitos siempre tiene a fortalecer y ampliar la participación del sector privado en el sector eléctrico costarricense”, remarca Dengo Garrón, y pone como ejemplo que los procesos más recientes de licitación adjudicaron solo  86 MW en proyectos solares y 80 MW en eólicos, ambos con un tope de 20 MW por proyecto. Estas convocatorias resultarían insuficientes frente al volumen que marca el PEG para los próximos 15 años.

Durante una entrevista con Energía Estratégica, el presidente de ACOPE sostuvo que el Expediente 23414, “sí permite aumentar la participación tanto de los generadores privados como de las cooperativas, de las empresas municipales”. El texto legislativo contempla además la incorporación del sector de grandes consumidores, ampliando el mercado y su competitividad. Y esto no sería todo.

Entre los principales cambios que introduciría la normativa se destaca la creación del Mercado Eléctrico Mayorista, que permitiría subastar  al menos el 90% de la demanda de las distribuidoras. Además, se propone la elaboración de un Plan Nacional Indicativo de la Generación y de la Transmisión, que complemente la planificación de la expansión de infraestructura eléctrica. En ese marco, ACOPE señala que el libre acceso al Sistema Eléctrico Nacional y un despacho económico transparente también deben ser pilares fundamentales.

También la iniciativa legislativa se plantea el establecimiento del ECOSEN (Ente Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional), una figura que actuaría como operador del sistema y del mercado, eliminando el conflicto actual entre juez y parte.

“El proyecto de ley, si bien es una reforma te diría modesta a la Ley General de Electricidad, lo vemos como un cambio positivo en el mercado”, sostiene Dengo Garron, quien además expresa su preocupación por el freno en la discusión del proyecto. Según detalla, “la versión que está en discusión en este momento fue inicialmente impulsada por el Ejecutivo y han sido incorporados comentarios de las diferentes fracciones legislativas”.

No obstante, la misma fracción legislativa que propuso el texto sustitutivo fue la que recientemente solicitó paralizar su tratamiento, lo que genera incertidumbre. Frente a esto, ACOPE reitera que es prioritario que la Asamblea Legislativa retome este debate independientemente de la fuerza política.

Burocracia y regulación 

Más allá del marco legal, Jorge Dengo Garrón advierte que aunque el PEG 2024-2040 plantee incrementar la capacidad del parque generador, existen barreras regulatorias que dificultan incluso la permanencia de infraestructura renovable ya existente en la matriz energética. “A veces por un vencimiento de concesión o de un contrato se encuentran una serie de barreras para poder renovar los mismos trámites administrativos que ya fueron logrados”, apunta.

Según el dirigente gremial, esos obstáculos no sólo frenan nuevas inversiones, sino que comprometen la continuidad operativa de plantas en funcionamiento. Agilizar estos procesos sería una vía directa para mantener el suministro renovable y sostener el crecimiento energético que exige el país.

Además, subraya la necesidad de que Costa Rica avance en temas regulatorios vinculados a nuevas tecnologías, especialmente en lo referido al almacenamiento de energía, un aspecto que aún no se ha discutido en profundidad a nivel nacional. “Costa Rica ha sido un poco lento en abrazar el cambio regulatorio… sí hay que avanzar un poco más”, sostiene.

Crecimiento, previsibilidad y apertura

Con una demanda energética que crece al 4% anual, impulsada por sectores como el tecnológico, médico y de centros de datos, Costa Rica requiere reglas claras y dinámicas para garantizar previsibilidad y atraer inversión. “Hay una oportunidad interesante”, apunta el presidente de ACOPE, en relación a las expectativas que genera la expansión industrial de alta tecnología.

Dengo Garrón destaca algunos esfuerzos recientes por parte de la Administración para retomar contratos de compra de energía y mejorar procesos de concesión, pero insiste en que “se puede profundizar bastante más en esos temas”.

ACOPE sostiene que para cumplir con los objetivos del PEG 2024-2040, es esencial modificar el modelo eléctrico y crear condiciones de mercado que favorezcan la competencia, la confiabilidad y la expansión de fuentes renovables. En ese sentido, el debate del Expediente 23414 se vuelve estratégico para destrabar estos desafíos estructurales y permitir una transformación sostenible del sistema energético costarricense.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Financiamiento y suministro flexible frente a las barreras locales

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Incremento en la capacidad de producción

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

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

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

Retos y oportunidades en Latinoamérica

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

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

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

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

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

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

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

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

Con su puesta en marcha para el segundo semestre de 2026, se evitará la emisión de 160.000 toneladas de CO₂ por año, y se generará energía limpia suficiente para abastecer el equivalente a 90.000 hogares. Mientras que la energía generada estará destinada al abastecimiento de grandes usuarios del mercado a término (MATER).

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Lecciones del mercado español para el dominicano

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Perspectivas de crecimiento

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Participación integral en la cadena de valor

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

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

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

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

Lecciones aprendidas: regulación y desarrollo

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Cooperación regional en regulación

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

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

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

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

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

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

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

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

Estrategias frente al precio y avances tecnológicos

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

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

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

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

Soporte técnico y adaptación al mercado mexicano

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

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

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

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

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