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360Energy y Stellantis Argentina ponen en marcha el parque solar del Polo Industrial Córdoba

360Energy y Stellantis Argentina anuncian la puesta en marcha del parque  solar en el Polo Industrial Córdoba, un proyecto clave dentro de la estrategia energética que ambas  compañías impulsan en el país. 

El parque solar posee una potencia instalada de 8 MW y utiliza paneles bifaciales de última  generación y tecnología de tipo “trackers” o seguidores solares.

El proyecto ya se encuentra  habilitado y en operación permitiendo abastecer de energía limpia y renovable a la planta de  producción de automóviles de Stellantis. De esta forma, se marca un avance concreto hacia la  autonomía energética del complejo industrial. 

La energía renovable generada por el parque solar Córdoba se complementa con el suministro  proveniente del Complejo Solar 360Energy La Rioja bajo un contrato “MATER” celebrado entre ambas compañías, lo que permite crecer hacia el objetivo de abastecer al Polo Industrial Córdoba con  energía 100% renovable. 

Este desarrollo se enmarca en el plan de inversiones conjunto de US$ 100 millones iniciado en  2024, orientado a impulsar soluciones energéticas sostenibles y a reducir la huella de carbono de  las operaciones industriales de la automotriz. 

Con estas iniciativas, 360Energy y Stellantis refuerzan su compromiso con la sustentabilidad y la  transición energética, en línea con el objetivo global del grupo Stellantis de alcanzar la neutralidad de carbono en 2038, al tiempo que continúa consolidando al Polo Industrial Córdoba como un pilar  estratégico de su operación en la región. 

“Es un orgullo para 360Energy poner en marcha un nuevo proyecto solar en el marco del plan  conjunto con Stellantis. En este sentido es que continuamos implementando nuestro plan de  crecimiento en forma ininterrumpida tanto en el segmento de abastecimiento de energía renovable  solar como así también en soluciones de almacenamiento de última generación, con proyectos en  Argentina y otros países de Latinoamérica», señaló Federico Sbarbi Osuna, CEO  de 360Energy

«Estamos convencidos que la energía solar es y será el  principal vector de cambio, y nuestra misión es impulsar proyectos que reflejen el compromiso con  la transformación de la matriz energética del país y la región”, agregó.

Características técnicas: 

Parque Solar Córdoba 360E/STLA 

  • Localización: Polo Industrial Stellantis Córdoba, provincia de Córdoba, Argentina
  • Potencia pico: 8 MWp 
  • Estructuras de soporte: tracker PVH
  • Módulos fotovoltaicos: monocristalinos-bifaciales de 635w JA Solar
  • Inversores: tipo string, Huawei
  • Generación de energía: 16,7 GWh/año

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Cuenta regresiva para el Energía Estratégica Virtual Summit: storage, PPAs y renovables en el centro del debate

El próximo miércoles 8 de abril se llevará a cabo una nueva edición del Energía Estratégica Virtual Summit, un evento que reunirá en formato streaming a referentes de primer nivel para abordar los principales desafíos y oportunidades del sector.

La transmisión se podrá seguir en vivo a través del canal oficial de YouTube de Energía Estratégica, consolidando un espacio de discusión técnica accesible para toda la región.

Con cuatro paneles de debate y una conversación destacada, la agenda pone el foco en los ejes que hoy definen la toma de decisiones en el desarrollo de proyectos, con la participación de compañías de referencia como 360Energy, JA Solar, Longi, Black and Veatch, Ventus, Sungrow, SolaX Power, Solis, Sigenergy, Nextpower, S-5!, Antai, PVH, APSystems y CELTEC, actores clave en la evolución del mercado.

La jornada abrirá con una conversación destacada con el CEO de 360Energy, Federico Sbarbi Osuna, quien aportará una visión estratégica sobre el contexto actual y las perspectivas del negocio energético en la región.

En cuanto a los paneles, el bloque “Tendencias en proyectos fotovoltaicos ante las oportunidades de licitaciones y PPAs” abordará las principales tendencias que están marcando el desarrollo de proyectos de energías renovables en la región, con foco en las oportunidades que emergen en mercados donde conviven PPAs privados y esquemas de licitaciones públicas.

Los expertos debatirán cómo están evolucionando los modelos de contratación y de qué manera estos cambios están impulsando nuevas estrategias en ingeniería, desarrollo de proyectos y adopción tecnológica; como también perspectivas de precios en el actual contexto del mercado energético global y el rol de la innovación tecnológica para mejorar la competitividad de los proyectos.

El streaming continuará con el panel denominado “Almacenamiento utility-scale: cómo identificar el mejor sistema para proyectos híbridos con solar fotovoltaica y eólica”, que propone recrear el tipo de conversación que hoy se da entre las energéticas y los fabricantes de sistemas de storage al momento de definir la tecnología para un proyecto.

A partir de la experiencia de empresas que desarrollan soluciones BESS, se analizará qué aspectos valoran las utilities y desarrolladores cuando evalúan la incorporación de baterías en proyectos híbridos con solar fotovoltaica y eólica, abordando temas clave como la bancabilidad de las tecnologías, la importancia del financiamiento, la confiabilidad y durabilidad de los sistemas, así como las garantías y el soporte técnico que demandan las energéticas al trabajar con tecnologías que, en muchos casos, aún están incorporando por primera vez.

La transmisión se podrá seguir en vivo a través del canal oficial de YouTube de Energía Estratégica, consolidando un espacio de discusión técnica accesible para toda la región.

Asimismo, el panel “Trackers y estructuras fijas: cuáles son las nuevas tecnologías que demandan los proyectos fotovoltaicos” debatirá la evolución de soluciones que impactan directamente en la eficiencia y competitividad de las plantas.

Los expertos debatirán qué perfiles de proyectos resultan más adecuados para cada tecnología, cómo influyen variables como el recurso solar, la topografía, el CAPEX y la estrategia de operación, y en qué aspectos se está innovando actualmente en diseño, ingeniería y fabricación. También se dialogará sobre cómo la creciente incorporación de sistemas de almacenamiento está modificando el diseño de las plantas solares y qué implicancias tiene esto para las estructuras y trackers, entre otros puntos.

Finalmente, “Storage utility, comercial e industrial: necesidades específicas para clientes con gran consumo energético” pondrá el foco en las particularidades de la demanda y las estrategias para optimizar costos y confiabilidad.

A ello se suma que se abordarán las diferencias en los requerimientos técnicos y comerciales entre proyectos utility y aplicaciones C&I, las principales dudas que surgen en los procesos de evaluación y compra de sistemas BESS, y cómo los fabricantes están adaptando sus estrategias tecnológicas y comerciales para responder a las necesidades de clientes con alto consumo energético que buscan optimizar costos, mejorar su gestión energética y avanzar en sus objetivos de transición energética.

El evento se desarrolla en un contexto de expansión sostenida en América Latina. Durante 2025, la capacidad de generación creció un 7% interanual, con un 68% de la nueva capacidad instalada proveniente de fuentes limpias. Dentro de este crecimiento, la solar y la eólica representaron el 61% de las incorporaciones, con un aumento del 19% en su generación conjunta.

En paralelo, el almacenamiento energético comienza a escalar con rapidez. La región alcanzó 1,7 GW instalados hacia finales de 2025, con proyecciones que anticipan un crecimiento hasta 24 GW en 2030 y 46 GW en 2035, impulsando inversiones millonarias y una mayor sofisticación tecnológica en los sistemas eléctricos.

El Energía Estratégica Virtual Summit se volverá a posicionar como uno de los streamings donde confluyen ejecutivos C-Level, fabricantes, desarrolladores y proveedores estratégicos, facilitando análisis clave para el avance de nuevos proyectos y acuerdos que acompañan la transición energética en la región.

La transmisión se podrá seguir en vivo a través del canal oficial de YouTube de Energía Estratégica, consolidando un espacio de discusión técnica accesible para toda la región.

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CFE enfrenta sobreoferta por 580% en su esquema mixto: ¿Qué criterios marcan proyectos mejor posicionados para adjudicarse?

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) de México enfrenta un proceso de selección con un nivel de competencia inédito tras la presentación de 222 proyectos finalizados que suman 37749 MW por parte de más de 80 empresas desarrolladoras.

La sobreoferta redefine los criterios tradicionales de adjudicación, ya que la convocatoria bajo el esquema de inversión mixta tiene un objetivo inicial de 7500 MW, lo que implica una presión superior al 580%.

“Considerando la sobreoferta recibida, un elemento determinante para ver si se aprueban o no las propuestas de los privados tiene que ver con los permisos y aprobaciones de obra”, advirtió Arturo Carranza, director de Proyectos de Energía en Akza Advisors, en diálogo con Energía Estratégica.

“Aquellos proyectos que cuentan con permisos pueden construirse y entrar en operación en tiempos más cortos, contribuyendo con ello a garantizar las necesidades energéticas del país”, agregó.

El análisis del avance regulatorio de los proyectos confirma una brecha significativa entre iniciativas maduras y aquellas en etapas tempranas. Sobre un total de los registros finalizados, solo:

  • 105 proyectos cuentan con MIA o en trámite (≈41%)
  • 116 proyectos presentan gestión MISSE (≈45.5%)
  • 125 proyectos disponen de estudios de interconexión (≈49%)
  • 91 proyectos no tienen ninguno de estos tres avances (≈36%)

Los desarrollos que ya combinan viabilidad ambiental, acceso a red y definición de terreno reducen significativamente la incertidumbre y acortan los plazos. Dentro de este universo, empresas como AES México, Atlas Renewable Energy, Invenergy, Gemex, Solarig o Cúbico concentran proyectos con distintos niveles de avance, incluyendo casos con autorizaciones ya resueltas o en etapas avanzadas, lo que los posiciona mejor frente al proceso de evaluación.

Entre los desarrollos más avanzados destacan, por ejemplo, los parques eólicos Atria Wind Farm II (259 MW) y Atria Wind Farm 1 (140 MW y 112 MW) de AES México en Nuevo León, que ya cuentan con autorización condicionada en materia ambiental y permisos de interconexión resueltos.

A estos se suma el Parque Solar Durango (270 MW y 150 MW) de la compañía, que presenta cumplimiento integral en permisos, estudios y definición de terreno. Además de iniciativas como México Lindo Solar PV I (65 MW) de Energía Aljaval en Coahuila, así como Vega Energy Project (58 MW) de Reden en Nuevo León.

También figuran proyectos con alto grado de madurez en el norte del país, como Energéo Los Molinos (171 MW) de Thermion en Tamaulipas, Energía Solar Alaia II (180 MW) de Grupo Simsa en Chihuahua, proyectos de Solarig (72 MW) y Atlántica (200 MW).

El cambio de lógica frente a esquemas anteriores resulta estructural para entender el comportamiento actual del mercado, ya que durante las subastas eléctricas implementadas tras la reforma energética, el precio de la energía era el principal factor de adjudicación.

Sin embargo, ese modelo se interrumpió en 2019 con la cancelación de las subastas de largo plazo, dejando al sector sin un mecanismo de licitaciones públicas competitivas durante varios años e, incluso, con incertidumbre política-regulatoria durante el gobierno de López Obrador (AMLO). 

Este punto explica en gran medida la “avalancha” de proyectos observada en la convocatoria actual, donde el capital privado vuelve a encontrar una ventana concreta de participación. 

“Las subastas eléctricas se diseñaron para minimizar costos de la energía eléctrica. En el caso de la convocatoria para generación con inversión mixta el objetivo es ampliar la capacidad de generación en el sistema eléctrico nacional en el menor tiempo posible y al menor costo para el Estado mexicano”, señaló el especialista.

En este nuevo paradigma, la evaluación incorpora factores como la bancabilidad, el nivel de permisos y la necesidad de obras de refuerzo en la red, que impactan directamente en los tiempos y costos de ejecución.

“Otros elementos importantes para la asignación y aprobación de las propuestas están relacionados con qué tan atractivos son los proyectos desde la perspectiva financiera y qué tantas obras de refuerzo incluyen para que puedan conectarse a la red y entrar en operación”, advirtió Carranza.

“En la medida en que un proyecto incluye un número importante de obras de refuerzo, este se hace oneroso y poco atractivo en términos financieros”, complementó.

La variable geográfica también tendrá impacto en los resultados del proceso, particularmente en la formación de precios y competitividad regional. De acuerdo con el análisis del especialista, las regiones peninsulares —como Baja California y Yucatán— tenderán a registrar precios más altos, mientras que zonas como el noreste y noroeste podrían mostrar condiciones más competitivas.

“Resulta pertinente entender que la lógica que finalmente determinará si una propuesta se aprueba o no tiene que ver con permisos y aprobaciones de obra, bancabilidad de los proyectos y refuerzos de la red”, enfatizó Carranza.

En términos de estructura de mercado, el diseño de la convocatoria anticipa una asignación distribuida entre múltiples actores, capacidades y tecnologías, evitando una concentración excesiva. Esto se sustenta tanto en las bases del proceso como en la diversidad de participantes y se alinea con la necesidad de diversificar riesgos de ejecución en un contexto donde la prioridad es incorporar capacidad de forma rápida y confiable.

“Los desarrolladores internacionales podrán aportar la capacidad técnica y financiera para ejecutar los proyectos”, señaló el consultor.

Y cabe recordar que una parte significativa de las empresas que participaron en la convocatoria corresponde a actores globales, entre los que se destacan Cox, EDF, Atlantica, EDP, Opdenergy, Trina Solar y BayWa r.e., lo que eleva el nivel competitivo del proceso.

“Es probable que los mercados laboral y de proveeduría se ajusten, haciendo más onerosa la contratación de talento calificado y el acceso a insumos especializados”, apuntó el representante de Azka Adivsors.

“Hoy las empresas empiezan nuevamente a mostrar un interés en el sector. Aunque cauteloso, este interés está vinculado con un hecho irrefutable: el mercado de la energía es muy atractivo. La venta de energía eléctrica ya sea al suministrador básico o entre privados, es y seguirá siendo una actividad claramente rentable”, concluyó Carranza.

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Alemania duplica la demanda en su licitación eólica con precios récord: ¿a cuánto llegaron?

La Agencia Federal de Redes de Alemania (Bundesnetzagentur) publicó los resultados de las licitaciones de energías renovables cerradas el 1 de febrero de 2026, evidenciando una fuerte sobredemanda en eólica terrestre y menor participación en solar fotovoltaica sobre tejados.

En la licitación de eólica terrestre se presentaron 924 ofertas por un total de 7.858 MW, más del doble de los 3.445 MW licitados. Se adjudicaron 439 proyectos que cubren la totalidad del volumen ofertado.

Los precios adjudicados se ubicaron entre 0,0519 y 0,0564 €/kWh, equivalentes a aproximadamente 0,056–0,061 USD/kWh. El precio promedio ponderado descendió de forma significativa hasta 0,0554 €/kWh (unos 0,060 USD/kWh), frente a los 0,0606 €/kWh de la ronda anterior. Se trata del valor más bajo desde 2018, impulsado por una mayor competencia y mejoras en la eficiencia de los proyectos de energía eólica.

A nivel regional, Baja Sajonia concentró el mayor volumen adjudicado con 957 MW, seguida por Renania del Norte-Westfalia con 661 MW, Sajonia-Anhalt con 438 MW y Brandeburgo con 396 MW. En contraste, Baviera y Baden-Württemberg representaron apenas el 2% del total, reflejando desequilibrios persistentes en el desarrollo eólico dentro del país.

En el segmento de energía solar en edificios y barreras acústicas, la licitación registró menor participación. Frente a 283 MW licitados, se presentaron ofertas por 177 MW. Tras las exclusiones, se adjudicaron 85 proyectos por 155 MW, es decir, todas las ofertas válidas.

Los precios se ubicaron entre 0,0788 y 0,10 €/kWh, equivalentes a aproximadamente 0,085–0,108 USD/kWh. El promedio ponderado fue de 0,0956 €/kWh (alrededor de 0,103 USD/kWh), levemente inferior al de la ronda previa (0,0966 €/kWh). A pesar de la menor competencia, los precios se mantuvieron estables dentro del segmento de generación distribuida.

La mayoría de las adjudicaciones solares se concentraron en Renania del Norte-Westfalia (50 MW), seguida por Baja Sajonia (17 MW) y Brandeburgo (17 MW).

Las próximas rondas se celebrarán el 1 de mayo de 2026 para eólica terrestre y el 1 de junio de 2026 para solar sobre tejados, en línea con la estrategia alemana de expansión sostenida de las energías renovables.

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Comité de Ministros de Chile aprueba tres proyectos renovables y destraba más de USD 1000 millones de inversión

El Comité de Ministros de Chile confirmó la resolución de calificación ambiental (RCA) favorable de 3 proyectos renovables que suman más de USD 1000 millones de inversiones en distintos puntos del país, que abarcan generación eólica, solar y hasta la expansión del sistema de transmisión.

En primer lugar, se dio curso al proyecto de Energía Renovable No Convencional (ERNC) Tarapacá, que tiene por objeto la construcción y operación de una central de generación de energía solar y eólica para su despacho al Sistema Eléctrico Nacional mediante una línea de transmisión eléctrica.

El monto de inversión asociado es de USD 200 millones y se ubicará en las comunas de Pozo Almonte y María Elena, Región de Tarapacá y de Antofagasta, respectivamente.

Luego fue el turno del Parque Eólico Rinconada, cuya inversión estimada es de USD 365 millones y que tiene por objeto la construcción y operación de una central de generación de energía solar y eólica despachada al Sistema Eléctrico Nacional mediante una Línea de Transmisión Eléctrica en las comunas de Laja y Los Ángeles, Región del Biobío.

Finalmente se revisó el Parque Eólico Los Coihues que se ubicará en las comunas de El Carmen, Pemuco y San Ignacio en Ñuble por USD 470 millones. Dicha iniciativa, también inyectará energía solar y eólica al Sistema Eléctrico Nacional mediante una línea de transmisión eléctrica.

En la reunión, en la que participaron los ministros de las carteras de Salud, May Chomalí; de Economía, Fomento y Turismo y de Minería, Daniel Mas; de Agricultura, Jaime Campos; y de Energía, Ximena Rincón, fueron analizadas las reclamaciones presentadas a los proyectos, las que fueron rechazadas en base a los informes técnicos evacuados por distintas instituciones al Servicio de Evaluación Ambiental.

Al terminar el Comité, la ministra de Medio Ambiente, Francisca Toledo, comentó: “Es un hito la realización de este Comité, no solo porque es el primero de la administración del presidente José Antonio Kast, sino que también porque empezamos a dar cumplimiento al instructivo presidencial que nos mandata a resolver la serie de reclamaciones que están pendientes».

«Esto implica una nueva lógica de trabajo: tendremos, al menos, una sesión mensual, dándole agilidad y diligencia al procedimiento de evaluación ambiental”, agregó.

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FMO revela de qué depende la bancabilidad de renovables en Argentina

La bancabilidad de los proyectos renovables en Argentina está hoy determinada por una combinación de factores técnicos, regulatorios y financieros que deben alinearse desde las primeras etapas de desarrollo.

Esta fue una de las principales conclusiones que dejó Angie Salom, Energy Manager LAC en FMO, durante una entrevista exclusiva en el marco de FES Argentina 2026, donde analizó las condiciones actuales del mercado desde la perspectiva de la banca de desarrollo.

Desde ese enfoque, la evaluación de un proyecto comienza mucho antes del cierre financiero, integrando estructura de financiamiento, calidad contractual y solidez de la demanda.

Comenzamos por la estructura financiera, sea project finance o financiamiento corporativo, y quiénes son los clientes de nuestro cliente”, explicó Salom, destacando que la visibilidad de ingresos y el perfil de los off-takers resultan determinantes.

Vea la entrevista completa: https://youtu.be/jWpOBt-k0Ls?si=PTp-X9ezSGAiDrvg

Además, en los últimos años, la evolución de los contratos PPA y de los incentivos permitió mejorar la calidad de los proyectos desde el punto de vista financiero, acercándolos a estándares internacionales.

Sin embargo, la consolidación de este proceso aún depende de la estabilidad de las reglas y de la capacidad del sistema para acompañar el crecimiento.

Dentro de este esquema, la infraestructura eléctrica emerge como una restricción estructural que condiciona directamente la expansión del sector, ya que la disponibilidad de capacidad de transporte no solo define la viabilidad técnica, sino que impacta en la estructuración de contratos y en la previsibilidad de ingresos.

Esta limitación se vuelve crítica en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), donde la saturación en distintos nodos restringe el ingreso de nueva generación.

En este contexto, las recientes definiciones regulatorias buscan ordenar el funcionamiento del mercado y generar nuevas señales para la inversión. Por un lado, la Resolución SE N°400/2025 establece las bases de un nuevo modelo eléctrico que redefine el funcionamiento del mercado a término, con mayor protagonismo de los contratos privados entre generadores y grandes usuarios, y reglas más claras para la comercialización de energía.

Por otro lado, la incorporación de esquemas como la ya adjudicada licitación AlmaGBA (713 MW designados) y la vigente convocatoria AlmaSADI (objetivo de 700 MW BESS) introduce nuevas herramientas para gestionar la capacidad del sistema y promover inversiones en almacenamiento con contratos de largo plazo —hasta 15 años— para proyectos que aporten flexibilidad al sistema.

Para los financiadores, estos instrumentos son determinantes porque reducen la incertidumbre operativa y mejoran la previsibilidad de los flujos de ingresos, dos variables clave en la evaluación de riesgo.

A pesar de estos desafíos, Argentina continúa posicionándose como un mercado con oportunidades relevantes dentro de la región, impulsado por la calidad de sus recursos y el desarrollo acumulado en la última década.

Muchos proyectos se vuelven financiables, dan retornos y tienen certeza regulatoria y sectorial”, señaló Salom, al destacar los avances que permitieron consolidar una base de proyectos más robusta.

Este crecimiento fue acompañado por la participación activa de entidades internacionales como FMO, que mantiene presencia en el país desde hace más de diez años, apoyando principalmente proyectos eólicos y solares junto a los principales actores del mercado.

El rol de estos bancos no se limita al financiamiento, sino que incluye la estructuración de soluciones adaptadas a distintos perfiles de riesgo, combinando instrumentos como project finance, financiamiento corporativo y emisiones en mercados de capitales.

Además, la articulación con bancos multilaterales y europeos permite ampliar la capacidad de fondeo y distribuir riesgos, lo que resulta clave en proyectos de gran escala.

De cara al crecimiento esperado del sector, el principal desafío pasa por movilizar el volumen de capital necesario para acompañar el pipeline de proyectos. La magnitud de las inversiones requeridas obliga a activar todas las fuentes de financiamiento disponibles.

“Todas las opciones serán necesarias dado el gran volumen de proyectos y las necesidades de financiamiento”, afirmó Salom.

Esto implica no solo atraer capital internacional, sino también fortalecer el mercado local, desarrollar instrumentos financieros y generar condiciones que permitan escalar el financiamiento de manera sostenida.

En este escenario, la evolución del sector renovable en Argentina estará definida por la capacidad de consolidar condiciones de bancabilidad, resolver restricciones en transmisión y sostener un marco regulatorio que acompañe el crecimiento. La alineación de estos factores será determinante para que el país logre transformar su potencial en desarrollo efectivo.

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Colombia incorpora nueva regulación que habilita baterías en subastas y redefine el mercado eléctrico

El Ministerio de Minas y Energía expidió laResolución 40178 / 2026, que define las reglas generales para la implementación de mecanismos de contratación a largo plazo de energía limpia e introduce un cambio estructural al integrar el almacenamiento dentro de las subastas renovables.

¿Por qué? El nuevo marco permite integrar en un mismo mecanismo proyectos de generación, baterías, transmisión y distribución, marcando un cambio estructural en la planificación del sistema.

Esta normativa, junto con el Decreto 1091 del 16 de octubre de 2025, habilita al Gobierno a convocar mecanismos competitivos sin depender de nuevas reglas en cada proceso.

El punto más llamativo es la inclusión explícita del almacenamiento como componente del sistema eléctrico, permitiendo gestionar la variabilidad de las fuentes renovables y mejorar la confiabilidad operativa. En este nuevo esquema, las subastas dejan de centrarse únicamente en generación y pasan a contemplar soluciones integrales.

En línea con ello, el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, sostuvo: “Este nuevo modelo de contratación permitirá la suscripción de contratos de energía de largo plazo con una duración de hasta 15 años, otorgando previsibilidad a los desarrolladores y facilitando el financiamiento de proyectos».

Al mismo tiempo, el diseño responde a la necesidad de diversificar la matriz energética y fortalecer la resiliencia frente al cambio climático, promoviendo la incorporación de nuevas tecnologías y el uso eficiente de los recursos disponibles.

El nuevo esquema fija condiciones de largo plazo para atraer inversión y reducir la volatilidad tarifaria, uno de los principales desafíos del sector eléctrico colombiano. La adjudicación se realizará mediante un algoritmo de optimización que combina ofertas de compra y venta, con el objetivo de maximizar el beneficio para el usuario final y garantizar eficiencia en costos.

El regreso de las subastas renovables a Colombia: ¿podrá esta vez llegar la energía a operación?

A su vez, el Ministerio podrá convocar estos mecanismos en función de las condiciones del mercado, riesgos de desabastecimiento o metas de política energética, lo que introduce mayor flexibilidad en la planificación del sistema.

En paralelo, el Gobierno anticipa la implementación del esquema en el corto plazo. En ese sentido, Palma señaló: “Incorporará de manera integral proyectos con fuentes de energía limpia, sistemas de almacenamiento con baterías y diferentes productos horarios”, consolidando un modelo más flexible y robusto.

La resolución también redefine las obligaciones de los actores del mercado, estableciendo que los generadores deberán garantizar la entrada en operación de los proyectos y cumplir con cronogramas técnicos, mientras que los comercializadores deberán asegurar el pago de la energía contratada mediante garantías financieras.

Además, el esquema incorpora un sistema de garantías basado en criterios de proporcionalidad, necesidad y eficiencia económica, evitando barreras de entrada y promoviendo una participación más amplia de agentes.

En términos institucionales, se introduce una entidad encargada de administrar el mecanismo, centralizando contratos, garantías y procesos, lo que mejora la transparencia y ejecución de las subastas.

Finalmente, el impacto esperado se traslada al usuario final, en línea con el objetivo de lograr un sistema más competitivo, con mayor disponibilidad de suministro y menor exposición a escenarios de escasez.

Resolución 40178 30-03-2026 Por la cual se definen las reglas generales para la implementación de mecanismos de contratación a largo plazo de energía electrica

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Licitación PEG-5 Guatemala: una a una las empresas que lideran las adjudicaciones por más de 1300 MW

La licitación PEG-5 en Guatemala entra en una fase determinante al conocerse el reparto de proyectos entre las empresas que suman más 1350 MW de potencia renovable (sea como combustible principal o secundario).

El proceso culminó su etapa clave tras una subasta inversa de 14 horas ininterrumpidas, con 57 ofertas económicas presentadas y un precio monómico promedio de 101,09 USD/MWh, resultado del equilibrio entre los valores ofertados de potencia y energía.

Según la evaluación preliminar de EEGSA y ENERGUATE, junto con fuentes del sector, se perfilan 48 proyectos adjudicados, de los cuales 45 corresponden a propuestas con participación renovable —37 exclusivamente ERNC y ocho esquemas híbridos—.

En este contexto, el precio promedio de las ofertas renovables puras se ubica en 16,15 USD/kW para potencia y 60,80 USD/MWh para energía, marcando referencias clave para futuros procesos licitatorios en la región.

Tuncaj, S. A. lidera con siete proyectos asignados, consolidándose como el actor con mayor presencia en cantidad de iniciativas. En segundo lugar aparece Consorcio Magdaler S.A. con cuatro proyectos, mientras que Anacapri, S. A.; Consorcio Grupo Jaguar; Dirección Empresarial de Energía; y OXEC II, S. A. suman tres proyectos cada una.

Por debajo, un grupo relevante alcanza dos adjudicaciones: Agen, S.A.; Compra de Materias Primas; Consorcio San Diego; ECOENER Sol del Sur; GENEPAL, S. A.; e Ingenio La Unión. En tanto, el resto de las compañías —como COX Energy, ECOENER Sol de Oriente, ECOSOL, S. A., Energía Limpia de Guatemala, FOTON, S. A., Generadora del Norte, Hidroeléctrica El Cóbano, Hidroeléctrica Río La Pasión, HidroXacbal, S. A., Instituto Nacional de Electrificación, Mecanismos de Energía, Regional Energética, RENACE, S. A., Samdro Group Corp, Santo Espíritu, S. A., Sol Central, S. A., SUPRA ENERGY, S. A. y Xolhuitz Providencia— participan con un proyecto cada una.

Esta distribución confirma un esquema mixto entre concentración y diversificación, donde algunos jugadores amplían su presencia mientras otros ingresan con participaciones puntuales, ampliando la base del sistema eléctrico.

En términos de capacidad, el liderazgo cambia. Consorcio Magdaler S.A. alcanza 465,77 MW adjudicados, resultado de cuatro proyectos (32 MW, 56 MW, 57 MW y 320,77 MW). Este último —BIOMASS5 con 320,77 MW— se posiciona como el proyecto individual de mayor tamaño dentro de PEG-5.

En el extremo opuesto, Compra de Materias Primas suma apenas 1,03 MW, distribuidos en dos proyectos de 0,78 MW y 0,25 MW, siendo este último el de menor capacidad de toda la licitación.

Periodos y estructura del suministro

El análisis de los periodos adjudicados permite entender la profundidad contractual del proceso, un aspecto central para la estabilidad del sistema.

En este punto, Tuncaj, S. A. vuelve a liderar con 1188 periodos en total, resultado de siete proyectos —cinco de 180 periodos y dos de 144—, consolidando su posicionamiento no solo en volumen sino también en duración de contratos.

A nivel individual, los 180 periodos se repiten como estándar en gran parte de las adjudicaciones, incluyendo el proyecto BIOMASS5. Esto marca cierta homogeneidad en los contratos más robustos dentro de PEG-5.

Por el contrario, Hidroeléctrica Río La Pasión y el Instituto Nacional de Electrificación registran la menor cantidad, con 12 periodos cada una, correspondientes a sus únicos proyectos. Este valor también representa el mínimo dentro de toda la licitación, aunque otros actores como Agen, S. A.; Ingenio La Unión; y Consorcio Grupo Jaguar presentan proyectos con ese mismo nivel.

En conjunto, PEG-5 redefine el mapa del sector eléctrico guatemalteco, combinando alta participación empresarial, diversidad tecnológica y una distribución heterogénea de potencia y contratos.

El resultado es un mercado más amplio y competitivo, donde conviven grandes desarrollos con iniciativas de menor escala, configurando una nueva etapa para el sistema energético del país.

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Deuda millonaria de ENEE frena nuevas inversiones en Honduras: “Es un problema de confianza país”

El crecimiento sostenido de la deuda de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) con generadores privados se consolidó como una de las principales obstáculos para el desarrollo renovable en Honduras, ya que el pasivo superó los 17385 millones de lempiras (cerca de USD 655 millones) con atrasos prolongados que impactaron directamente en la cadena de pagos del sistema eléctrico.

El presidente de la Asociación Hondureña de Energía Renovable, Eduardo Bennaton, advirtió en entrevista con Energía Estratégica que «no es solo un problema financiero, es un problema de confianza país”, poniendo el foco en la variable central que hoy limita el desarrollo del sector.

La consecuencia directa es el encarecimiento del capital o la migración de inversiones hacia mercados más estables y en proyectos intensivos en inversión, la certeza de ingresos resulta clave para estructurar financiamiento.

“Cuando esa certeza se debilita, el costo del capital sube o la inversión simplemente se va a otros mercados”, explicó Bennaton.

Incluso, diversas compañías exigen el pago de facturas vencidas que acumulan entre cuatro y hasta siete meses por energía ya entregada, consumida y abonada por los usuarios de la empresa estatal cuando la ENEE dispone de un plazo de 45 días calendario para abonar cada mes de suministro eléctrico.

Sin embargo, esos fondos no se han destinado completamente a saldar los compromisos pendientes con los generadores privados.

El impacto trasciende los proyectos actuales y condiciona el posicionamiento regional, dado que Honduras cuenta con recursos renovables competitivos, pero enfrenta un cuello de botella vinculado a la credibilidad del sistema eléctrico, lo que limita su capacidad de atraer nuevos desarrollos frente a países con marcos más previsibles.

Honduras redefine su licitación eléctrica y analiza ajustar los 1500 MW previstos

En ese contexto, el deterioro de la cadena de pagos introduce incertidumbre en los flujos proyectados, afectando la bancabilidad y elevando las exigencias de los financiadores.

Esto se traduce en precios más altos o menor participación en futuras licitaciones, debilitando la competitividad del país.

A su vez, la situación se agrava por la estructura de generación. Una porción relevante del sistema continúa dependiendo de fuentes térmicas, lo que mantiene la exposición a la volatilidad internacional de combustibles y refuerza la necesidad de avanzar hacia contratos renovables más estables.

Para el sector, la normalización financiera es condición necesaria para cualquier reforma. Restablecer la disciplina de pago y consolidar garantías efectivas aparece como el punto de partida para recuperar la confianza del mercado, antes incluso de avanzar en cambios regulatorios más amplios.

Bajo este escenario, Bennaton fue contundente respecto a las expectativas: “si se corrige ese punto, la inversión regresa; si no, seguiremos perdiendo competitividad regional”, marcando el vínculo directo entre estabilidad financiera y desarrollo del sector.

El mercado mantiene una visión cautelosa a la espera de señales concretas. Si bien existen indicios iniciales de reordenamiento, la fragilidad estructural de la ENEE continúa siendo el principal factor de incertidumbre.

De cara al corto y mediano plazo, la ventana de oportunidad permanece abierta, pero condicionada a la ejecución efectiva de medidas. La recuperación del sector dependerá de la capacidad de traducir anuncios en hechos verificables, especialmente en materia de pagos, regulación y estructura de mercado.

En ese sentido, el presidente de la AHER concluyó: “Si esas señales se convierten en hechos, 2026 todavía puede ser un año de relanzamiento para las renovables en Honduras”.

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AHK Argentina realizará un seminario sobre almacenamiento energético y oportunidades en el mercado BESS

La Cámara de Industria y Comercio Argentino-Alemana (AHK Argentina) realizará el próximo 13 de abril el seminario intensivo e interactivo “Alma SADI – Almacenamiento y Renovables: Claves para la nueva arquitectura del sistema energético argentino”, una jornada orientada a analizar el rol estratégico del almacenamiento en el sistema eléctrico y las oportunidades de posicionamiento de los participantes en el mercado de baterías (BESS).

Este seminario se realizará en forma híbrida, en las oficinas de la AHK Argentina y con la posibilidad de conectarse virtualmente.

Las inscripciones pueden realizarse a través del siguiente link (cupos limitados): https://www.ahkargentina.com.ar/es/veranstaltungen/seminario-intensivo-alma-sadi-almacenamiento-y-renovables-claves-para-la-nueva-arquitectura-del-sistema-energetico-argentino 

La iniciativa se da en un contexto de transformación del sector energético local, impulsado por cambios regulatorios como la Resolución 400/2025, que introduce nuevas señales de precios, contratos bilaterales y servicios de confiabilidad. Este escenario abre un espacio creciente para el desarrollo de soluciones de almacenamiento, clave para acompañar la expansión de las energías renovables y fortalecer la estabilidad del sistema.

Esta propuesta es impulsada por el área de Medio Ambiente y Energía de AHK Argentina, que promueve el desarrollo de capacidades técnicas y el análisis de nuevas oportunidades en el mercado energético.

El seminario está diseñado para desarrolladores, inversores, grandes usuarios, IPP, EPCistas y financiadores que buscan comprender cómo estructurar proyectos BESS competitivos en Argentina. A lo largo de la jornada se abordarán aspectos regulatorios, técnicos y comerciales, incluyendo el diseño de sistemas de almacenamiento, su integración con energías renovables, modelos de negocio, análisis de riesgos y estrategias de participación en la convocatoria AlmaSADI.

El programa incluirá una revisión integral de las tecnologías BESS y su evolución en el mercado, así como el análisis de variables clave como desempeño, seguridad, vida útil y competitividad. También, se presentarán las principales aplicaciones del almacenamiento y sus fuentes de ingreso, junto con una mirada sobre cómo las decisiones tecnológicas impactan en la bancabilidad de los proyectos.

El encuentro contará con la participación de especialistas del sector, entre ellos Mathias Thamhain (EMD SUR), Carlos Skerk (Grupo Mercados Energéticos) e Iciar Vargas (Everyray Latam), quienes aportarán su visión sobre el presente y futuro del almacenamiento en el país.

Durante la jornada se analizarán las perspectivas del mercado en el corto y mediano plazo, el rol del almacenamiento en el fortalecimiento del sistema eléctrico argentino y las oportunidades que se abren para los distintos actores del sector.

La AHK Argentina, la Cámara Argentino Alemana, cuenta con un Centro de Capacitación llamado “AHK Academy” y ofrece varias capacitaciones en temas de Energía y Sustentabilidad.

Para conocer su oferta pueden ingresar al siguiente. Link: https://www.ahkargentina.com.ar/ahk-academy 

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Versol Solar coloca a Argentina en el eje de su estrategia: “2026 en el país tiene un solo nombre, consolidación”

Versol Solar sitúa a Argentina como un mercado central dentro de su estrategia de crecimiento en Latinoamérica, con el objetivo de fortalecer su presencia en el país durante los próximos años. 

“2026 para nosotros tiene un solo nombre: consolidación”, afirmó el LATAM Regional Director de Versol Solar, Humberto Di Pasquale, al describir la hoja de ruta de la empresa para el mercado local durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Argentina. 

El directivo explica que la empresa ya transitó una etapa inicial de desembarco y organización interna, por lo que el próximo período estará enfocado en materializar la estrategia definida.

“Hemos tenido ya un proceso de iniciación el año pasado donde establecimos nuestros planes, forma de actuar y estrategias, y el 2026 es el año donde debemos accionar y llevar a tierra todo lo que tenemos en nuestro imaginario”, manifiesta el ejecutivo.

Mire la entrevista completa: https://youtu.be/z0Ba11Py1o0

En ese sentido, la compañía trabaja para fortalecer vínculos con los distintos actores del ecosistema solar, incluyendo desarrolladores, empresas EPC y proveedores tecnológicos, a fin de posicionarse como un actor relevante dentro del desarrollo fotovoltaico nacional.

Este posicionamiento se da en un contexto de crecimiento del sector. De acuerdo con datos de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), la potencia fotovoltaica instalada en Argentina ya alcanza los 2583 MW, mientras que el conjunto de las energías renovables totaliza 7980 MW, sin considerar las centrales hidroeléctricas mayores a 50 MW.

Durante 2025 y los primeros meses de 2026, la capacidad solar sumó 910 MW, reflejando una dinámica de expansión que continúa atrayendo inversiones y proveedores tecnológicos al país.

Tecnología, desafíos técnicos y formación de talento

La estrategia de la empresa en Argentina se apoya tanto en el desarrollo tecnológico como en la construcción de capacidades dentro del mercado local. En particular, Versol Solar impulsa soluciones estructurales para sistemas de seguimiento fotovoltaico que hoy concentran gran parte de la demanda en proyectos de gran escala.

“Manejamos tracker 1B y 2B, y nos caracterizamos por tener procesos de adaptabilidad a diferentes tipos de terreno, optimización a nivel a través de inteligencia artificial para procesos de captación de cambios climáticos para posiciones de defensas adecuadas. La tecnología y la inteligencia artificial hoy día forma una parte muy fundamental en el desarrollo de las nuevas tecnologías”, explicó.

La incorporación de estas tecnologías responde también a las exigencias técnicas del mercado local, donde las condiciones climáticas imponen estándares particularmente elevados para el diseño estructural.

“A nivel normativo, Argentina es el país con mayores velocidades de viento en LATAM, lo que constituye un gran desafío como fabricantes ya que debemos garantizar la estabilidad de un producto a nivel de 25-30 años”, señaló el especialista. 

“Además, uno de los cambios más importantes que ha tenido el mercado argentino es que en los últimos cuatro años el nivel de profesionalización ha sido de los mejores”, aseguró.

En línea con ese proceso, Versol Solar evalúa crear un centro de formación que permita capacitar nuevas generaciones de profesionales y fortalecer el desarrollo técnico del sector, mediante alianzas con universidades o con centros técnicos. 

“Queremos seguir apostando a los profesionales del país, capacitando a estas personas y no solamente convertirnos en un proveedor más, sino también en un socio estratégico, no solo a nivel profesional, sino también académico y técnico, a fin de profundizar nuestra nuestra presencia en Argentina”, concluyó Di Pasquale.

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AeH2 firma acuerdos con asociaciones de Europa y Latinoamérica para avanzar en el desarrollo del hidrógeno

La Asociación Española del Hidrógeno ha firmado cinco nuevos memorandos de entendimiento (MoUs) con la Hydrogen Energy Association (Reino Unido), GIZ (Alemania), H2 Perú, la Sociedad Mexicana del Hidrógeno y Hidrógeno Colombia, consolidando la cooperación internacional del sector español del hidrógeno.

Estos acuerdos establecen plataformas de colaboración entre industria, gobiernos, universidades e institutos de investigación, con el objetivo de impulsar la innovación, facilitar el intercambio de conocimiento y acelerar el desarrollo tecnológico e industrial a nivel global, afianzando el hidrógeno como vector clave de la transición energética.

Las alianzas se formalizaron en el marco del Congreso Europeo del Hidrógeno 2026, celebrado en Sevilla del 11 al 13 de marzo, que reunió durante tres días a los principales actores del sector para presentar proyectos innovadores, avances tecnológicos y estudios sobre el hidrógeno como vector energético en la descarbonización de la economía.

En palabras de Javier Brey, “el hidrógeno ha dejado de ser una promesa para convertirse en una realidad industrial en crecimiento. En esta nueva fase, marcada por el despliegue a gran escala, la cooperación internacional es imprescindible para compartir conocimiento, desarrollar infraestructuras, generar demanda y consolidar marcos regulatorios estables que den confianza a la inversión”.

La última edición del congreso acogió además dos encuentros de alto nivel con la participación de representantes de organizaciones internacionales, incluyendo portavoces de México, Finlandia, Reino Unido, China, Costa Rica, Rumanía, Perú, Alemania y Colombia. En estas sesiones se compartió la situación del hidrógeno en distintos mercados y se analizaron los principales retos y oportunidades para acelerar su desarrollo a escala global.

Durante las presentaciones, se puso de manifiesto que el acceso a recursos renovables continúa siendo un factor clave para el posicionamiento de los países en la economía del hidrógeno, con regiones con abundante energía solar o eólica mejor situadas para atraer inversión y desarrollar proyectos industriales.

Al mismo tiempo, se subrayó la necesidad de generar una demanda sólida y desarrollar infraestructuras asociadas —como redes de transporte, almacenamiento o estaciones de repostaje—, así como de contar con marcos regulatorios claros y estables que acompañen la transición del sector desde la innovación hacia su consolidación industrial.

Los participantes destacaron también el papel estratégico del hidrógeno como vector para la transformación y descarbonización de sectores industriales intensivos, así como la importancia de identificar ecosistemas industriales y logísticos que permitan crear hubs competitivos a nivel internacional.

En este contexto, coincidieron en que el crecimiento del sector dependerá de una cooperación global efectiva, apoyada en alianzas entre asociaciones, empresas e instituciones, capaz de impulsar proyectos, generar mercados y acelerar la integración del hidrógeno en un sistema energético diversificado y resiliente.

La Asociación Española del Hidrógeno representa actualmente a más de 350 socios de toda la cadena de valor del hidrógeno, incluyendo promotores de energías renovables, fabricantes de equipos y componentes, ingenierías y EPC, compañías de Oil & Gas, gases industriales, transporte y otras organizaciones vinculadas al sector.

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El diagnóstico de OLACDE sobre Argentina: abundancia energética y más competencia

El sistema energético argentino atraviesa una transición marcada por la expansión de las energías renovables, el desarrollo del gas de Vaca Muerta y la necesidad de nuevas soluciones de almacenamiento y transmisión. Este proceso redefine el funcionamiento del mercado eléctrico y plantea un escenario de mayor competencia entre tecnologías.

Durante el Future Energy Summit Argentina, Esteban Kieper, consultor en energía de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE), sostuvo que el país atraviesa un cambio estructural respecto a su disponibilidad de recursos.

Pasamos de un sistema energético que atravesó momentos de restricciones fuertes y escasez a un país con abundancia energética”, afirmó Kieper al analizar la evolución reciente del sector.

Reviva el segundo día de FES Argentina: https://www.youtube.com/watch?v=CvOl38xzqk8 

El nuevo escenario combina recursos solares y eólicos de clase mundial con el crecimiento del gas natural, lo que abre la puerta a un mercado más competitivo en los próximos años. Al mismo tiempo, el Gobierno avanza en medidas para reorganizar el mercado eléctrico mayorista y fomentar nuevas inversiones, en un proceso de normalización del sistema que se refleja en regulaciones recientes publicadas en el portal de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA).

El nuevo equilibrio entre renovables, gas y almacenamiento

Argentina aún se encuentra por detrás de otros mercados de la región en penetración de energías renovables, aunque la expansión del sector en la última década fue significativa.

“Chile está liderando la transición energética con más del 40% de generación renovable no convencional, Brasil con el 25% (o 33% si se suma biomasa), y Argentina está en torno al 19%”, señaló Kieper al comparar el posicionamiento regional.

En América Latina, la expansión de las energías limpias estuvo vinculada tanto a objetivos ambientales como a necesidades económicas y de seguridad energética. En el caso argentino, el crecimiento renovable coincidió con un período de alta dependencia de combustibles importados.

Durante esos años, el sistema llegó a consumir grandes volúmenes de combustibles líquidos para generación eléctrica. La incorporación de parques eólicos y solares permitió reducir gradualmente esa dependencia.

Los renovables empezaron a desplazar combustibles contaminantes, caros e importados, generando un alivio fiscal y externo para la economía argentina”, explicó el consultor.

Actualmente, la generación renovable continúa ampliando su participación dentro del sistema eléctrico. De acuerdo con datos elaborados a partir de información oficial de CAMMESA, las energías renovables y las grandes hidroeléctricas ya cubren más del 40% de la demanda eléctrica nacional, lo que refleja la creciente diversificación de la matriz energética argentina.

El almacenamiento energético también comienza a tener un papel más relevante dentro de los sistemas eléctricos de la región, aunque con funciones diferentes según el país.

En Chile, por ejemplo, las baterías se expandieron rápidamente para gestionar excedentes de generación solar en el norte del país. En Argentina, en cambio, estas tecnologías se vinculan principalmente con la gestión de picos de demanda y la congestión en nodos del sistema eléctrico.

“Las baterías están ocupando un rol diferente que tiene que ver con resolver problemas de transmisión en nodos de demanda y atender picos de generación”, indicó Kieper.

Ese rol se refleja también en las políticas recientes del sector. El Gobierno lanzó la licitación AlmaSADI, que contempla 700 MW de sistemas de almacenamiento BESS, con el objetivo de reforzar nodos críticos del sistema eléctrico y mejorar la confiabilidad operativa. Incluso se evalúa la posibilidad de aumentar hasta un 10% la potencia adjudicada dependiendo de las ofertas recibidas.

Al mismo tiempo, el desarrollo del sistema eléctrico requiere nuevas inversiones en infraestructura de transporte. En ese sentido, el Ejecutivo confirmó que avanzará con el pliego técnico de la obra AMBA I, una de las principales ampliaciones de transmisión previstas para el sistema argentino, que podría habilitar hasta 1000 MW adicionales de capacidad y facilitar la incorporación de nuevos proyectos de generación.

De cara al futuro, el especialista consideró que la abundancia de recursos energéticos podría traducirse en un mercado más dinámico y competitivo, siempre que el sistema logre integrar de forma eficiente renovables, almacenamiento y gas natural.

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¿La era BESS en Argentina? Fabricante global ve la evolución solar como “la puerta de entrada” al storage

El crecimiento del sector fotovoltaico en Argentina comienza a abrir la puerta a una nueva etapa del sistema eléctrico: el despliegue del almacenamiento con baterías. No sólo por las propias licitaciones AlmaGBA (713 MW adjudicados en 2025) o la convocatoria en marcha AlmaSADI (700 MW asignables este año), sino también por oportunidades que vislumbran los players en todo el país. 

“Ahora que se mueve el sector solar, viene de la mano el storage. Estamos bastante cerca en la cronología del tiempo de la evolución del storage y cómo encontrar soluciones”, afirmó Marcos Donzino, Head of Sales South America de JA Solar, durante una entrevista destacada de Future Energy Summit (FES) Argentina. 

“Para seguir avanzando, todos los proyectos de parques fotovoltaicos necesitan acompañamiento de storage. Por ello vemos mucha oportunidad en gran escala y el segmento comercial – industrial cuando el país tenga un sistema de bandas horarias, donde el rol de un trader de energía propiamente dicho podría ponerse interesante”, agregó. 

Frente a este escenario, JA Solar busca replicar su expertise en el mercado fotovoltaico (14% del market share global, 300 GW de envíos acumulados y 100 GW de capacidad de producción anual) para posicionarse con soluciones integradas que combinen generación solar y almacenamiento energético.

“La gran ventaja que queremos brindar con nuestra solución es ofrecer una solución unificada en un contrato unificado, que JA pueda ofrecer las garantías cruzadas entre entre paneles y storage. Eso disminuye mucho la incertidumbre y el riesgo, lo que representa mayor tasa o mejor acceso al financiamiento”, indicó Donzino.

¿Con qué productos? En el caso solar el enfoque está puesto en módulos TOPCon bifaciales y el aumento de eficiencia, es decir, incrementar la potencia del panel pero conversando el tamaño del mismo.

“Nuestra idea es no ir con tecnologías nuevas en el corto plazo, sino seguir mejorando la eficiencia de los módulos. Tenemos un track récord grande con ese tipo de panel y funciona muy bien, por lo que queremos mantenerlo”, reconoció el Head of Sales South America de JA Solar.

Mientras que en storage cuentan con soluciones paralelizables de 260 kWh para el segmento comercial – industrial, en tanto que para utility scale, se trata del contenedor de 5 MWh ya mencionado. 

¿Nuevos nichos de mercado?

El ejecutivo identificó oportunidades en sectores específicos como minería y agroindustria donde se requiere la complementariedad de ambas tecnologías dada la lejanía con las redes eléctricas. 

“Hay casos de mineras donde se necesitan paneles solares adaptados a la cantidad de polvo, además de sistemas de storage. También hay oportunidades en viñedos, que se usa mucho por cuestiones de sustentabilidad en los productos exportados hacia Europa”, manifestó el especialista.

“Hay muchos proyectos en todas las provincias y todas tienen su particularidad, no solo a nivel ambiente, sino a nivel de aplicación. Entonces lo valioso es tener un modelo que sea polivalente, que se pueda adaptar a distintas condiciones, añadió.

De cara a lo que resta del año y próximos objetivos en Argentina, Marcos Donzino tiene en claro que buscarán la continuidad de sus soluciones y lograr mayor posicionamiento de mercado en proyectos de gran escala y C&I. 

“La rueda ya está girando. La idea ahora es agrandarla y hacerla girar más rápido. Entonces, seguir creciendo con nuestros distribuidores, ganar más volumen y ampliar el espectro de parques y aplicaciones en el país”, sostuvo.

“Asimismo, la idea de tener proyectos utility en sistemas BESS es un un objetivo interesante que tenemos para este año”, concluyó.

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Brasil define tres grandes ganadoras en su primera subasta de transmisión 2026 para sumar más de 2100 MVA de capacidad

Brasil adjudicó la primera subasta de transmisión de 2026 con resultados contundentes para el sector eléctrico, al otorgar los cinco lotes licitados y consolidar a CYMI Brasil, ENGIE y Enind Engenharia como los principales ganadores del proceso

La iniciativa movilizó R$ 3300 millones en inversiones, abarcó 11 estados y reforzó la expansión de la red eléctrica nacional.

El proceso también se destacó por su impacto económico y eficiencia tarifaria, ya que los valores de Ingresos Anuales Permitidos (RAP) adjudicados registraron un descuento promedio del 50,69% respecto al máximo establecido, lo que se traduce en un ahorro estimado de R$ 7.600 millones para los consumidores a lo largo de los contratos.

La licitación incluyó la construcción de 798 kilómetros de líneas de transmisión, la ampliación de 2150 MVA de capacidad y la incorporación de 1290 MVAR en compensación reactiva, además de prever la generación de casi 8500 empleos directos durante la fase de implementación.

Los proyectos se distribuyen en Bahía, Ceará, Mato Grosso, Minas Gerais, Pará, Paraná, Río de Janeiro, Rio Grande do Norte, Sergipe, Santa Catarina y São Paulo, con plazos de ejecución que oscilaron entre 42 y 60 meses, dependiendo de la complejidad de cada obra.

¿Cómo se reparten las adjudicaciones por empresas? 

CYMI Construções e Participações se posicionó como uno de los mayores ganadores al adjudicar los lotes 1 y 5, concentrando inversiones superiores a R$ 1500 millones. El lote 5, en particular, representó cerca de R$ 1000 millones y contemplará más de 2000 puestos de trabajo, con foco en Mato Grosso y Pará.

Por su parte, ENGIE Transmissão de Energia Participações SA obtuvo el lote 2 y los cuatro sublotes del lote 3, este último con una inversión estimada de R$ 1300 millones. Su participación incluyó especialmente la incorporación de compensadores síncronos en el nordeste brasileño.

En tanto, Enind Engenharia, mediante el consorcio BR2ET Transmissora, se adjudicó el lote 4, con una inversión superior a R$ 240 millones, orientada a fortalecer la capacidad de transmisión en Sergipe y el noreste de Bahía.

Detalles técnicos de las obras adjudicadas

Entre los proyectos se incluyeron nuevas líneas de transmisión en 230 kV y 500 kV, junto con la construcción y ampliación de subestaciones con capacidades que alcanzaron hasta (6+1 reserva) x 133 MVA.

Asimismo, se incorporaron sistemas de compensación síncrona, particularmente en Ceará y Rio Grande do Norte, que permitieron mejorar la estabilidad operativa y aumentar la capacidad de transmisión en regiones con alta demanda.

Los desarrollos también apuntaron a reforzar corredores eléctricos clave, como el tramo Ponta Grossa – Canoinhas y las conexiones entre Mato Grosso y Pará, ampliando la cobertura del sistema interconectado.

Próximos pasos del proceso licitatorio

La primera subasta dejó pendiente una segunda etapa, en la que se previó la licitación de los lotes 7 al 12 en una fecha aún no definida.

En paralelo, el lote 6 fue excluido del proceso por no estar incluido en el Acuerdo de Terminación Consensual. Dicho lote se refería a la línea de transmisión C3 y C4 de 345 kV Norte – Miguel Reale, cada una de 14,5 km de longitud (subterránea), que abastece a la Región Metropolitana de São Paulo – subregiones Norte, Este y Sur.

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Europa frente al shock del gas: por qué las renovables redefinen el precio eléctrico

La reciente escalada del conflicto en Medio Oriente vuelve a evidenciar una vulnerabilidad estructural del sistema energético europeo: su alta dependencia de importaciones. Más del 50% de la energía consumida en Europa proviene del exterior y cerca del 90% del gas es importado, cada vez más en forma de GNL que compite en mercados globales.

Esto expone a la región a cualquier disrupción internacional. Cuando el mercado global se tensiona, los precios se trasladan rápidamente a Europa, especialmente en el sistema eléctrico.

“El gas todavía suele fijar el precio marginal. Cuando sube el gas, la electricidad lo sigue”, afirmó el analista de Strategic Perspectives, Marin Gillot, en entrevista con Energía Estratégica.

El mecanismo responde al funcionamiento del mercado mayorista europeo bajo el principio de merit order. Las tecnologías se despachan desde las más baratas a las más caras y la última central necesaria para cubrir la demanda define el precio para todo el sistema.

Este diseño permite eficiencia en condiciones normales y envía señales claras de inversión hacia tecnologías de bajo costo como las renovables. Sin embargo, cuando el gas entra en la ecuación, su costo termina trasladándose al conjunto del sistema eléctrico.

La clave está en la frecuencia con la que esto ocurre. En sistemas donde el gas es estructural, como Italia, fija el precio en alrededor del 89% de las horas, generando una exposición directa a la volatilidad internacional.

En cambio, en España el comportamiento es diferente: el gas solo fija el precio en cerca del 15% de las horas, lo que limita considerablemente el impacto de los shocks.

“Donde el gas fija el precio con frecuencia, el impacto es inmediato. Donde no, es mucho más limitado”, explicó Gillot.

Renovables, electrificación y señales de mercado

La diferencia entre ambos sistemas se explica por el peso de las energías renovables. En los últimos años, España incorporó más de 40 GW de capacidad eólica y solar, modificando de forma estructural su matriz eléctrica.

Este crecimiento se refleja en la cobertura de la demanda: en el primer semestre de 2025, la eólica y la solar representaron cerca del 46%, frente al 29% en 2019. Como consecuencia, se redujo el espacio operativo del gas en el sistema.

El cambio también se observa en la formación de precios. La participación de tecnologías fósiles como fijadoras cayó del 75% al 19% en ese período.

“El gas sigue presente, pero fija el precio mucho menos a menudo”, señaló Gillot.

Este desacople progresivo entre gas y electricidad no solo reduce la volatilidad, sino que también comienza a generar ventajas competitivas. Sistemas con menor exposición a combustibles fósiles ofrecen precios más estables, lo que favorece inversiones industriales en sectores como hidrógeno, acero y baterías.

En este sentido, el desarrollo renovable se convierte en una herramienta económica además de energética. La estabilidad de costos eléctricos empieza a ser un factor de atracción para nuevas industrias.

Sin embargo, capturar estos beneficios requiere un enfoque integral del sistema. La expansión de renovables debe ir acompañada por redes, almacenamiento en baterías, gestión de la demanda y electrificación de consumos como calefacción o transporte.

A pesar de estos avances, persisten señales económicas que van en sentido contrario. En la Unión Europea, la electricidad está gravada en promedio el doble que el gas. En algunos países, esta diferencia es aún mayor: tres veces en Alemania, seis en Bélgica y hasta 14 veces en Croacia.

Esto impacta directamente en las decisiones de consumo e inversión. Cuando la electricidad es relativamente más cara, se retrasa la adopción de tecnologías como bombas de calor o vehículos eléctricos, y las industrias tienen menos incentivos para electrificar procesos.

“Reequilibrar los impuestos mejoraría inmediatamente la economía de la electrificación”, sostuvo Gillot.

En este contexto, la política fiscal aparece como uno de los pocos instrumentos de impacto inmediato. Ajustar estas señales permitiría acelerar la electrificación, reducir la demanda de gas y fortalecer el desarrollo de tecnologías limpias.

Alinear la fiscalidad con la electrificación no solo reduce la exposición a la volatilidad internacional, sino que conecta el alivio en el corto plazo con una mayor seguridad energética en el largo plazo.

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FlexGen pone el foco en Argentina: por qué el riesgo y la operación definirán los proyectos de almacenamiento

Argentina avanza en el desarrollo del almacenamiento energético con la licitación AlmaSADI por 700 MW, destinada a reforzar nodos críticos del sistema eléctrico y reducir cortes de suministro. Sin embargo, en paralelo al despliegue de capacidad, emerge un desafío estructural: cómo garantizar la operación eficiente y el rendimiento de estos sistemas a lo largo de su vida útil.

FlexGen advierte que el foco del mercado debe desplazarse del costo inicial hacia el riesgo integral del proyecto y en anticipar el comportamiento de los sistemas a largo plazo, incorporando variables que van más allá del diseño inicial. 

“El precio por kWh a todo el mundo le importa, ¿verdad? No podemos decir que eso no se discute en todas las reuniones, pero para nosotros es muy importante discutir el riesgo total del proyecto”, sostuvo Camille Cruz, directora de Desarrollo de Negocio de la compañía.

“Verdaderamente vemos el performance y las garantías, no nada más desde el primer día, pero sí a lo largo de la vida del proyecto para entender qué pasará en 5 – 10 – 20 años”, afirmó durante su participación en Future Energy Summit (FES) Argentina.

Esto implica repensar cómo se diseñan los proyectos desde su origen, integrando desde el inicio la capa de control, operación y mantenimiento, a fin de ayudar a desarrolladores y operadores.

Este cambio de enfoque cobra especial relevancia en un país que comienza a escalar proyectos stand-alone, con exigencias técnicas concretas como ciclos limitados de operación y garantías de suministro continuo.

La licitación AlmaSADI prevé adjudicaciones en junio de 2026 y plazos de entrada en operación entre 2027 y 2029, en un proceso que se desarrollará en menos de cuatro meses.

De baterías a infraestructura digital: el rol de la optimización en la próxima etapa

El crecimiento del almacenamiento en Argentina no solo estará definido por la capacidad instalada, sino por la inteligencia con la que operen los sistemas. En ese sentido, la integración entre baterías, inversores y plataformas digitales se vuelve un eje estratégico.

La flexibilidad tecnológica también aparece como un factor determinante, en un contexto donde la evolución de los componentes exige adaptabilidad y diferentes cambios en la operación del sistema.

“Cuando empezamos a discutir el diseño del proyecto, cuáles son esas garantías y que los O&M nos podrán decir qué pasará y cómo trabajar en conjunto con los EPCistas para asegurar que el proyecto continúe operando”, manifestó la especilista.

El verdadero cambio o shift en mentalidad de la industria tiene que ser que pensemos todo como una infraestructura digital, con controles inteligentes, analíticas, datos históricos. No es meramente saber operar los sistemas, sino que éstos tengan más vida útil de lo que originalmente estimamos” añadió Cruz.

FlexGen también apuesta por la preintegración como estrategia para reducir riesgos en campo, optimizando tiempos y minimizando fallas. Para ello cuenta con un laboratorio en Carolina del Norte donde realiza el proceso denominado “One Touch Commissioning” y “troubleshooting” antes de que los activos lleguen al campo.

Con antecedentes como AlmaGBA, que adjudicó 713 MW y moviliza inversiones superiores a USD 540 millones, Argentina comienza a consolidar su mercado de almacenamiento, pero el desafío no será únicamente sumar megavatios.

“Lo más importante es entender exactamente cómo funcionan los sistemas, cómo continuarán funcionando y cómo le vamos a proveer el servicio necesario a esos sistemas”, concluyó Cruz.

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Concursos de capacidad y demanda en la mira: ABO Energy advierte por el bloqueo de nudos y acelera la hibridación

El bloqueo en los nudos destinados a futuros concursos de capacidad y demanda se posiciona como uno de los principales factores de incertidumbre para el desarrollo renovable en España, según advierte ABO Energy, en un contexto donde la definición regulatoria y la disponibilidad de acceso a red condicionan nuevas inversiones.

“El principal reto es la incertidumbre ante el bloqueo actual del acceso a red en general y en particular sobre los nudos destinados para futuros concursos de capacidad/demanda”, afirmó Óscar García, Managing Director de ABO Energy España, en diálogo con Energía Estratégica.

Este escenario cobra mayor relevancia en un momento en el que el sector aguarda nuevas definiciones regulatorias. Tras la adjudicación de 928 MW en concursos recientes, el mercado pone el foco en los próximos procesos vinculados a demanda, con alrededor de 75 nudos susceptibles de ser convocados, distribuidos entre infraestructuras de 220 kV y 400 kV en distintas regiones del país. lo que podría reconfigurar el mapa de acceso a red y abrir nuevas oportunidades de desarrollo.

“Estos factores dificultan la planificación y la viabilidad de nuevos proyectos”, agregó García, en referencia a un contexto que también está atravesado por demoras administrativas, falta de criterios homogéneos entre regiones y una digitalización aún insuficiente.

En paralelo, la compañía avanza con un pipeline activo que busca sortear estas limitaciones. Actualmente, ABO Energy cuenta con alrededor de 300 MW con acceso a red en fase avanzada de tramitación, mientras que el resto de los desarrollos se encuentran en distintas etapas, abiertos a modelos de colaboración y usos estratégicos.

La estrategia hacia 2026 prioriza la consolidación de proyectos ya encaminados, enfocándose en asegurar su viabilidad técnica y económica antes de avanzar con nuevas iniciativas. En paralelo, la empresa continúa fortaleciendo su cartera eólica, con la mirada puesta en futuras oportunidades de mercado que puedan surgir una vez se destraben las condiciones actuales.

“La hibridación es una línea estratégica clave para ABO Energy en España”, subrayó García. En esa línea, la compañía avanza en desarrollos que integran distintas tecnologías en un mismo emplazamiento.

“Estamos desarrollando proyectos que combinan las tres tecnologías principales, eólica, solar y almacenamiento, tanto en nuevas instalaciones o planificadas, como en plantas ya existentes”, detalló el Managing Director, en referencia a un enfoque que busca mayor eficiencia operativa.

El objetivo de estas soluciones es claro: optimizar los puntos de conexión disponibles y aportar estabilidad al sistema eléctrico. Tal como explica el ejecutivo, “estas soluciones permiten optimizar el uso de los puntos de conexión y mejorar la estabilidad del sistema eléctrico”.

“Estamos desarrollando soluciones que integran baterías con generación renovable, convencidos de su papel estratégico”, afirmó García.

No obstante, el despliegue de esta tecnología aún enfrenta barreras regulatorias. El directivo advierte que el marco actual requiere mayor evolución para brindar señales claras y previsibilidad a largo plazo, condición necesaria para escalar inversiones en almacenamiento.

«El contexto actual ha complicado la viabilidad de PPAs en proyectos solares, debido principalmente a los bajos precios del mercado”, apuntó García, marcando una diferencia frente a otras tecnologías.

En contraste, la eólica mantiene condiciones más favorables para el cierre de contratos. Segun destacó el ejecutivo, los PPAs eólicos contínuan «generando interés», lo que los convierte en una vía sólida para el cierre financiero.

En paralelo, la compañía explora alternativas comerciales que le permitan diversificar riesgos. “También analizamos alternativas como la venta directa en el mercado mayorista”, agregó el ejecutivo, en línea con una estrategia más flexible.

Con 25 años de trayectoria en el desarrollo de proyectos renovables en España, ABO Energy busca seguir posicionándose como un actor relevante en la transición energética, alineando su pipeline con los objetivos de descarbonización del país.

“Consideramos imprescindible reforzar la inversión en redes eléctricas, tanto de transporte como de distribución”, sostuvoGarcía.

Y concluyó: “Abordar estas cuestiones permitiría aliviar los cuellos de botella existentes y facilitar tanto la integración de nueva capacidad renovable como el desarrollo de nuevos consumos industriales”.

En un mercado condicionado por restricciones en el acceso a red, presión sobre los PPAs y cambios regulatorios, ABO Energy apuesta por la hibridación y la eólica como ejes para sostener su desarrollo en España.

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ACESOL se reúne con ministra de Energía y acuerdan impulsar agenda conjunta de desarrollo de la energía solar en Chile

La presidenta de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), Bárbara Barbieri, y el director ejecutivo de la asociación, Darío Morales, junto a otros directores del gremio, se reunieron con la ministra de Energía, Ximena Rincón, en un encuentro que  permitió establecer las bases de una agenda de trabajo conjunta orientada a fortalecer el  desarrollo del sector energético en Chile. 

En la instancia, ACESOL -que agrupa a cerca de 180 empresas a lo largo de toda la cadena  de valor de la energía solar- presentó una visión integral de la industria y sus principales  desafíos, enfatizando el rol clave que puede cumplir el sector en la transición energética del  país. 

Uno de los temas centrales fue la necesidad de avanzar en una reforma al sistema de  distribución eléctrica, una de las principales brechas regulatorias.

Desde la asociación  plantearon que el actual marco normativo no responde a los desafíos de un sistema  moderno, limitando la incorporación de nuevas tecnologías y soluciones que permitan  mejorar la eficiencia, la seguridad y los precios de la energía. 

Asimismo, se relevó el potencial de la energía distribuida como un pilar para fortalecer la  resiliencia del sistema eléctrico, reducir costos y fomentar la participación de nuevos  actores.

En este ámbito, ACESOL propuso medidas para impulsar el autoconsumo,  fortalecer herramientas como el netbilling y simplificar los procesos para su  implementación, especialmente en pequeñas y medianas empresas. 

También se abordó el desarrollo de la energía solar térmica, destacando su potencial para  la descarbonización de procesos industriales y su aporte a la eficiencia energética en  distintos sectores productivos.

“La energía solar no solo es clave para avanzar en la transición energética, sino también  para mejorar la calidad de vida de las personas, reducir los costos de la energía y dinamizar  la economía. Como país, tenemos una oportunidad única de aprovechar este potencial y  consolidar a Chile como líder en energías limpias”, señaló la presidenta de ACESOL, Bárbara Barbieri. 

Por su parte, el director ejecutivo del gremio, Darío Morales, enfatizó la importancia de  avanzar en adecuaciones regulatorias que permitan desplegar todo el potencial del sector:  “Hoy contamos con tecnologías maduras y competitivas, pero es fundamental modernizar  el marco regulatorio, especialmente en distribución, e incorporar herramientas como redes  inteligentes, almacenamiento y mayor impulso a la generación distribuida, para contar con  un sistema más eficiente, seguro y alineado con las necesidades actuales”. 

Desde ACESOL valoraron la disposición de la autoridad para avanzar en un trabajo  colaborativo y destacaron que este encuentro marca un paso relevante para construir una  hoja de ruta compartida que permita acelerar el desarrollo de las energías renovables en el  país.

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La historia detrás del salto tecnológico de Jinko Solar: de mono PERC a TOPCon y “la pelea por tecnología”

La estandarización de módulos solares fue uno de los pasos clave que permitió acelerar la evolución tecnológica de la industria fotovoltaica al evitar la proliferación de múltiples tamaños de paneles que complicaban el desarrollo de proyectos.

“Lideramos hace un par de años también la estandarización del tamaño del módulo para no volver locos a EPCista o trackeristas. Nos sentamos con 10 fabricantes que eran competencia directa para estandarizar medidas y definir sólo pelear por tecnología”, reveló Miguel Covarrubias, sales director LATAM de Jinko Solar, durante el encuentro Future Energy Summit Summit (FES) Argentina.

A partir de ese proceso, la competencia entre fabricantes comenzó a enfocarse principalmente en la innovación tecnológica y la eficiencia de los módulos

“Hoy día la pelea es por tecnología y esa es una pelea que nos encanta dar, ahora con TOPCon 3.0”, sostuvo el ejecutivo durante el panel de debate “Competitividad, desarrollo e Innovación tecnológica en el desarrollo de proyectos fotovoltaicos”.

Reviva FES Argentina 2026: https://www.youtube.com/watch?v=rIfbzoRGgxU&t=13993s

En paralelo, la compañía tomó una decisión tecnológica que marcaría el rumbo de su desarrollo de producto: abandonar la arquitectura mono PERC para apostar por TOPCon, a pesar que no todos los fabricantes compartían esa visión sobre el futuro de la fotovoltaica. 

“Hace 2 años y medio o 3 años nos jugamos el salto de mono PERC a TOPCon porque creíamos que la eficiencia del mono PERC estaba acabada. En aquel entonces mucha competencia nos dijo que no iba por ahí, pero hoy en día estamos todos los fabricantes con TOPCon”, indicó Covarrubias.

“Fue una apuesta, una apuesta que ganamos y por eso estamos una generación un poco adelantada versus la competencia y la tipología de celdas TOPCon viene para quedarse”, agregó.

La evolución de esta tecnología permitió incrementar la potencia de los módulos sin modificar su superficie, mejorando la eficiencia de los proyectos solares utility scale. De modo que la firma pasó de su versión TigerNEO 1.0 de 620 Wp al 2.0 de 630-635 Wp para llegar a la última versión lanzada 3.0 con 670 Wp en la misma área.

El módulo alcanza eficiencias de celda de entre 26,7% y 27%, con eficiencia de módulo de entre 24,3% y 24,8%, bifacialidad del 85% y una degradación lineal anual de apenas 0,35%, lo que permite extender la vida útil de los sistemas y mejorar el retorno de inversión de los proyectos.

El producto también muestra un mejor desempeño en condiciones de baja radiación, capaz de generar hasta un 2,49% más de energía durante las primeras y últimas horas del día.

Covarrubias utiliza una analogía para explicar el impacto de estas mejoras tecnológicas en los proyectos solares. “Me encanta dar el ejemplo de la Fórmula 1: aquí estamos ganando medio segundo por vuelta en una carrera de 50 vueltas”. 

Innovación tecnológica, mercado y expansión regional

El desarrollo de nuevos módulos también se nutre del feedback del ecosistema solar, especialmente de EPCistas y desarrolladores que participan en proyectos de gran escala, a fin de trasladar necesidades operativas directamente al proceso de diseño y fabricación.

“Sabemos que no todo será sencillo o no todo podremos llevarlo a la práctica, pero es clave el feedback. Incluso el feedback lo tenemos muchas veces local y muchas veces muy customizado a cada país, porque marca una diferencia después en el proceso completo”, señaló el sales director LATAM de Jinko Solar.

Asimismo, la estrategia regional de la compañía se apoya en una fuerte presencia en Latinoamérica, donde la empresa decidió diferenciarse a través del servicio, de modo que hoy en día alcanza cerca del 30% del market share en la región y en Argentina es cercano al 40%. 

Mientras que de cara al futuro apuntan a mantener o aumentar el volumen y participación del último año, sumado a buscar players locales en LATAM que puedan potenciar el que las figuras se queden en Latinoamérica. 

“Desde Jinko Solar peleamos continuamente e internamente con lo que llamamos cross regional, es decir una empresa que hace proyectos en LATAM todo desde otro continente inclusive. Entonces, el listado de Navidad sería que Argentina vea que tiene ese potencial con oportunidades afuera en países de LATAM, optimizando procesos en Chile, Perú, Ecuador, Colombia”, planteó Covarrubias

“Es decir usar Argentina como plataforma de crecimiento de servicio y masificar un poco más en términos de oferta”, subrayó durante su participación en FES Argentina 2026.

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Alemania y el Reino Unido impulsan la energía eólica como respuesta a la crisis energética

Los países europeos están empezando a elaborar políticas energéticas en respuesta al conflicto con Irán y el cierre del estrecho de Ormuz. De modo que Alemania y el Reino Unido han decidido apostar fuertemente por la energía eólica para reforzar su seguridad energética y reducir su dependencia de los combustibles fósiles importados.

“Con el cierre del Estrecho de Ormuz, Europa ha vuelto a tomar conciencia de su dependencia de las importaciones de combustibles fósiles, un recurso poco fiable. Esta crisis no es un hecho aislado. Es la nueva normalidad. La generación de electricidad a nivel nacional es la única estrategia energética europea con proyección de futuro», afirmó Tinne van der Straeten, CEO de WindEurope.

«Alemania y el Reino Unido están impulsando rápidamente la energía eólica. Los demás Estados miembros deberían hacer lo mismo para proteger a sus industrias y consumidores del aumento de los precios de la electricidad”, agregó.

Alemania: 12 GW adicionales de energía eólica terrestre para 2030

Como reacción directa al conflicto en Oriente Medio, la ministra alemana de Economía y Energía, Katherina Reiche, anunció que su país aumentará el volumen de subastas de energía eólica terrestre hasta 2030 en 12 GW adicionales.

En una declaración en vídeo, Reiche subrayó que la política energética es ahora una política de seguridad. Afirmó que Alemania no debe convertirse en un peón de potencias extranjeras, ni en un instrumento de las perturbaciones geopolíticas de las cadenas de suministro ni de las fluctuaciones de los precios de los combustibles fósiles.

Subrayó que los 12 GW adicionales de energía eólica terrestre son clave para la resiliencia del sistema energético alemán y una señal importante para la industria alemana en general.

Reino Unido: Impulso a la energía eólica marina

El 15 de marzo, el gobierno británico respondió a la crisis en Oriente Medio. El Secretario de Energía del Reino Unido, Ed Miliband, anunció que su país adelantará la gran ronda de subastas de energías renovables AR8 a julio de 2026.

Miliband recalcó que «no existe seguridad energética mientras dependamos tanto de los combustibles fósiles».

Hasta 18 parques eólicos marinos podrían competir en la AR8, junto con nuevos emplazamientos de energía eólica terrestre y solar.

Esto se produce después de que la última ronda de asignación de energía eólica marina (AR7), la mayor subasta realizada hasta la fecha, adjudicara energía suficiente para abastecer el equivalente a 23 millones de hogares.

La capacidad adjudicada solo en la AR7 reducirá la necesidad de importaciones de gas equivalentes a unos 80 buques metaneros al año, lo que supondrá un ahorro para el Reino Unido de unos 4000 millones de libras esterlinas a los precios actuales del gas, según Carbon Brief.

Las energías renovables se traducen en precios de la electricidad más bajos.

Un estudio de Ember ha demostrado que los países que dependen menos del gas natural son menos vulnerables a la volatilidad de los precios de la electricidad.

En España, el gas influyó en el precio de la electricidad solo en el 15 % de las horas de 2026 hasta la fecha, frente al 89 % en Italia. Como resultado, España ha experimentado precios de la electricidad más bajos que otros países de la UE desde el inicio del conflicto en Irán, lo que le otorga a la economía española una ventaja competitiva a nivel internacional.

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¿Dónde identifica IFC oportunidades de financiamiento energético en Argentina?

El desarrollo de nuevos proyectos energéticos en Argentina abre una ventana de oportunidades para el financiamiento internacional, especialmente en sectores vinculados a generación renovable, almacenamiento y minería. Sin embargo, la expansión de la infraestructura eléctrica aparece como una condición necesaria para que esas inversiones puedan materializarse.

Durante el Future Energy Summit Argentina 2026, Francisco Iacona, Investment Officer de la Corporación Financiera Internacional (IFC), explicó que el país cuenta con recursos energéticos y naturales capaces de impulsar un nuevo ciclo de inversiones si logra resolver los cuellos de botella del sistema eléctrico.

“El principal reto que vemos es justamente la transmisión”, afirmó Iacona.

El ejecutivo sostuvo que este desafío no es exclusivo de Argentina, sino que se repite en distintos mercados eléctricos debido a la complejidad técnica, regulatoria y financiera que implica desarrollar líneas de alta tensión de gran escala.

Reviva el segundo día: https://www.youtube.com/watch?v=CvOl38xzqk8

Desde la perspectiva de IFC, el potencial de financiamiento energético en Argentina está cada vez más vinculado al crecimiento de otros sectores productivos, en particular la minería.

“Nuestra estrategia en Argentina está centrada en el ecosistema minero”, explicó Iacona.

La institución trabaja en esquemas que combinan financiamiento para proyectos productivos con infraestructura asociada, como carreteras, ferrocarriles, puertos, redes eléctricas y generación. El objetivo es movilizar capital privado junto a instituciones financieras y banca comercial para viabilizar inversiones de gran escala que impulsen el desarrollo económico.

Incluso, la propia IFC llevó adelante un acuerdo con Central Puerto para financiar los estudios de factibilidad técnica, económica y ambiental de una línea de alta tensión de aproximadamente 140 kilómetros con origen en la Estación Transformadora (ET) Puna.

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

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

Además, Argentina ya cuenta con una hoja de ruta preliminar para ampliar su red de transporte eléctrico. El sistema identifica 16 proyectos estratégicos de transmisión que permitirían aumentar la capacidad de evacuación de energía y habilitar nuevas conexiones al sistema.

Estas iniciativas forman parte de un plan nacional de ampliación del transporte eléctrico lanzado en 2025, que contempla la construcción de más de 5610 kilómetros de nuevas líneas de alta tensión en 132 kV y 500 kV, con inversiones estimadas por encima de USD 6000 millones para reforzar el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y aliviar los cuellos de botella que hoy limitan la expansión del sistema.

Las obras aparecen como una condición clave para habilitar inversiones en generación eléctrica, especialmente en un país que logró expandir con rapidez su parque renovable durante la última década.

En paralelo, el Gobierno ya definió las primeras tres que avanzarían bajo el esquema de licitación para el sector privado, dentro de ese paquete de proyectos prioritarios.

Entre ellas se encuentra AMBA I, una iniciativa destinada a reforzar el abastecimiento eléctrico del Área Metropolitana de Buenos Aires —región que concentra cerca del 40% del consumo eléctrico del país— mediante nuevas estaciones transformadoras y líneas de alta tensión. También se incluyen el corredor Río Diamante – Charlone – O’Higgins, orientado a facilitar la evacuación de generación en Cuyo y Comahue, y la línea Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, que fortalecería la conexión entre la Patagonia y el sistema troncal.

Nuevas estructuras de financiamiento en el mercado eléctrico

El mercado eléctrico argentino también atraviesa una transición en su modelo de financiamiento.

La primera ola de proyectos renovables se desarrolló a partir del Programa RenovAr, que ofrecía contratos de largo plazo respaldados por el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER), de modo que permitieron adjudicar 5929 MW de potencia renovable en 283 contratos PPA.

Pero con el tiempo, el mercado evolucionó hacia más cantidad de contratos bilaterales entre generadores y grandes consumidores industriales, principalmente a través del Mercado a Término, con precios recientes ubicados en torno a USD 60–70/MWh.

De acuerdo con datos de CAMMESA, el mecanismo MATER ya otorgó prioridad de despacho a 136 proyectos que totalizan 6019,7 MW, aunque solo 3646,5 MW se encuentran actualmente en operación.

“El sector privado ha demostrado que puede gestionar bien el riesgo”, sostuvo el ejecutivo.

Asimismo, el almacenamiento con baterías comienza a ganar protagonismo dentro del ecosistema energético e IFC ya participa en operaciones vinculadas, entre ellas un financiamiento corporativo otorgado a Central Puerto para respaldar operaciones estratégicas que incluyen proyectos de baterías vinculados al programa ALMA.

Al evaluar iniciativas de inversión, la institución aplica un análisis integral que contempla variables financieras, técnicas, ambientales y sociales con el objetivo de garantizar la viabilidad económica y el impacto en el desarrollo productivo.

De cara a los próximos años, desde IFC consideran que Argentina enfrenta una oportunidad significativa si logra consolidar el desarrollo de sus recursos energéticos y naturales. Pero para que ese escenario se concrete, el país deberá avanzar en infraestructura energética, ampliar el acceso al financiamiento y reducir el riesgo percibido por los inversores internacionales.

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ACERA entrega 14 propuestas técnicas a la ministra de Energía de Chile para el desarrollo de la electrificación, renovables y almacenamiento

La ministra de Energía, Ximena Rincón, encabezó un  desayuno de trabajo organizado por la a Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), en donde un grupo de mujeres profesionales de empresas socias, presentaron el dossier “14 visiones técnicas de Mujeres ACERA 2026”, una publicación que reúne columnas elaboradas como aportes a la discusión de transición energética, electrificación y operación segura de un sistema con alta penetración de renovables y baterías.

Esto cobra especial valor en coyuntura geopolítica que atraviesa el país, habida cuenta de la alta exposición a las alzas de precios internacionales de combustibles fósiles que Chile tiene, en el contexto del conflicto bélico en Irán. Este escenario pone nuevamente de manifiesto la volatilidad y dependencia de nuestro país cuando la energía que consumimos depende en un 63% de combustibles fósiles. El documento fue presentado como un insumo de trabajo para contribuir al diálogo técnico-regulatorio y enriquecer la conversación sobre la agenda energética del país, con visiones desde todos los ámbitos y disciplinas.

La actividad fue concebida como un espacio de conversación estratégica entre la autoridad y 14 representantes de empresas socias de ACERA, con foco en los desafíos que marcarán el desarrollo del sector durante 2026 y de cómo enfrentar los impactos de los shocks de precios internacionales de combustibles fósiles.

Entre los temas abordados estuvieron la integración segura de energías renovables en el sistema eléctrico, el despliegue del almacenamiento, el desarrollo de la transmisión, la electrificación como estrategia de independencia energética, la electromovilidad, la inteligencia artificial para la optimización de la operación de un sistema eléctrico renovable, la importancia de fortalecer las respuestas de las instituciones del sector, así como la importancia de las comunicaciones para una mejor comprensión para los consumidores de una industria altamente tecnificada.

El valor del dossier radica en que no se limita a reunir opiniones generales, sino que presenta 14 miradas especializadas construidas desde la experiencia profesional de sus autoras en ámbitos críticos para el desempeño del sistema. En esa línea, el documento expresa una idea central para ACERA: la siguiente etapa de la transición energética no depende solo de seguir incorporando capacidad renovable, sino de electrificar los consumos energéticos de Chile, y que el sistema eléctrico es capaz de integrar la energía renovable y almacenamiento de manera eficiente, segura y económicamente sostenible.

Para ello, el almacenamiento, la flexibilidad operativa, una infraestructura de transmisión adecuada, una evolución regulatoria oportuna y señales claras para la inversión aparecen como dimensiones decisivas para el futuro del sector.

El dossier también releva la diversidad de trayectorias profesionales que hoy participan del debate energético. Ingenieras, abogadas, economistas, especialistas en mercados eléctricos, almacenamiento, operación de redes, sostenibilidad, desarrollo de proyectos y comunicaciones estratégicas aportan en estas páginas una visión complementaria sobre el proceso de transformación que vive la industria.

Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA y anfitriona del encuentro, señaló: “Este encuentro refleja una convicción que como gremio hemos impulsado con fuerza: la transición energética requiere más diálogo técnico, mayor visión de sistema y mejores condiciones habilitantes para que las energías renovables y el almacenamiento desplieguen todo su potencial. Este dossier con las propuestas, tiene un valor especial porque recoge la experiencia y la mirada de mujeres de empresas socias de ACERA que hoy contribuyen, desde distintos ámbitos, al desarrollo del sector energético”.

En tanto, la ministra Rincón señaló, “Estamos perdiendo energía renovable y por ende, tenemos que generar más demanda de electricidad. Tenemos que aprovecharla para ser un hub energético en América Latina, hacer todas las interconexiones que sean posibles con nuestros vecinos y con nuestros socios de América Latina, aprovechar sus recursos, por cierto, en otros ámbitos, pero pasar a ser líderes. Y Chile puede hacerlo».

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S-5! presentará nuevas soluciones solares y alianzas en RE+ México, con sesiones de capacitación técnica

S-5!, líder global en soluciones de fijación solar para techos metálicos y techos de membrana de una sola capa, presentará sus más recientes soluciones y anunciará nuevas alianzas durante RE+ México, del 14 al 16 de abril en Guadalajara, Jalisco. Los asistentes están invitados a visitar el stand #N20 en el piso de exhibición, donde expertos de S-5! impartirán capacitaciones como parte del programa de conferencias del evento.

Presentaciones técnicas en RE+ México:

Miércoles 15 de abril a las 13:30 horas

Más allá de los techos metálicos: Nuevas soluciones de anclaje S-5! para techos TPO y Carports

Erick de la Rosa y Cristhian Arredondo

Jueves 16 de abril a las 12:45 horas

El impacto de los costos indirectos en instalaciones FV sin rieles vs. rieles

Salvador Barba y Juan Camilo Castro

Nuevas soluciones para carports y techos de una membrana

En el stand #N20, S-5! presentará la nueva abrazadera S-5-CP™ para carports solares y marquesinas. Diseñada para estructuras con polinería tipo C y Z, esta abrazadera sin perforación elimina la necesidad de realizar taladros, reduciendo el riesgo de corrosión, acelerando la instalación y ofreciendo un desempeño estructural a largo plazo.

“El segmento de carports solares es uno de los de mayor crecimiento en tecnología de fijación”, comentó Juan Carlos Fuentes, Director de Negocios Internacionales de S-5!. “La abrazadera S-5-CP permite a ingenieros e instaladores diseñar sistemas de carports solares más robustos, simples y rentables utilizando la tecnología certificada de S-5!”.

S-5! también presentará su solución Facet™Mount para techos de membrana de una sola capa. Fabricado en aluminio fundido a alta presión, el Facet Mount cuenta con 16 puntos de fijación que ofrecen flexibilidad de diseño y una mejor distribución de cargas, manteniendo la integridad del techo.

Además, esta solución elimina la necesidad de sistemas lastrados, reduciendo la carga sobre el techo y minimizando el impacto potencial en la estructura.

Nuevas alianzas de soluciones

S-5! también anunciará nuevas alianzas en México con Strip Solar, GM Iberia y CAREX. Los tres socios estarán presentes en el stand de S-5!, donde se realizarán demostraciones integradas que mostrarán cómo estas soluciones funcionan en conjunto en aplicaciones reales.

La exhibición incluirá una estructura de carport solar con componentes de Strip Solar, así como sistemas de seguridad y acceso en techo con pasarelas de CAREX y soluciones de protección contra caídas de GM Iberia.

“En conjunto, estas capacidades complementarias respaldan soluciones más integradas para techos y estructuras”, continuó Fuentes.

“Estas alianzas reflejan cómo los proyectos requieren coordinación entre sistemas solares, estructurales, de seguridad y acceso. Trabajar con tecnologías complementarias nos permite respaldar mejor soluciones totalmente integradas que se alinean con todas las necesidades de nuestros clientes y con la forma en que los techos y las estructuras son diseñadas y construidas», agregó.

El equipo de ingenieros y especialistas técnicos de S-5! estará disponible para discutir aplicaciones específicas y consideraciones de diseño de sistemas. Además, se llevará a cabo un happy hour con demostraciones en vivo y capacitación práctica diariamente a partir de las 16:00 horas en el stand de S-5!.

Los asistentes pueden agendar una reunión con anticipación enviando un correo a latam@S-5.com.

Acerca de S-5!

Fundada por un experto en techos metálicos, S-5! ha sido la autoridad líder en soluciones de fijación para techos metálicos desde 1992. Las abrazaderas sin perforación y los brackets de por vida de S-5! permiten fijar prácticamente cualquier elemento en la mayoría de los tipos de techos metálicos, manteniendo la integridad del sistema y las garantías del techo.

Las soluciones de S-5! están diseñadas para una amplia variedad de aplicaciones en techo y actualmente están instaladas en más de 3 millones de techos metálicos, incluyendo más de 10 GW de sistemas solares en todo el mundo, ofreciendo resistencia y durabilidad sin precedentes. Para más información, visite:  https://es.s-5.com.

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La licitación PEG-5 en Guatemala perfila casi 50 proyectos adjudicables tras un precio promedio de 101 USD/MWh

La licitación PEG-5 de Guatemala finalizó su etapa de subasta inversa por rondas sucesivas descendentes tras 14 horas ininterrumpidas de competencia, con 57 ofertas económicas a un precio monómico promedio de de 101.09 USD/MWh (el valor valor que surge del equilibrio entre los precios ofertados de potencia y energía durante la subasta).

La particularidad es que según la evaluación preliminar de EEGSA y ENERGUATE y según fuentes del sector consultadas por Energía Estratégica, habría 48 proyectos ganadores, de los cuales 45 incluyen renovables (37 meramente ERNC y 8 propuestas mixtas)

En el caso de las 37 ofertas puramente renovables que serían asignadas, el precio promedio de potencia se ubica en 16.15 USD/kW, mientras que el promedio de energía alcanza los 60.80 USD/MWh.

En ese escenario ampliado, el precio promedio de potencia asciende a 19.92 USD/kW, mientras que el precio promedio de energía se ubica en 57.05 USD/MWh, considerando el conjunto de 45 proyectos que incorporan generación renovable dentro de la adjudicación.

El análisis de los resultados por parte de Energía Estratégica muestra que la capacidad vinculada a la generación renovable supera los 1.35 GW dentro del proceso licitatorio. Sumando la potencia adjudicada de las plantas que incluyen generación renovable —ya sea como combustible principal o secundario—, el total alcanzaría 1353.96 MW.

Dentro de ese volumen, 1016.85 MW corresponderían a proyectos estrictamente verdes; en tanto que, 337.11 MW corresponden a proyectos mixtos, donde la generación renovable aparece como combustible secundario o de respaldo, acompañando tecnologías térmicas como gas propano, bunker, coque de petróleo o carbón.

No obstante, estos resultados corresponden a la evaluación de las ofertas presentadas durante la subasta, por lo que los proyectos identificados podrían convertirse en los ganadores del proceso, mientras que la confirmación oficial de adjudicaciones se realizará el 16 de abril, de acuerdo con el cronograma establecido para la licitación.

¿Cómo fue el proceso?

El proceso licitatorio también evidenció un alto nivel de competencia dentro del mercado eléctrico guatemalteco, dado que la convocatoria reunió a 51 empresas generadoras con propuestas por más de 4700 MW de capacidad, volumen que triplicó la demanda requerida en la licitación.

En total se registraron 57 ofertas en el listado de proyectos, de las cuales 54 incluyen fuentes renovables dentro de su configuración tecnológica.

De ese universo, 46 iniciativas corresponden a proyectos estrictamente renovables, donde la fuente limpia figura como combustible principal (Comb1) y no se reporta un combustible secundario. A su vez, 8 proyectos utilizan combustibles fósiles como fuente principal —como gas propano, bunker, coque de petróleo o carbón— pero incorporan generación renovable como combustible secundario (Comb2).

En términos de adjudicación, 48 ofertas recibieron potencia asignada dentro de la evaluación de resultados, al registrar valores positivos en la columna de potencia adjudicada (P.Adj). En cambio, 9 propuestas no obtuvieron adjudicación, las cuales corresponden a los proyectos 02-AGEN2, 08-ANA1, 10-ANA3, 11-ANA4, 23-COMAPSA2, 32-ECOSUR2, 88-TUNCAJ6, 89-TUNCAJ7 y 92-XOLHUIT1.

Otro aspecto novedoso de la licitación fue la incorporación por primera vez de una oferta virtual presentada por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE). Este mecanismo se incluyó como competidor adicional dentro de la subasta inversa, con el objetivo de optimizar los precios finales y mejorar la eficiencia del proceso licitatorio.

A la espera de la confirmación oficial prevista para el 16 de abril, los resultados preliminares de la PEG-5 ya reflejan un fuerte protagonismo de las energías renovables en la expansión del sistema eléctrico guatemalteco, con más de 1.3 GW asociados a estas tecnologías dentro de las ofertas evaluadas como adjudicadas.

El detalle de las ofertas económicas presentadas: 

PEG-5_ Adjudicación de Potencia y Energía por Proyecto – Table 1

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Avalancha renovable en México: Más de 200 proyectos y casi 38 GW buscan entrar al nuevo modelo mixto de CFE

La convocatoria de generación con inversión mixta impulsada por la Comisión Federal de Electricidad (CFE) despertó una respuesta masiva del sector privado: el proceso reunió 222 proyectos finalizados que suman 37749 MW.

Esto representa 581% más capacidad de la que inicialmente buscaba instalar el nuevo esquema, que contempla 7500 MW de nueva generación renovable.

El pipeline está dominado por la energía solar con 178 parques fotovoltaicos que suman 26494 MW, seguida por la eólica con 34 iniciativas por 9324 MW; mientras que los 9 proyectos híbridos (1032 MW) y una central de rebombeo hidroeléctrico de 900 MW completan la nómina.

Detrás de esta cartera se identifican alrededor de 80 empresas desarrolladoras, lo que convierte a la convocatoria en una de las mayores concentraciones renovables en cartera de México.

Entre los grupos con mayor volumen de capacidad ofertada destaca GTE Energy, que lidera la convocatoria con cerca de 3005 MW registrados, seguido por Thermion, con aproximadamente 1897 MW principalmente eólicos, y Cubico Sustainable Investments, con alrededor de 1761 MW en parques solares y eólicos.

También aparecen entre los desarrolladores con mayor potencia registrada Fisterra Energy (ex Blackstone) con cerca de 1749 MW, Proyener con aproximadamente 1599 MW, AES México con 1558 MW, Terralia con cerca de 1527 MW, Grupo Cobra con 1415 MW, y Cox Energy, que supera los 1200 MW ofertados dentro del proceso.

En el grupo de desarrolladores internacionales con presencia relevante también aparecen EDF, Invenergy, BayWa r.e., Canadian Solar, Atlantica, Elawan Energy, EDP, Actis, Opdenergy, Trina Solar y Cox, compañías con amplia experiencia en utility scale y que mantienen pipelines activos en México.

Junto a estos actores globales también aparece un amplio ecosistema de desarrolladores con presencia regional o nacional. Entre ellos figuran VIVE ENERGÍA, ZUMA ENERGÍA, Oak Creek Energy Solutions (OCES), revolve renewable power, saturnia energías renovables, Ennova América, HEG Energy, Tonachihua Energía, Kiin Energy, Cuasar Capital, Selka Capital, Genux, Gemex, Coruener, Cratus Energy, Internovum Solar, Quantum, Consorcio Polaris, Consorcio Pantera, Zora Power, Set Renovables y Generadora Fenix, entre otros actores.

De hecho, más de 20 empresas participantes operan bajo nombres comerciales o vehículos de proyecto, una práctica habitual en el desarrollo de infraestructura energética.

En este grupo aparecen firmas como Actis Valia Energía, Asergen, Catalysta Colectiva, Catayst Energy, Cimarrón Solar, CKD Infraestructura, Generación de Energía Eléctrica, Generadores de Energía, Gestión Integral de Proyectos de Energía, Grupo SIMSA, Mota-Engil, MTS de BC, N3Henergy, Promoción Renovable del Bajío, Vindmol Solar, Winpot o SuKarne.

También resulta relevante que varios de los desarrolladores que participan en esta convocatoria ya fueron adjudicados en el proceso para privados lanzado en diciembre pasado, como por ejemplo Gemex, Dhamma Energy, revolve renewable power, Solarig y Alten.

Mientras que del lado público, la convocatoria incluye 22 proyectos específicos desarrollados directamente con CFE, de los cuales 11 iniciativas están asociadas Concepción Mendizábal con 858 MW, y las restantes están vinculados al complejo fotovoltaico Cerro Prieto, donde se registran 215 MW.

Concentración regional del pipeline renovable

El análisis territorial muestra una fuerte concentración en el norte y noreste del país, regiones con mayor disponibilidad de recurso renovable y cercanía a centros industriales.

La Gerencia de Control Regional Noreste encabeza la lista con 48 proyectos que suman aproximadamente 12860 MW, seguida por la región Occidental, que registra 53 centrales con 7321 MW, y la región Peninsular, con 42 plantas que totalizan 6235 MW.

Más atrás aparece la región Oriental, con 30 iniciativas que suman 4835 MW, mientras que la región Norte registra 12 propuestas con 2081 MW.

En las zonas con menor volumen de capacidad se ubican Baja California, con 22 proyectos (1668 MW), la región Noroeste con 9 emprendimientos (1614 MW), y finalmente la región Central con 6 parques (1137 MW)

Otro aspecto relevante es el grado de madurez regulatoria de los proyectos presentados, debido a que, del total de registros finalizados, 105 (43%) ya cuentan con Manifestación de Impacto Ambiental o se encuentran en trámite, 116 (48%) tienen iniciado el trámite MISSE, y 125 (51%) disponen de estudios de interconexión.

Sin embargo, 91 propuestas (37%) todavía no cuentan con ninguno de estos tres procedimientos regulatorios, lo que indica que una parte relevante de la cartera se encuentra aún en etapas tempranas de desarrollo.

¿Cómo sigue el cronograma? Hasta el 6 de abril se llevará a cabo la revisión técnica y la selección preliminar, mientras que el 7 de abril se emitirá la solicitud formal de propuestas.

Posteriormente, del 8 al 30 de abril se desarrollará la fase de presentación y evaluación de ofertas, y finalmente entre el 1 y el 29 de mayo se realizará la asignación, aprobación final y firma de contratos.

Y cabe recordar que el proceso se enmarca en el nuevo esquema de generación con inversión mixta impulsado por el Gobierno mexicano, que contempla contratos de compraventa de energía (PPA) en los que CFE mantiene la participación mayoritaria en los proyectos, mientras que el capital privado participa en el desarrollo, financiamiento y construcción de las centrales.

Por lo que, con más de 37 GW ofertados frente a una necesidad inicial de 7.5 GW, la convocatoria deja en evidencia que existe un pipeline renovable significativamente mayor al objetivo del programa, lo que anticipa una competencia intensa entre desarrolladores para asegurar espacio dentro del nuevo modelo energético impulsado por México.

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PCR expande su portafolio con +500 MW y pone la mira la licitación de baterías AlmaSADI: “La estamos analizando”

PCR profundiza su estrategia de expansión en energías renovables en Argentina con un pipeline que supera los 500 MW entre proyectos eólicos y solares, al tiempo que evalúa participar en el naciente mercado de almacenamiento energético. 

Estamos analizando los distintos nodos de la licitación de baterías AlmaSADI”, señaló Lucas Méndez Trongé, director de Asuntos Institucionales y Comunicación de PCR, al referirse a la convocatoria para incorporar 700 MW BESS stand-alone en distintos puntos del país. 

“Habrá que ver cómo competimos parece que va a haber mucha competencia, muchos jugadores, así que veremos cómo nos va en esa primera experiencia en sistemas BESS”, añadió durante una entrevista destacada de Future Energy Summit (FES) Argentina.

En materia meramente renovable, la compañía ya cuenta con 545 MW en operación y 220 MW en construcción, pero también proyecta nuevos desarrollos habilitados por ampliaciones en la infraestructura de transmisión y adjudicaciones con prioridad de despacho en el Mercado a Término (MATER).

Mire la entrevista completa de FES Argentina: https://youtu.be/Z4kqftmZiLM

“Tenemos cerca de 180 MW con prioridad de despacho en Buenos Aires que nos habilitó la ampliación de transmisión, Como también un proyecto solar adjudicado en el norte del país en el orden de 350 MW que se podría construir”, reveló el especialista.

El proyecto en cuestión es el PS La Aconquija que obtuvo 210 MW en el llamado llamado unificado del 1° y 2° trimestre 2025 del MATER y que también abarca la inserción de capacitores serie ET Monte Quemado en ambos lados / Corredor Cobos – Monte Quemado / Monte Quemado – Chaco 500 kV + 350 MW. 1

“Con ello impulsaremos un poco la pata solar de PCR ya que en fotovoltaica solamente tenemos el parque híbrido en San Luis (solar + eólica), por lo que sería nuestro próximo paso”, subrayó Méndez Trongé.

Mientras que entre los proyectos en ejecución se encuentran la ampliación por 37 MW de la central eólica Mataco – San Jorge (pasará de 203,4 MW a 240 MW en la provincia de Buenos Aires) y el parque eólico Olavarría, que aportará alrededor de 185 MW.

Este último se desarrolla en el marco del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), e incluye además obras de infraestructura eléctrica soblas estaciones transformadoras de Olavarría y Ezeiza, que permitirán incrementar la capacidad de evacuación en la línea de 500 kV que conecta Bahía Blanca con Abasto

El parque eólico Olavarría avanza en tiempo y forma. Ya hicimos cerca de 20 fundaciones para instalar los aerogeneradores en, pero en simultáneo estamos trabajando en la construcción de las dos obras de ampliación de transporte”, explicó Méndez Trongé.

Estamos en buen ritmo, de modo que la ampliación del sistema de transporte a fin de marzo o principio de abril probablemente la estemos inaugurando con autoridades nacionales”, complementó.

Certidumbre regulatoria para nuevos proyectos

Más allá de las oportunidades tecnológicas, PCR subraya la importancia de contar con marcos regulatorios estables que acompañen el crecimiento del sector renovable en Argentina.

En ese sentido, el directivo destaca el rol del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) como herramienta para proyectos de gran escala, aunque al tener un requisito de USD 200 millones, “en renovables no resulta tan común”.

En el caso del parque eólico Olavarría, el proyecto logró cumplir con ese umbral gracias a su integración con obras de infraestructura eléctrica. Sin embargo, el ejecutivo considera que el desarrollo sostenido del sector requiere la continuidad de los incentivos establecidos en el régimen de fomento a las renovables.

Para que toda la actividad renovable tenga ese estímulo, lo que necesitamos es la renovación, la prórroga de la Ley N° 27121”, afirma Méndez Trongé.

Tras el vencimiento del esquema vigente a fines de 2025 —que movilizó más de USD 8.000 millones en inversiones en la última década—, el sector impulsa una nueva etapa de definiciones legislativas para extender el marco de estabilidad fiscal.

“Hay un proyecto de ley que está en el Congreso que vamos a tratar de ahora en marzo volver a impulsarlo desde la Cámara de Generadores y la Cadena de Valor de Energías Renovables (CEA – donde PCR tiene la presidencia). Estamos interesados en tener ese esquema de estabilidad y certidumbre para poder seguir inyectando proyectos”, apuntó.

“En resumen, el RIGI es una herramienta, pero para los proyectos chicos necesitamos la ley N° 27121 porque da el mismo paraguas que tiene el RIGI. Se busca es tener certeza para invertir y poder tener reglas claras de juego”, reforzó.

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ENESTAR impulsa soluciones de almacenamiento energético para el sector comercial dominicano con tecnología Huawei

La optimización de la gestión energética en el sector comercial da un paso relevante en República Dominicana con la implementación de un sistema avanzado de almacenamiento de energía (BESS) en la sucursal Las Carmelitas de Ferretería Ochoa. El proyecto fue desarrollado por ENESTAR, con el soporte de UNITRADE como distribuidor autorizado de tecnología Huawei FusionSolar.

La solución se integra a un sistema fotovoltaico existente de aproximadamente 450 kWp conectado a la red, que ya permitía una reducción significativa del consumo eléctrico. La incorporación del almacenamiento representa una evolución hacia una gestión energética más eficiente, enfocada en el control del perfil de carga y en la optimización del esquema tarifario, complementando la generación solar existente.

El proyecto incorpora el sistema LUNA2000-215-2S10, una solución de almacenamiento C&I de 215 kWh de Huawei, diseñada para aplicaciones comerciales con consumos variables. El sistema permite almacenar energía y liberarla de forma controlada durante periodos de mayor exigencia eléctrica, contribuyendo a la estabilización del consumo del establecimiento y a la reducción de impactos asociados a picos de potencia, uno de los principales factores de costo en el sector comercial.

El sistema de almacenamiento incorpora una configuración avanzada denominada Tiempo de Uso (Time of Use – TOU), que permite optimizar la operación energética en función de las bandas horarias establecidas por la distribuidora. Mediante esta funcionalidad, el sistema programa automáticamente la carga de las baterías durante los períodos de baja demanda u horarios valle, cuando el costo de la energía es menor, y se descarga durante los horarios de demanda punta (de 7:00pm a 12:00am), reduciendo así el consumo facturado cuando la energía es más cara y reduciendo el cobro de demanda en horario punta significativamente. Esta estrategia contribuye a mejorar la gestión de la demanda, disminuir cargos por potencia y maximizar el retorno de la inversión del sistema de almacenamiento. 

Desde una perspectiva operativa y económica, el almacenamiento se consolida como una herramienta activa de optimización energética y financiera, permitiendo una gestión más predecible del consumo sin afectar la continuidad de las operaciones, y ampliando su valor más allá del uso tradicional como sistema de respaldo.

La seguridad es un componente central del diseño de la solución. El sistema integra múltiples capas de protección a nivel de celda, módulo y sistema, junto con monitoreo continuo de variables eléctricas y térmicas. Adicionalmente, incorpora tecnología de enfriamiento líquido activo, que permite mantener una temperatura uniforme, reducir el estrés térmico y mejorar la estabilidad y vida útil del sistema.

De acuerdo con el modelado energético y financiero desarrollado por ENESTAR, la solución permitirá a Ferretería Ochoa alcanzar ahorros estimados cercanos a los RD$180,000 (aproximadamente USD 2,500) mensuales, con un retorno de inversión inferior a los 30 meses, alineado con las mejores prácticas internacionales en gestión energética para el sector comercial.

Con esta implementación, UNITRADE refuerza su rol como facilitador del portafolio de almacenamiento energético de Huawei en el mercado dominicano, mientras que ENESTAR consolida su experiencia como integrador de soluciones híbridas de energía solar y almacenamiento, impulsando proyectos enfocados en desempeño técnico, seguridad operativa y resultados económicos medibles para el sector empresarial.

Este proyecto se suma a una creciente adopción de soluciones de almacenamiento energético en el segmento comercial e industrial en América Latina, donde empresas buscan optimizar su gestión energética, reducir costos operativos y aumentar la resiliencia de sus operaciones mediante tecnologías digitales y sistemas híbridos de generación y almacenamiento.

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Foz de Iguazú será sede del 23º Seminario Internacional de Regulación y Cálculo de Tarifas.

Quantum America llevará adelante el 23º Seminario Internacional de Regulación de Servicios Públicos y Cálculo de Tarifas del 13 al 17 de abril de 2026 en Foz de Iguazú, Brasil, un encuentro que reunirá a profesionales, ejecutivos y funcionarios del ámbito energético y de los servicios públicos de toda Latinoamérica para analizar los desafíos regulatorios que enfrenta la región en medio de una profunda transformación del sistema.

“El foco del seminario serán los principales desafíos actuales de la regulación, el diseño tarifario y la transición energética en la región. Para ello se abordarán nuevas tendencias, la irrupción de la inteligencia artificial y el nuevo modelo de empresa regulada con tecnologías disruptivas”, explica el gerente general de Quantum America, Fernando Damonte, en diálogo con Energía Estratégica.

A ello se agrega la electrificación del transporte, el desarrollo de sistemas energéticos más flexibles y la complementariedad entre distintas tecnologías de generación serán parte de las cinco jornadas del encuentro.

Y una de los diferenciales de la capacitación es la flexibilidad y modularidad de la agenda, adaptada a cada perfil profesional, ya que tras más de dos décadas de trayectoria, Quantum America ha desarrollado una sólida experiencia en formación ejecutiva, respaldada por la realización de 22 seminarios internacionales y la participación de más de 1500 asistentes de Latinoamérica, a lo que se suman numerosas capacitaciones in company realizadas en la región. 

Esto significa que cada participante puede diseñar su propia agenda según el área de interés -Electricidad, Gas Natural o Agua y Saneamiento- y el nivel de profundización requerido.

Asimismo, habrá nutritivas sesiones de regulación comparada, como por ejemplo aquellas denominadas en Regulación Comparada de Electricidad, Regulación de transporte de Gas Natural en América Latina y  Regulación Comparada de Agua y Saneamiento, entre otras. 

La agenda completa, el programa detallado y los costos de inscripción se encuentran disponibles en la página web oficial de Quantum America. Las inscripciones aún se encuentran abiertas y quienes deseen más información, podrán comunicarse vía WhatsApp al +54 9 351 205 2299 o escribir a mcgaleotti@quantumamerica.com o lferreyra@quantumamerica.com

Además, los suscriptores de Energía Estratégica podrán acceder a un beneficio especial en la inscripción utilizando el código promocional ENERGIAE.

¿A qué se debe el enfoque del 23º Seminario Internacional? “El sector energético ha cambiado mucho en los últimos dos o tres años. Todos los conflictos que hay en el mundo hacen que la energía esté sufriendo grandes cambios”, afirmó Damonte.

Por ello es que uno de los temas centrales será el rol de la infraestructura de redes en el nuevo sistema energético, particularmente en un escenario donde la generación distribuida, la digitalización y la electrificación aumentan la complejidad operativa de los sistemas.

Para el ejecutivo, el desarrollo de redes modernas es un elemento clave que aún no recibe la atención suficiente, por lo que considera que la infraestructura eléctrica debe convertirse en la columna vertebral del sistema energético del futuro, permitiendo integrar múltiples fuentes de generación, tecnologías emergentes y nuevos actores del mercado.

En ese sentido, el ejecutivo planteó la necesidad de repensar el modelo tarifario vigente en muchos países de la región, que continúa basado en esquemas diseñados para sistemas eléctricos centralizados, en lugar de evolucionar hacia modelos tarifarios que reconozcan el valor de la infraestructura de red, de manera similar a otros servicios de infraestructura digital

“Se necesita avanzar hacia un esquema más parecido al del servicio de internet, por ejemplo, con un monto fijo mensual por ancho de banda. Hace ya 10 años deberían haber reformado la tarifa eléctrica, y seguimos con una tarifa basada en kWh”, manifestó Damonte.

Almacenamiento, renovables y nuevas reglas del sistema

Dentro de la agenda del seminario también ocupará un lugar relevante el papel del almacenamiento energético, una tecnología que comienza a adquirir mayor protagonismo en mercados con creciente participación de generación renovable, pero que a su vez plantea desafíos regulatorios específicos porque no encaja de manera directa dentro de las categorías tradicionales del sector eléctrico.

“El almacenamiento no es ni un activo de generación ni de transmisión, es todo a la vez. Y la batería vino para quedarse, y se necesita una regulación específica, sometida a reglas de libre competencia en donde cualquiera pueda instalar una batería en algún punto de la red y ofrecer los servicios correspondientes”, apuntó el gerente general de Quantum America.

Asimismo, la integración entre las energías renovables y las empresas distribuidoras será otro de los temas que se discutirán durante el seminario, el cual requiere un enfoque de cooperación entre generadores y empresas de distribución, evitando conflictos regulatorios que puedan frenar la expansión de estas tecnologías.

Debe haber una alianza y sinergia entre las renovables y la distribuidora. Hay muchas regulaciones que ajustar para que la distribuidora no pierda ingresos con el crecimiento de las renovables, y que la distribuidora abrace su papel de garante de una red robusta, resiliente, digital. Ese es su rol en este juego”, afirmó el especialista.

De todos modos, el desarrollo de renovables también depende de la existencia de señales regulatorias adecuadas y de condiciones de mercado transparentes, como por ejemplo facilidades para el acceso a la información técnica y simplificación de procesos de conexión a la red para los nuevos proyectos. 

En este contexto, el seminario organizado por Quantum America busca convertirse en un espacio de intercambio entre reguladores, empresas y especialistas, orientado a discutir de manera conjunta los desafíos que enfrenta el sistema energético de América Latina.

“El seminario reúne a profesionales del ámbito  de la regulación de servicios públicos que trabajen tanto del lado del regulador como de la empresa. El objetivo es generar un espacio para compartir experiencias, analizar modelos regulatorios y debatir soluciones para los desafíos actuales de los servicios públicos. La idea es que reguladores y empresas se puedan sentar codo a codo y pensar juntos en un espacio más distendido”, reforzó Fernando Damonte. 

Y se recuerda que la agenda completa, el programa detallado y los costos de inscripción se encuentran disponibles en la página web oficial de Quantum America. Las inscripciones aún se encuentran abiertas y quienes deseen más información, podrán comunicarse vía WhatsApp al +54 9 351 205 2299 o escribir a mcgaleotti@quantumamerica.com o lferreyra@quantumamerica.com

Además, los suscriptores de Energía Estratégica podrán acceder a un beneficio especial en la inscripción utilizando el código promocional ENERGIAE.

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Gerente de la ENEE de Honduras propone una restructuración total de la y del sector energético

El gerente de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) de Honduras, Eduardo Oviedo, planteó la necesidad de una reestructuración total del sector energía en el país, durante una reunión clave impulsada por la Comisión de Energía del Congreso Nacional destinada a analizar la situación del sector.

«Necesitamos una reestructuración total del sector energía y de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica, cambiar la filosofía de como ver el negocio; de modo que vuelva a ser una empresa próspera que genere beneficios para el pueblo de Honduras», fundamentó el funcionario.

Por su parte el presidente de la Comisión de Energía, Milton Puerto, cuestionó el déficit que tiene la ENEE y el personal supernumerario, sumado a las pérdidas que enfrenta la empresa, afectan las finanzas del Estado.

«Tenemos un déficit fiscal de casi 1300 millones al mes y debemos de hacer algo grande, para dar una gran solución a este problema que tiene el Estado de Honduras», puntualizó el parlamentario.

El gerente de la empresa pública aseveró, que ante un problema enorme, necesitamos cambiar el esquema de pensamiento y retomar como era antaño que la ENEE le transfería fondos al Estado, para financiar la salud y la educación.

Oviedo enfatizó, que la situación actual de la empresa no responde a circunstancias recientes, sino que es el resultado de un deterioro acumulado durante administraciones pasadas, lo que ha afectado tanto la operatividad de la empresa como las finanzas públicas.

Según el funcionario, el problema de la ENEE es de tal magnitud, que esta no podría subsistir sin las transferencias que le efectúa la Secretaría de Finanzas.

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España vota el plan energético por la guerra en Medio Oriente: una por una las medidas sobre renovables, redes y storage

El Congreso de los Diputados votará la convalidación del Real Decreto-ley 7/2026, la norma con la que el Gobierno busca responder al impacto energético provocado por la guerra en Oriente Medio y acelerar la transición energética del país. El paquete forma parte del Plan Integral de Respuesta a la Crisis en Oriente Medio, que prevé movilizar unos 5.000 millones de euros para proteger a consumidores y empresas frente a la volatilidad energética y reducir la dependencia de combustibles fósiles.

Entre los cambios más relevantes del decreto se encuentran nuevas herramientas para acelerar el despliegue energético. La norma crea un marco estatal para las Zonas de Aceleración Renovable (ZAR), áreas que las comunidades autónomas deberán identificar como prioritarias para el desarrollo de proyectos renovables con tramitaciones más ágiles.

«Se introducen ajustes en el régimen de hitos administrativos aplicable a los proyectos renovables, con el objetivo de adaptar los plazos a la situación actual de la cadena de suministro y a la complejidad de determinados proyectos, especialmente en el caso de instalaciones de almacenamiento hidroeléctrico por bombeo», apunta el documento oficial.

La urgencia del decreto está vinculada al escenario geopolítico global. La escalada del conflicto con Irán volvió a sacudir los mercados energéticos internacionales, generando fuertes subas en los precios del gas y del petróleo y reavivando el debate sobre la seguridad energética en Europa. En los primeros días del conflicto el costo de generación eléctrica con gas en Europa llegó a aumentar más del 50%, reflejando la sensibilidad del sistema energético europeo ante tensiones geopolíticas.

En ese contexto, el Gobierno español plantea que la respuesta estructural pasa por acelerar la electrificación, expandir las energías renovables y mejorar la eficiencia del sistema eléctrico, al tiempo que se refuerzan medidas sociales para amortiguar el impacto de los precios energéticos.

En el plano industrial, el decreto también introduce medidas para preservar la competitividad de los sectores con mayor consumo energético. Entre ellas se establece una reducción del 80% en los peajes de acceso a las redes eléctricas para consumidores electrointensivos, una medida destinada a aliviar el impacto de los altos costos energéticos en industrias expuestas a la competencia internacional.

Asimismo, el plan contempla la creación de un Fondo para la Descarbonización Industrial, acompañado por instrumentos como contratos por diferencia de carbono, orientados a facilitar inversiones en procesos productivos de bajas emisiones y acelerar la transformación tecnológica del sector industrial.

Más allá de estas medidas económicas, el decreto introduce una serie de reformas regulatorias destinadas a optimizar el funcionamiento del sistema eléctrico y facilitar nuevas inversiones energéticas. Entre ellas se encuentra la eliminación de la doble consideración regulatoria de determinadas instalaciones como demanda y generación, una modificación que simplifica el esquema de garantías exigido a los proyectos energéticos y reduce la complejidad administrativa.

La norma también establece un nuevo enfoque basado en acceso flexible a las redes eléctricas, alineado con un uso más dinámico de la capacidad disponible del sistema. Este mecanismo permitirá mejorar la gestión de la red en nudos eléctricos saturados, habilitando esquemas en los que la inyección o el consumo de electricidad puedan ajustarse según la disponibilidad real de infraestructura.

En paralelo, el decreto impulsa configuraciones híbridas entre generación solar fotovoltaica y almacenamiento en baterías, una combinación que permite reducir vertidos de energía renovable y aumentar el aprovechamiento de la generación limpia.

El almacenamiento energético constituye, de hecho, otro de los ejes de la norma. El texto introduce cambios regulatorios para facilitar la integración de estas tecnologías en el sistema eléctrico, incluyendo permisos de acceso flexibles para instalaciones de almacenamiento y el impulso a proyectos de bombeo hidráulico, considerados estratégicos para la estabilidad del sistema.

El decreto también redefine algunos aspectos del acceso a la red eléctrica con el objetivo de liberar capacidad actualmente bloqueada por proyectos que no llegan a materializarse, una situación que el Gobierno identifica como un obstáculo para el desarrollo de nuevas inversiones industriales y energéticas.

En paralelo, establece una revisión periódica de la planificación de redes eléctricas cada dos años, con el objetivo de adaptar el desarrollo del sistema eléctrico al proceso de electrificación de la economía. 

El decreto también incorpora medidas destinadas a ampliar la participación de consumidores y comunidades en el sistema energético. Entre ellas se amplía hasta cinco kilómetros la distancia máxima entre generación y consumo en instalaciones de autoconsumo colectivo, lo que permitirá desarrollar nuevos modelos de suministro energético compartido en barrios, municipios o parques industriales.

Asimismo, se establecen bases regulatorias para el desarrollo de comunidades energéticas, con el objetivo de ampliar la participación de ciudadanos y entidades locales en proyectos de generación renovable.

Otra de las novedades regulatorias es la introducción de criterios de sostenibilidad para centros de datos, una infraestructura cuyo consumo eléctrico ha crecido con fuerza en los últimos años debido al desarrollo de servicios digitales y aplicaciones de inteligencia artificial.

En materia social, el paquete mantiene durante 2026 los descuentos extraordinarios del bono social eléctrico y prolonga la prohibición de cortar el suministro de energía a consumidores vulnerables. Para las empresas, además, se introduce flexibilidad en los contratos de  eletricidad, permitiendo adaptar los volúmenes contratados sin penalizaciones si se reduce la actividad productiva.

Todas estas medidas forman parte de la estrategia del Gobierno para reducir la exposición de la economía española a la volatilidad energética internacional, un riesgo que volvió a quedar en evidencia tras la escalada del conflicto con Irán. La guerra en Oriente Medio impactó en los mercados energéticos globales debido al papel estratégico de la región en el suministro mundial de petróleo y gas.

La votación de hoy en el Congreso de los Diputados determinará si el Real Decreto-ley 7/2026 queda definitivamente convalidado y continúa su tramitación parlamentaria, en un momento marcado por la incertidumbre energética global derivada del conflicto en Oriente Medio.

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Coral Energía proyecta un “año de consolidación” con más BESS, proyectos de mayor escala y nuevos mercados

Coral Energía se prepara para un período clave de crecimiento operativo y expansión estratégica en el mercado eléctrico argentino, impulsado por proyectos renovables en ejecución, nuevos sistemas de almacenamiento y el análisis de oportunidades comerciales en distintos segmentos del sector.

La compañía prevé finalizar 2026 con 260 MW construidos dentro de su cartera contractualizada, mientras avanza con varios desarrollos simultáneos que marcarán su posicionamiento dentro del mercado eléctrico. 

“Este es un año de crecimiento y consolidación para Coral. Es la  consolidación dentro de los jugadores importantes del sector en venta de energía renovable. Y una vez finalizadas y puestas de operación todos parques, ver hacia dónde va el mercado y dónde nos posicionamos”, afirmó Marcelo Álvarez, director de Planificación y Relaciones Institucionales de Coral Energía, durante una entrevista destacada en Future Energy Summit (FES) Argentina. 

Mire la entrevista completa: https://youtu.be/PJHRdiRZxmA

Actualmente, la empresa cuenta con cuatro parques ya construidos de la licitación Generfe de Santa Fe (20 MW totales) y avanza con la construcción de los proyectos adjudicados en RenMDI, a lo que se sumará el inicio de obras de dos sistemas de almacenamiento adjudicados en AlmaGBA (BESS Pilar y BESS Parque, de 50 MW cada uno en la red de Edenor a USD 11.461 por MW/mes y USD 11.979 por MW/mes, respectivamente).

En paralelo, la compañía acumula 400 MW entre capacidad renovable contractualizada y proyectos en construcción y avanza en su hoja de ruta hacia 1 GW en contratos renovables firmados hacia 2030, en un contexto donde el mercado eléctrico comienza a diversificar los modelos de negocio y las oportunidades de contratación.

La estrategia contempla ampliar la participación en Argentina, ya sea mediante la licitación pública para AlmaSADI (destinada a 700 MW BESS stand-alone en distintos puntos del país), proyectos renovables conectados a redes de distribución, contratos PPAs en el Mercado a Término (MAT) o abastecimiento de nuevas demandas como minería y data centers.

“En almacenamiento hablamos de proyectos entre 100 y 200 MW, aunque podría haber más chicos”, sostuvo el  director de Planificación y Relaciones Institucionales de la compañía.

Mientras que en términos de red de distribución, el nodo pone el límite, entonces queremos parques más grandes posibles, pero siempre atendiendo las condiciones de borde de cada nodo. Tenemos muchos proyectos de entre 10 y 20 MW, y como próximo paso queremos incrementar la cantidad de proyectos de 30 – 50 MW”, reveló.

La estrategia responde a la limitada capacidad disponible en las redes de transporte de alta tensión, que daría un “gap” en donde desarrolladores buscarían alternativas dentro de la infraestructura existente, entre ellas redes de distribución.

“También habrá algún M&A (fusiones y adquisiciones) respecto de compra de parques ya desarrollados para el Mercado a Término (MAT) con prioridad de despacho”, complementó Álvarez.

Transmisión eléctrica y participación en consorcios

En paralelo a sus desarrollos de generación y almacenamiento, Coral Energía no descarta participar en proyectos de transmisión eléctrica, considerando que este año se lanzarían los pliegos para AMBA I, mientras que a finales del 2026 o durante el 2027 se daría lo propio con otras dos obras claves para el sistema:

  • LT 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins,
  • LT 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca

“Podemos ser socios de consorcio desde Coral Energía. El grupo Corven (accionista de Coral) está trabajando activamente en participar en alguno de esos proyectos”, indicó el entrevidado.

No obstante, Álvarez aclaró que desde la perspectiva de los generadores la participación económica en este tipo de obras suele ser “muy pequeña en términos económicos” y, por ese motivo, el desarrollo de nuevas infraestructuras de transmisión requeriría la articulación de distintos actores del sistema eléctrico a fin de armar consorcios con “intereses concurrentes”.

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Amazon alcanza 100 proyectos de energía renovable en España con casi 4 GW de capacidad

Amazon alcanzó 100 proyectos de energía renovable en España tras de sumar siete nuevas centrales en 2025, ubicadas en Andalucía y Aragón con una capacidad combinada de más de 130 MW cuando estén operativas.

De los 100 proyectos, 68 son parques solares y eólicos a gran escala en todo el país, en tanto que 32 son instalaciones solares en sus edificios, que totalizan 3,8 GW (equivale al consumo anual de 2,3 millones de hogares).

Con esta expansión, España se convierte en el segundo país con mayor número de inversiones renovables por parte de la compañía, solo superado por Estados Unidos, e impulsando el objetivo corporativo de alcanzar cero emisiones netas de carbono en 2040.

«Alcanzar 100 proyectos de energía renovable en España es un hito significativo que consolida a nuestro país como hogar del segundo mayor número de inversiones de Amazon en energía renovable a nivel mundial. Continuamos invirtiendo en nueva capacidad renovable para alimentar nuestras operaciones logísticas y tecnológicas con energía limpia, contribuir al desarrollo sostenible del país y beneficiar a clientes, empleados, colaboradores y comunidades locales», ha señalado Ruth Díaz, directora general de Amazon en España.

La compañía ha invertido en más de 700 proyectos de energía libre de carbono en todo el mundo con capacidad suficiente para alimentar el equivalente a más de 36 millones de hogares europeos. Una vez operativos, estos no solo ayudan a alimentar las operaciones de Amazon, sino que también aportan nuevas fuentes de energía limpia a las redes eléctricas locales.

Por lo que los nuevos proyectos localizados en Andalucía y Aragón refuerzan el mapa de inversiones estratégicas, alineándose con el crecimiento de sus centros logísticos, actividades tecnológicas e iniciativas de eficiencia energética.

Y según publicó la propia Amazon, el ritmo de desarrollo de estos proyectos prevé incrementarse en los próximos años, en línea con sus previsiones globales de sostenibilidad, a fin de minimizar la huella ambiental, avanzar hacia el consumo de energía 100% renovable en todas sus operaciones y contribuir al liderazgo global en la transición hacia una economía descarbonizada.

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La historia de Solar DQD: en 8 años pasó de EPCista emergente a ejecutar proyectos por 600 MW x año con más de 1000 empleados

En apenas ocho años, Solar DQD pasó de ser un EPCista emergente a consolidarse como uno de los principales ejecutores de proyectos solares de gran escala en Argentina, con más de 1200 MWp construidos.

A la par de este desarrollo, la firma comenzó a diversificar su modelo de negocio con proyectos de generación propia y almacenamiento energético, mientras prepara una estrategia de expansión regional hacia nuevos mercados de América Latina.

“Tenemos una capacidad operativa de 600 MW por año de construcción y estamos preparados para el solape de grandes proyectos que se vendrá una vez ya destrabado el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI)”, reconoció Alejandro Garín Odriozola, director de Operaciones de Solar DQD, durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Argentina. 

Mire la entrevista completa: https://youtu.be/8ULEZA-1FXk

Este crecimiento también se refleja en la estructura corporativa: la empresa multiplicó su plantilla de 130 a más de 1000 personas en los últimos dos años, en línea con la expansión de su actividad en el mercado renovable.

“Uno se mueve 50 km y cambian muchísimo las condiciones de qué hay, qué no hay en términos de maquinarias, en términos de know-how específico de cada provincia y el desafío está en poder dar un servicio equiparable en todo el país”, explicó el entrevistado.

En este contexto, la compañía ha logrado consolidarse como un referente en la construcción de plantas solares a gran escala. Entre sus hitos recientes se destaca la ejecución de El Quemado, el parque solar de YPF Luz, actualmente el más grande en construcción en el país con 305 MW y el primero adherido al RIGI.

El proyecto, ubicado en la provincia de Mendoza, registra un avance del 60% y cuenta con 200 MW instalados. Y en total, la obra contempla la instalación de más de 550000 paneles fotovoltaicos y 40 centros de transformación, con un plazo de ejecución total de 16 meses

Otra central relevante dentro del portfolio de la empresa es Pampa del Infierno, con 150 MWp, considerado el tercer parque fotovoltaico más grande de Argentina, en el que Solar DQD logró conectar la planta a la red en tan solo ocho meses, tras instalar más de 220000 paneles fotovoltaicos y movilizar 350 colaboradores en campo.

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

“¿Qué nos impulsó a pasar de EPCista a generador? Se dio naturalmente al volvernos tan eficientes y efectivos en la construcción de parques solares. Si bien anteriormente el costo del componente principal era bastante mayor en el CAPEX, hoy en día hay una oportunidad muy grande en ser un EPCista eficiente de ejecución propia para entrar en el negocio de la energía y tomamos esa oportunidad”, subrayó el entrevistado.

“Además, estamos en un proceso de duplicar nuestro tamaño empresa. Ese es el objetivo que tenemos planteado a nivel local en Argentina, duplicar nuestra operación”, agregó.

La estrategia de crecimiento de Solar DQD también contempla una expansión hacia nuevos mercados latinoamericanos, con el objetivo de replicar su modelo de construcción y generación renovable fuera de Argentina. 

Es por ello que la compañía ya inició su actividad internacional con proyectos en Uruguay y vislumbra oportunidades principalmente, en Paraguay, Colombia y Perú, siendo este último un país en el que observan centrales de 250 a 400 MW de potencia. 

Queremos entrar con la EPCista y la generadora renovable en la región. Queremos caer con el modelo completo”, concluyó quien también participó en uno de los paneles de debate de FES Argentina 2026.

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Chile lanza licitación de nuevas obras de transmisión necesarias y urgentes en la región del Ñuble

El Coordinador Eléctrico Nacional realizó el llamado a licitación pública internacional para la adjudicación de los derechos de ejecución y explotación de dos nuevas subestaciones de carácter urgente, de acuerdo con el Decreto Exento N°10/2026 del Ministerio de Energía.

Las obras corresponden a las subestaciones Punilla y Quinchamalí, ubicadas en la región del Ñuble, con una inversión referencial total de 28,6 millones de dólares y un plazo constructivo estimado de 48 meses.

El proceso considera visitas a terreno entre el 13 y el 17 de abril, plazo de consultas hasta el 4 de mayo, recepción de ofertas hasta el 24 de junio (16:00 horas), apertura técnica el 25 de junio y apertura económica el 17 de julio de 2026.

Además, las bases incorporan ajustes orientados a fortalecer la competencia, simplificar el proceso y reducir la carga administrativa y financiera de los proyectos. El documento y sus actualizaciones estarán disponibles en el sitio del Coordinador Eléctrico Nacional.

Estas son las primeras obras nuevas licitadas bajo el mecanismo de obras urgentes, incorporando mejoras orientadas a agilizar los procesos de licitación y la posterior construcción de ellas, en línea con el compromiso del Coordinador Eléctrico Nacional con el desarrollo oportuno de la infraestructura eléctrica.

Las subestaciones Punilla, en la comuna de San Carlos, y Quinchamalí, en Chillán, consideran una inversión referencial total de U$28,6 millones y permitirán fortalecer y mejorar la seguridad, continuidad y capacidad del sistema eléctrico, aspectos fundamentales para el desarrollo productivo regional.

Además, las obras surgieron desde el Plan Especial Ñuble, estrategia surgida a partir de un trabajo articulado entre el mundo público y privado regional, para destrabar proyectos productivos y potenciar el crecimiento de la región.

“Celebramos la licitación de las obras de transmisión asociadas a las subestaciones Punilla y Quinchamalí, que robustecerán el sistema de transmisión de las localidades. Lo cual es primordial, puesto que, efectivamente, se requiere un fortalecimiento en la calidad y continuidad del servicio para todos nuestros habitantes de la región”, señaló el subsecretario de Energía, Hugo Briones.

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ENGIE energizó su proyecto BESS Los Loros en la Región de Atacama

ENGIE Chile completó la energización de BESS Los Loros, su sistema de almacenamiento de energía ubicado en el Parque Fotovoltaico Los Loros, en la comuna de Tierra Amarilla, Región de Atacama.

Con 46 MW de potencia instalada y 230 MWh de capacidad de almacenamiento, el sistema permitirá guardar energía generada por el parque solar durante el día para inyectarla al sistema eléctrico en momentos de mayor demanda.

Tras completar su energización, la iniciativa inició el proceso previo a su entrada en operación comercial (Commercial Operation Date o COD), prevista para el segundo semestre de 2026.

“Este hito marca un paso importante en el desarrollo del almacenamiento de energía en Chile. Sistemas como BESS Los Loros permiten aprovechar mejor la energía renovable que se genera en el país y entregarla al sistema cuando más se necesita, contribuyendo a una matriz eléctrica más flexible y sostenible”, señaló Carlos Regolf, Head of Projects Renewables and Batteries de ENGIE Chile.

El sistema considera 63 contenedores de baterías de litio tipo LFP (litio-ferrofosfato), tecnología reconocida por su eficiencia y seguridad, y contempla una inversión cercana a US$ 64 millones.

BESS Los Loros se conecta a la Subestación Central Parque Solar Los Loros 110/23 kV, lo que permitirá gestionar de manera más eficiente la energía generada por el parque fotovoltaico. Gracias a su capacidad, el sistema podría suministrar energía equivalente al consumo anual de aproximadamente 40.000 hogares en Chile.

Esta iniciativa forma parte del creciente portafolio de almacenamiento que ENGIE impulsa en Chile para fortalecer la integración de energías renovables al sistema eléctrico.

Entre estas iniciativas se encuentran BESS Arica (30 MW), BESS Lile (140 MW), BESS Kallpa (57 MW de capacidad) y el proyecto híbrido PV + BESS Libélula, que combinará 151 MW de generación solar con 199 MW de almacenamiento. En términos generales, estos sistemas de almacenamiento contemplan una duración aproximada de cinco horas.

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CFE de México presentó un plan de 58 obras de transmisión y prepara nuevas licitaciones

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) presentó su portafolio de 58 proyectos de transmisión y transformación para 2026-2027, una estrategia que busca fortalecer la Red Nacional de Transmisión (RNT) mediante una mayor participación del sector privado.

El portafolio contempla 49 paquetes de concurso que agrupan 58 proyectos, los cuales se  traducen en 387 obras, incluyendo 138 líneas de transmisión y 249 subestaciones eléctricas, que serán licitadas entre 2026 y el primer semestre de 2027.

Los proyectos forman parte del Plan de Expansión 2025-2030 y abarcarán 2702,9 kilómetros de líneas y permitirán sumar más de 10500 MVA de capacidad de transformación, a fin de robustecer el sistema y atender la creciente demanda energética del país.

Una parte relevante del portafolio será financiada a través de CFE Fibra E, esquema mediante el cual se desarrollarán 44 proyectos agrupados en 35 paquetes de concurso, que totalizan 1288,8 km de extensión y 6555 MVA de capacidad de transmisión.

Los restantes 14 proyectos (misma cantidad de paquete de concurso) se ejecutarán bajo el modelo de Obra Pública Financiada (OPF), y añadirán 1414,1 km de redes por 3975 MVA. 

Tan solo en marzo de 2026, ya se encuentran en proceso cinco proyectos en concurso con una  inversión superior a 1,048 millones de pesos, mientras que en los siguientes meses se prevé licitar 14 adicionales por más de 6,700 millones de pesos, a través de financiamiento Fibra E.

Posteriormente, bajo esa misma modalidad, el plan contempla dos bloques adicionales de licitación. El Bloque 1, programado para el segundo semestre de 2026, incluye 15 proyectos en 9 paquetes de concurso, que suman 102 obras, entre ellas 32 líneas de transmisión y 70 subestaciones, con una capacidad aproximada de 2,800 MVA.

Mientras que el Bloque 2, previsto para el primer semestre de 2027, agrupa 10 proyectos en 7 paquetes de concurso, con 131 obras, 78 líneas de transporte eléctrico y 53 subestaciones, aportando alrededor de 2,830 MVA adicionales al sistema.

A ello se debe añadir que, también entre 2026 y el 1er semestre 2027 pero mediante OPF, se llevarán adelante las licitaciones para las 14 obras de infraestructura que prevén inversiones cercanas a los 32125 millones de pesos mexicanos, con plazos que van desde 365 a 585 días, según la complejidad del proyecto.

Desde la Secretaría de Energía, el Subsecretario de Planeación y Transición Energética, Jorge Marcial Islas Samperio, subrayó que el sector energético será el responsable de más del 50%  del Plan de Inversiones de Infraestructura para el Desarrollo con Bienestar, con un papel clave  para la CFE.

Durante la presentación también se dio a conocer el funcionamiento del micrositio de  contrataciones, una plataforma diseñada para garantizar procesos abiertos, competitivos y  transparentes en cada etapa de los concursos, con detalles a continuación.

mexico plan transmisión

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POWEROAD destaca que la red española se acerca a sus límites y apuesta por el almacenamiento

La rápida expansión de las energías renovables y el aumento de la demanda eléctrica comienzan a ejercer presión sobre la infraestructura del sistema eléctrico español. En este escenario, el almacenamiento energético se posiciona  como una herramienta clave para aportar flexibilidad a la red y facilitar la integración de generación limpia.

España atraviesa una fuerte expansión de capacidad renovable. Solo en 2025 el país incorporó alrededor de 11 GW de nueva potencia renovable, mientras que la demanda eléctrica aumentó cerca de un 2,8%, impulsada por la electrificación de distintos sectores de la economía.

Este crecimiento simultáneo de generación renovable y consumo eléctrico genera nuevos desafíos operativos para el sistema, donde la variabilidad de tecnologías como la solar y la eólica requiere mayores niveles de flexibilidad, un rol que el almacenamiento energético comienza a asumir cada vez con mayor protagonismo.

En algunos lugares la red está alcanzando sus límites de capacidad, lo que dificulta acomodar nuevas demandas de alta potencia como las estaciones de carga rápida”, destacó la compañía, aludiendo a que la transición energética genera nuevas presiones sobre las redes eléctricas en varios mercados.

En la infraestructura de carga rápida, el almacenamiento energético puede ayudar a aliviar las limitaciones de capacidad de la red, mejorar el acceso a la red y aumentar la flexibilidad general del sistema”, explicó la empresa.

El despliegue del almacenamiento energético se acelera a nivel mundial, con aplicaciones que van desde el autoconsumo industrial hasta sistemas de gran escala conectados a la red.

De acuerdo con Wood Mackenzie, globalmente, la capacidad instalada de almacenamiento energético se sitúa actualmente en torno a 270 GW. Este total incluye principalmente centrales hidroeléctricas de bombeo y, en menor medida, baterías electroquímicas y otras tecnologías.

En 2025 se añadieron alrededor de 106 GW en el mundo, un aumento de aproximadamente 43 % interanual, lo que refleja la rápida expansión del sector.

Incluso el interés por estas soluciones también se refleja en la evolución del mercado español, siendo que el storage alcanzó los 3427 MW instalados, de los cuales 3331 MW son de bombeo y 96 MW en baterías. 

De hecho, en el período de las últimas tres semanas se tramitaron más de 570 MW de BESS. A su vez, este dinamismo se inscribe en una tendencia más amplia: las solicitudes de acceso a la red para proyectos de almacenamiento ya alcanzan los 37,37 GW.

Experiencia global, tecnología y estrategia de crecimiento

POWEROAD ha acumulado experiencia en distintos mercados a través de proyectos desarrollados en múltiples aplicaciones energéticas.

Hemos entregado más de 800 proyectos de almacenamiento energético en más de 70 países y regiones, cubriendo aplicaciones residenciales, comerciales e industriales, así como sistemas a escala de servicios públicos”, indicó la empresa.

En el mercado europeo, y particularmente en España, la compañía trabaja en diferentes modelos de implementación. Entre ellos se incluyen proyectos vinculados al autoconsumo comercial e industrial, la optimización de costes energéticos, sistemas solares combinados con almacenamiento y participación en mercados eléctricos.

La hibridación fotovoltaica y BESS se perfila como uno de los desarrollos más relevantes del sector energético español. Esta configuración permite almacenar excedentes de generación renovable, optimizar la operación de las plantas y aportar servicios de flexibilidad al sistema eléctrico.

Nuestros proyectos se centran en el autoconsumo comercial e industrial, sistemas solares combinados con almacenamiento y la participación en mercados eléctricos o programas de respuesta a la demanda”, señaló la empresa.

Las capacidades de estos sistemas varían según la aplicación, dado que los proyectos pueden abarcar desde cientos de kWh hasta decenas de MWh, tanto en sistemas BESS para el sector industrial como en soluciones en contenedores destinadas a aplicaciones de mayor escala

Desde el punto de vista tecnológico, la empresa ha desarrollado varias plataformas de almacenamiento energético diseñadas para distintos escenarios de aplicación, entre ellas el sistema FLEX-261 AIO con refrigeración líquida, el sistema en contenedor CENTRIC-L 3344 y el sistema FLEX-241 con refrigeración por aire.

Estas soluciones integran sistemas de baterías, gestión térmica y plataformas de gestión energética, lo que facilita su despliegue en diversos entornos y aplicaciones.

Mientras que los servicios de POWEROAD abarcan desde la fase inicial de diseño hasta la operación del sistema, incluyendo análisis de rentabilidad, puesta en marcha, conexión a red y mantenimiento.

La experiencia internacional de POWEROAD también incluye proyectos desarrollados en entornos extremos. Uno de los casos más destacados se encuentra en el campo base del Everest, a una altitud de aproximadamente 5200 metros, donde un sistema de baterías respalda el autoconsumo solar en una zona remota con suministro eléctrico limitado.

La compañía también ha desplegado soluciones en condiciones árticas. En Suecia, por ejemplo, uno de sus sistemas de almacenamiento opera a temperaturas de –30°C, proporcionando servicios de regulación de frecuencia.

Otros proyectos incluyen una microred de 1 MW / 2,15 MWh en una mina en Guyana, ubicada en un entorno de selva tropical con niveles de humedad cercanos al 100%, así como un sistema PV + ESS en Sudáfrica instalado en una zona costera expuesta a altos niveles de salinidad.

De cara a los próximos tres a cinco años seguiremos centrados en la innovación tecnológica, la expansión global y el desarrollo de sistemas de almacenamiento seguros y fiables”, indicó la empresa.

Al mismo tiempo, la compañía busca ampliar el papel del almacenamiento en nuevos escenarios energéticos, incluyendo la integración de renovables, las microredes y la infraestructura de carga para vehículos eléctricos.

La sostenibilidad también forma parte de la estrategia de la empresa. Varios de sus productos obtuvieron certificaciones ESG de Bureau Veritas en 2025, en reconocimiento a sus prácticas en materia ambiental, social y de gobernanza.

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Genux avanza en México con proyecto híbrido adjudicado de 252 MW y anticipa: “Vamos a participar en nuevas convocatorias”

Genux Power avanza en México con uno de sus proyectos renovables más relevantes tras resultar adjudicado en la convocatoria energética de diciembre. La iniciativa, ubicada en el estado de Yucatán, se posiciona como parte del nuevo pipeline de generación renovable y almacenamiento que busca fortalecer el sistema eléctrico del país.

La CEO de la compañía, Patricia Tatto, presentó los detalles del desarrollo y su importancia dentro de la estrategia de la firma en la región. “Nuestro proyecto Panabá es uno de los desarrollos renovables más relevantes que estamos impulsando en Genux. Contempla alrededor de 252 MW de capacidad eólica y un sistema de almacenamiento en baterías de aproximadamente 420 MWh, equivalente a cuatro horas de energía”, explicó la ejecutiva. 

“Esa zona es bastante importante para el país, deficitaria, entonces esperamos con ese proyecto ayudar a la congestión y a todo lo que se viene”, sostuvo Tatto al referirse al impacto que podría tener la iniciativa en la red eléctrica regional.

Según agregó, la iniciativa forma parte de un portafolio híbrido de más de 5 GW en desarrollo que integra eólica, solar y almacenamiento en Perú, México, Argentina y Colombia.

Para Genux Power, el objetivo es llevar el proyecto hasta. “Nuestro modelo de negocio es desarrollar hasta ready to build y ayudar con la financiación”, explicó Tatto. La compañía se enfoca en estructurar los proyectos hasta alcanzar esa fase, facilitando posteriormente su financiamiento y ejecución.

El desarrollo fue seleccionado dentro de la convocatoria energética lanzada en diciembre, un proceso impulsado para incorporar nueva capacidad al sistema eléctrico nacional. En ese marco, distintas compañías desarrolladoras y energéticas resultaron adjudicatarias de proyectos renovables y de almacenamiento que, en conjunto, contemplan más de 3,3 GW de generación renovable y alrededor de 1,2 GW en baterías distribuidos en distintas regiones del país.

Actualmente, la compañía avanza en la estructuración comercial y financiera del proyecto. “ Ya estamos en firma de PPA con nuestro offtaker Glencore y la idea es que se lleve a Ready to Build y posteriormente se construya”, explicó la ejecutiva.

Más allá de este desarrollo específico, la ejecutiva destaca que el contexto del mercado energético mexicano abre nuevas oportunidades para los desarrolladores. “La verdad es que el sector en México está más interesante que nunca.  Es un sector en donde los que ya estamos aquí desde hace un rato lo vemos un poco más maduro y mucho más estratégico”, afirmó Tatto.

También la planeación energética está cambiando en el sector, en la manera en que está dividido el mercado en México. Definitivamente es para grandes jugadores y para gente que vea el mercado a largo plazo”, agregó la CEO.

En ese sentido, la compañía analiza participar en nuevos procesos que impulsen la expansión del sistema eléctrico. 

La empresa también evalúa otras oportunidades dentro del mercado energético mexicano, incluyendo e, almacenamiento y posibles desarrollos vinculados a la expansión de la demanda industrial. “Hay mucho apetito en México ahora, tanto para centros de datos y parques industriales, así como industria que requiere de PPAs Bancables y con el menor riesgo de mercado”, apuntó la directiva.

Además, señaló que el crecimiento del sector energético en el país también estará vinculado al desarrollo de infraestructura eléctrica y a las necesidades del sector industrial. 

“Hay una necesidad industrial grande y también necesidades de transmisión importantes que no todas las empresas van a poder apalancar”, advirtió.

Este contexto de crecimiento forma parte de la estrategia de expansión regional de la compañía. Genux Power opera como una joint venture entre Glencore y Exus Partners y desarrolla proyectos energéticos en distintos mercados de América Latina.

 Actualmente la firma cuenta con activos y pipeline en países como Argentina, Perú, Colombia y México, donde busca ampliar su portafolio de proyectos renovables en los próximos años.

En paralelo, factores globales como la volatilidad de los precios energéticos y el contexto geopolítico también están influyendo en las decisiones de inversión en la región. 

“El mismo mercado, con los precios de gas y la volatilidad que hay en el mundo con toda la geopolítica, va reacomodando las inversiones en América Latina”, explicó Tatto.

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La nueva ola de proyectos híbridos en España redefine el diseño de las plantas solares: así se posiciona Schletter

La creciente incorporación de almacenamiento en proyectos solares en España está comenzando a transformar la forma en que se diseñan y construyen las plantas fotovoltaicas. En un contexto de mercado cada vez más competitivo, la integración de baterías y configuraciones híbridas obliga a repensar componentes clave de los parques solares, incluyendo los sistemas de montaje que sostienen los módulos y condicionan tanto la instalación como la operación de los activos.

Ahora mismo en este proceso Schletter se está centrando en ofrecer productos que realmente puedan dar la certeza de cuáles van a ser los costes operativos y que los sistemas de montaje van a funcionar igual hoy que dentro de 10 años”, sostuvo Ángel Alegría, Head of Commercial de Schletter, en una entrevista exclusiva en el marco de Future Energy Summit (FES) Iberia 2026.

Según explica Alegría, uno de los principales retos del mercado actual está vinculado a la necesidad de integrar nuevas tecnologías sin complicar la ejecución de los proyectos.

 “Sabemos que estamos aumentando el almacenamiento para mejorar la rentabilidad del activo, pues necesitamos sistemas de montaje que sean capaces de integrar los sistemas de almacenamiento y sistemas híbridos sin complicar la instalación o el proyecto en general”, afirmó Alegría.

Cada vez nos estamos encontrando con terrenos más complicados y con tiempos de montaje más exigentes”, señaló el Head of Commercial de Schletter. En ese escenario, las estructuras deben cumplir una doble función: adaptarse a condiciones más difíciles sin incrementar la complejidad del proceso constructivo

Para responder a esta demanda, la compañía trabaja en soluciones que faciliten la adaptación a distintas pendientes o condiciones del terreno. Entre estas innovaciones, el ejecutivo menciona un adaptador que permite ajustar la inclinación de las mesas fotovoltaicas durante la instalación, simplificando el proceso de montaje en terrenos con desniveles. 

En paralelo con estos cambios técnicos, la industria solar comienza a prestar cada vez más atención a los costos operativos de las plantas, especialmente en un contexto de presión sobre la rentabilidad de los proyectos.

Para Schletter, este escenario refuerza la importancia de la fiabilidad estructural. “Estamos hablando de inversiones que son a largo plazo. No estamos hablando de inversiones a cinco años, sino de inversiones a veinte o treinta años”, subrayó el ejecutivo.

Desde la perspectiva del fabricante, un sistema de montaje que no funcione correctamente puede impactar directamente en la economía del proyecto. 

Si tu sistema de montaje no hace la protección correcta del módulo o no se comporta como tiene que comportar, los costes de operación y mantenimiento rápidamente van a superar al CAPEX”, advirtió el referente de la compañía.

En este sentido, la empresa busca posicionarse en el mercado con un enfoque centrado en la confiabilidad de sus soluciones. “Ofrecer un producto fiable, bien calculado y al menor precio posible” sigue siendo el objetivo principal de la compañía, según Alegría.

Latinoamérica: un mercado en crecimiento para los fabricantes europeos

Más allá de los mercados europeos, la compañía también observa oportunidades de expansión en América Latina, una región donde el desarrollo solar continúa avanzando en distintos niveles de madurez.

Latinoamérica es un mercado sumamente interesante y muy importante, que está en un desarrollo que lo hace un mercado que queremos realmente perseguir”, afirmó el ejecutivo.

Sentimos que los clientes necesitan realmente un partner que los acompañe en todo el proceso de desarrollo y que agregue valor a la cadena de valor del proyecto”, agregó.

La compañía combina ingeniería alemana con una estructura de fabricación en China, lo que le permite mantener estándares técnicos robustos y al mismo tiempo ofrecer soluciones competitivas en costos en distintos mercados. 

Según explicó Alegría, este modelo ya muestra resultados en varios países de América Latina, donde la empresa participa en proyectos con condiciones climáticas exigentes y busca trasladar su know-how europeo.

Países como República Dominicana son sumamente retadores en ese sentido y nos permiten desplegar toda nuestra gama de productos”, aseguró. 

Incluso, añadió que la compañía cuenta allí con una presencia relevante: “somos uno de los mayores suministradores de estructuras fijas y la única empresa que tiene tracker en la isla”.

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Gobierno reglamenta ‘Colombia Solar’ y hogares de estratos 1, 2 y 3 podrán generar su propia energía y reducir subsidios

El gobierno nacional de Colombia dio un paso clave en su política energética al reglamentar el programa Colombia Solar, una estrategia con la que busca que hogares de estratos 1, 2 y 3 produzcan su propia energía a partir de fuentes renovables y reduzcan su dependencia de los subsidios tradicionales.

La medida quedó establecida en la Resolución 40159 de 2026 del Ministerio de Minas y Energía, que define los lineamientos técnicos, financieros y operativos para ponerla en marcha en todo el país.

Colombia Solar permitirá la instalación de soluciones fotovoltaicas individuales y colectivas, con las que los usuarios podrán cubrir su consumo básico de electricidad mediante autogeneración, en un modelo que el Gobierno plantea como alternativa al esquema actual de subsidios.

“El programa Colombia Solar marca un cambio estructural: pasamos de subsidiar el consumo a promover la autogeneración de energía en los hogares”, afirmó el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma.

Además, priorizará a los beneficiarios con base en criterios como niveles de pobreza, costo del servicio de energía y condiciones del territorio, así como el potencial de radiación solar en cada región.

Según el jefe de la cartera, la reglamentación permitirá “llevar soluciones reales a las familias más vulnerables, reducir la carga fiscal del sistema y avanzar hacia una matriz energética más limpia y sostenible”.

Otro de los puntos clave es la definición de esquemas de operación y mantenimiento a largo plazo —hasta por 25 años— que garanticen la sostenibilidad de los sistemas instalados, así como la implementación de medición avanzada para hacer seguimiento al consumo y la energía generada

Palma agregó que esta política “pone a los ciudadanos en el centro de la transición energética, garantizando acceso equitativo a tecnologías limpias en todo el territorio nacional”.

La iniciativa, que fue declarada de interés estratégico nacional, también busca reducir la presión sobre el Fondo de Subsidios del sector eléctrico y avanzar en la meta de una transición energética con enfoque social.

Consulta al Resolución 40159 del 16 de marzo de 2026 aquí

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España suma 11 GW renovables en 2025 y amplía almacenamiento mientras la demanda crece 2,8%

España volvió a ampliar de forma significativa su capacidad renovable durante 2025, consolidando el proceso de transformación de su sistema eléctrico.

Según el Informe del Sistema Eléctrico de Red Eléctrica, durante el último año se incorporaron casi 10 GW de nueva potencia renovable, de los cuales cerca de 9 GW correspondieron a energía solar fotovoltaica. Si se consideran además las instalaciones de autoconsumo, la potencia renovable añadida supera los 11 GW, reflejando el fuerte dinamismo del sector.

Este crecimiento permitió que la potencia instalada del sistema eléctrico español alcanzara los 142.558 MW, con un 67,1% correspondiente a tecnologías renovables. Si se incluye el autoconsumo, la capacidad total asciende a 150.809 MW, de los cuales el 68,9% corresponde a generación renovable.

El almacenamiento energético también continúa ganando protagonismo dentro del sistema eléctrico. De acuerdo con el informe, la potencia instalada destinada a almacenamiento se sitúa en 3.427 MW, de los cuales 3.331 MW corresponden a sistemas de turbinación de bombeo y 96 MW a baterías. En conjunto, estas tecnologías representan alrededor del 2,4% de la potencia instalada nacional.

El uso de estas soluciones también registró valores históricos durante el año. El consumo asociado a sistemas de bombeo alcanzó 9.204 GWh, mientras que la energía turbinada llegó a 5.886 GWh, reflejando el creciente papel del almacenamiento como herramienta para facilitar la integración de generación renovable en el sistema eléctrico.

La demanda eléctrica fue otro de los indicadores clave del sistema durante 2025, ya que volvió a crecer por segundo año consecutivo. El consumo nacional alcanzó 256.086 GWh, lo que supone un incremento del 2,8% respecto al año anterior. Si se incorpora la energía producida por las instalaciones de autoconsumo, el consumo total superaría los 269 TWh, elevando la variación anual hasta el 3,7%.

Para el sector energético, este crecimiento de la demanda adquiere especial relevancia en un momento en que España avanza hacia una mayor electrificación de la economía, impulsada por nuevas industrias intensivas en consumo energético. Entre ellas destacan los centros de datos vinculados a inteligencia artificial y servicios cloud, cuyo desarrollo está generando una creciente competencia por el acceso a potencia eléctrica.

De hecho, el Gobierno español ya habría concedido alrededor de 12 GW de potencia a proyectos asociados a data centers, en un contexto en el que también se anticipa una nueva fase de competencia por acceso a capacidad eléctrica para proyectos industriales electrificados, hidrógeno renovable y grandes consumidores energéticos.

En paralelo, el país se prepara para nuevos concursos de demanda en 75 nudos de la red eléctrica, tras la reciente adjudicación de 928 MW, lo que marcará una nueva etapa en la planificación del crecimiento del consumo eléctrico y la integración de nueva generación renovable.

En este sentido, desde el sector energético insisten en la necesidad de acelerar la electrificación de la economía. “Necesitamos más consumo eléctrico para crecer como país, tener más industria y generar más negocio”, señaló recientemente el director general de AEGE, Pedro González Onieva Johansson.

En términos de generación, las energías renovables volvieron a liderar el mix eléctrico español. Durante 2025 representaron el 55,5% de la producción eléctrica anual, mientras que al considerar la estimación de generación procedente del autoconsumo la cuota asciende al 56,6% del total nacional.

Dentro del mix, la energía eólica se mantiene como la principal fuente de generación por tercer año consecutivo, con 58.801 GWh y una cuota del 21,6%. Le siguen la energía nuclear con el 19% y la solar fotovoltaica con el 18,4%, que volvió a marcar un máximo histórico de producción al alcanzar 50.188 GWh durante el año.

El desarrollo de las redes eléctricas también continúa siendo un elemento clave para acompañar esta transformación energética. Durante 2025, Red Eléctrica incrementó su inversión en la red de transporte hasta 1.424 millones de euros, lo que representa un aumento del 45,9% respecto al año anterior dentro del marco de la planificación eléctrica vigente 2021-2026.

Estas inversiones permitieron incorporar 486 kilómetros de nuevas líneas y 212 posiciones de subestación, elevando la longitud total de la red de transporte a 46.155 kilómetros, mientras que la capacidad de transformación alcanzó 99.071 MVA

Sin embargo, el desarrollo de nuevas infraestructuras eléctricas sigue siendo uno de los principales desafíos para el sector energético en España. La reciente publicación de los mapas de capacidad de la red de distribución confirmó lo que el sector renovable venía señalando desde hace tiempo: el 83,4% de los nudos se encuentran saturados, lo que limita la posibilidad de nuevas conexiones tanto para proyectos de generación renovable como para grandes consumidores eléctricos.

La situación cobra aún más relevancia ante el dinamismo del pipeline de proyectos renovables.  Cabe recordar que, solo en las primeras semanas del año ingresaron 50 iniciativas renovables en evaluación ambiental, que en conjunto suman más de 2500 MW, con la energía solar fotovoltaica concentrando más del 90% de la potencia presentada.

Estos proyectos se localizan principalmente en Castilla-La Mancha, Andalucía, Extremadura y Aragón, con desarrolladores como Opdenergy, Forestalia, Iberdrola, Elawan y Capital Energy liderando varias de las solicitudes, algunas de ellas con plantas superiores a 100 MW y en varios casos con sistemas de almacenamiento asociados.

En este contexto, España cerró 2025 con más de 80 GW de capacidad renovable instalada. Sin embargo, el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), plantea alcanzar un 74% de generación renovable en 2030. Para cumplir esta meta, el país deberá incorporar más de 50 GW adicionales en los próximos cuatro años, lo que exigirá reforzar las redes eléctricas, agilizar los procesos administrativos y mantener marcos regulatorios estables que impulsen nuevas inversiones.

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Sólida participa en licitaciones y anticipa proyectos en construcción desde Q2 en un “momento favorable” para México

Sólida, firma de ingeniería y consultoría, participa en procesos de licitación vinculados a proyectos renovables en México que podrían avanzar hacia su ejecución durante los próximos meses. La compañía identifica un escenario más dinámico para el sector tras varios años de escasa actividad.

“En este primer trimestre del año estamos ya inmersos en procesos de licitación que nos llevarán a trabajar de nuevo en proyectos en construcción a partir de Q2”, afirmó Andrés Medina, Business Development Director de SÓLIDA, en diálogo con Energía Estratégica.

El ejecutivo sostiene que el mercado comienza a mostrar señales de recuperación, impulsadas por nuevos mecanismos que buscan reactivar la inversión en generación limpia.

“Nos encontramos en un momento favorable que esperamos continúe evolucionando positivamente a corto y medio plazo”, señaló Medina.

Este escenario coincide con recientes iniciativas orientadas a reactivar el desarrollo de proyectos renovables en el país, luego de un periodo marcado por la incertidumbre regulatoria y la desaceleración de inversiones.

En diciembre, la Comisión Nacional de Energía (CNE) lanzó una convocatoria dirigida a privados que adjudicó 3.3 GW de generación renovable junto con 1.2 GW de almacenamiento en baterías, una de las señales más claras de reactivación del mercado energético mexicano.

A ello se suma el nuevo esquema impulsado por la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para incorporar 7500 MW de generación renovable mediante contratos de compraventa de energía con participación privada, un mecanismo que podría dinamizar el pipeline de proyectos en los próximos años.

La llegada de SÓLIDA al país también responde a su estrategia de expansión internacional. La compañía comenzó su proceso de internacionalización en América Latina entre 2011 y 2013, con la apertura de sus primeras filiales en Brasil y Chile. Una década más tarde sumó oficinas en Italia y Portugal, consolidando su presencia en el sur de Europa.

Según Medina, el interés por México surgió hace algunos años debido al potencial del mercado energético. Sin embargo, la decisión de establecer una filial local se concretó recién en 2025, tras observar señales más favorables en la política energética y avanzar en acuerdos con clientes estratégicos en el país.

“En 2024, con estas filiales ya consolidadas, necesitábamos seguir creciendo y pusimos el punto de mira en México, el mercado con mayor potencial de la región que llevaba más de un lustro dormido. Sin embargo, la apuesta era todavía demasiado arriesgada por la incertidumbre política, y no fue hasta mediados de 2025 que se dieron las circunstancias adecuadas para tomar definitivamente la decisión. Vimos los primeros brotes verdes en la política energética del país, cerramos acuerdos marco con clientes estratégicos y volvimos a ganar contratos en México”, analizó el representante de la compañía.

Y agregó: “La apertura de SÓLIDA México constituye un paso adelante en nuestro ambicioso plan de expansión global,  ahora reforzado con nuestra integración en la plataforma de Bureau Veritas. Con este nuevo centro técnico, podremos cubrir con confianza todo el espectro LATAM sin excepción ”.

Además, detalló que la firma busca combinar experiencia internacional con conocimiento regulatorio y operativo del mercado local, un aspecto clave para el desarrollo de proyectos energéticos.

“Estamos convencidos de que la ingeniería debe compaginar el expertise internacional con un fuerte conocimiento de la normativa y usos locales”, sostuvo.

Desde esta nueva base, la firma ofrece sus tres principales líneas de negocio: ingeniería, consultoría y dirección de obra. “Abarcamos todo el ciclo de vida de los proyectos, desde su concepción hasta su operación comercial”, explicó Medina.

En las primeras fases, la empresa trabaja en estudios de recurso y producción eólica y solar, análisis de prefactibilidad y dimensionamiento para hibridación con sistemas de almacenamiento en baterías (BESS).

Posteriormente, cuando los proyectos avanzan en su desarrollo, la firma participa en estudios de interconexión con el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), análisis hidrológicos y desarrollos técnicos vinculados al permitting y a los procesos de licitación de contratos EPC, necesarios para estructurar las iniciativas antes de su construcción.

Cuando los desarrollos alcanzan la fase ready to build (RTB), la participación de la firma se extiende hacia el ámbito de la construcción, con ingenierías de detalle, servicios de Owner’s Engineering y supervisión de obra. Además, la compañía actúa como technical advisor en procesos de compra-venta y financiación de proyectos, acompañando a desarrolladores e inversores durante las distintas etapas de estructuración.

“Como el sector ha estado parado durante tantos años, la inmensa mayoría de proyectos se encuentra aún en fase de desarrollo y tramitación de permisos”, explicó Medina.

No obstante, el ejecutivo aseguró: “Desde luego que en México hablaremos en GW”. En esa línea, el directivo señaló que la estrategia de SÓLIDA apunta principalmente a proyectos de gran capacidad, donde el aporte técnico resulta determinante para optimizar el diseño y la viabilidad de las iniciativas.

Nuestro target está en los proyectos grandes donde una buena ingeniería es diferencial”, sostuvo. Al mismo tiempo, Medina identificó un nicho emergente vinculado al autoconsumo, especialmente en proyectos de hasta 20 MW, cuyo desarrollo dependerá de la evolución regulatoria y del interés de los consumidores industriales.

En este sentido, la generación distribuida comienza a ganar terreno dentro del sistema eléctrico mexicano. Cabe recordar que la Comisión Nacional de Energía (CNE) acumula 4.7 GW en solicitudes de interconexión vinculadas a este tipo de proyectos, lo que refleja el creciente interés del sector privado por desarrollar capacidad cerca de los centros de consumo.

Por su parte, Gilberto Sánchez, presidente de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), asegura que “el país se encuentra frente a la antesala de la generación distribuida 2.0”, en alusión a una etapa más madura del modelo, marcada por la digitalización, el uso inteligente de la energía y la integración de nuevos esquemas de almacenamiento y gestión de demanda.

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Chemik lanza nuevas soluciones y prevé crecer 30%: “Hay tanta necesidad de bajar CAPEX que la adopción será rápida”

Chemik Group presentó dos nuevas soluciones tecnológicas para proyectos fotovoltaicos con el objetivo de optimizar instalaciones, mejorar la seguridad de los activos y acelerar su adopción en un mercado presionado por la reducción de costos. Y desde la compañía esperan que estas innovaciones impulsen su crecimiento global en los próximos años.

“Hay tanta necesidad de bajar CAPEX que la adopción será muy rápida”, aseguró Héctor Erdociain, CSO & CTO de Chemik Group, durante una entrevista exclusiva en el marco de Future Energy Summit (FES) Iberia 2026, evento que reunió a más de 400 ejecutivos del sector.

El lanzamiento de estas tecnologías se da en un momento de expansión para la compañía, que suministró 6 GW de producto el último año y prevé mantener un crecimiento cercano al 30% hacia 2026.

Reviva la entrevista completa: https://youtu.be/5qQj2QvWYPc

La primera de las soluciones es el TCS String, un sistema diseñado para optimizar el cableado y reducir los problemas asociados a las conexiones realizadas en campo.

“El problema de los proyectos con inversor string es el uso masivo de cobre, que es un producto que todos sabemos que tiene alto porcentaje de robo en los proyectos”, explicó el directivo.

A esto se suma el proceso de conexión manual del cableado durante la instalación, que puede derivar en fallas operativas con el tiempo.

“Las instalaciones condicionan a que tengas que hacer las conexiones manuales en campo”, señaló el CSO & CTO de Chemik Group. De acuerdo con el ejecutivo, estas prácticas pueden generar problemas eléctricos en el largo plazo.

“Hablando con muchas empresas del sector donde hacen operaciones de mantenimiento, se ve que el número de puntos calientes que salen a posteriori en los proyectos es muy importante”, advirtió.

Para resolver esta situación, el sistema permite automatizar el ensamblado del cableado en fábrica, utilizando maquinaria industrial que prepara los conectores antes de que lleguen al sitio de instalación.

“Lo que conseguimos con esto es reducir a cero totalmente el problema de puntos calientes porque los conectores van a venir ya engastados”, afirmó Erdociain.

La segunda innovación presentada por la compañía es Chekar, una tecnología orientada a mejorar la seguridad operativa de las plantas solares frente a posibles incendios provocados por arcos eléctricos. El sistema se instala al inicio del string y permite detectar este tipo de eventos para aislar automáticamente el circuito afectado.

“Se pone al principio del string, identifica el arco y abre el string para que ese arco se quede allí”, detalló el ejecutivo.

Además de interrumpir el circuito, el sistema envía una alerta automática al equipo de operación y mantenimiento para facilitar la inspección en campo.  Según Erdociain, este tipo de soluciones responde a una necesidad creciente del mercado por mejorar la confiabilidad de los activos fotovoltaicos. 

“Los proyectos tienen que ganar fiabilidad en el tiempo para garantizar la generación que se ha comprometido ese activo”, agregó.

Además de ampliar su portfolio tecnológico, la compañía busca reforzar su presencia internacional mediante alianzas estratégicas en distintos mercados.

“Hemos llegado a alianzas en distintos mercados porque hay países donde se va mejor acompañado que solo”, explicó Erdociain, quien identifica oportunidades en países como Australia, Japón y Estados Unidos.

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Grupo Romero adquirió Orygen y controlará la segunda mayor plataforma de generación de Perú

El Grupo Romero cerró la adquisición de Orygen, empresa de generación eléctrica que pertenecía al fondo global de infraestructura Actis, en una operación que fortalece su presencia dentro del sistema energético peruano. La compra se concretó a través de Infracorp, su brazo de inversiones en infraestructura, y posiciona al conglomerado como uno de los principales actores del mercado eléctrico nacional.

Con esta transacción, el grupo empresarial pasará a controlar cerca del 14% de la matriz eléctrica del Perú y se convertirá en propietario de la segunda mayor plataforma de generación del país, que actualmente suma 2,3 GW de capacidad instalada. El monto de la operación no fue divulgado por las partes.

De acuerdo con la información difundida por Actis, Orygen opera el mayor portafolio renovable del mercado peruano y su capacidad de generación se distribuye en diferentes tecnologías. Actualmente, 28% corresponde a activos eólicos y solares, 34% a centrales hidroeléctricas y 38% a generación térmica a gas, lo que configura una matriz diversificada dentro del sistema eléctrico nacional.

La compañía fue lanzada por Actis en junio de 2024, luego de adquirir la participación de Enel en Enel Generación Perú junto con el 100% de Compañía Energética Veracruz. En ese momento la nueva plataforma inició operaciones con aproximadamente 2,2 GW de capacidad instalada y un portafolio compuesto por 12 activos operativos, que posteriormente fue ampliado hasta alcanzar los 2,3 GW actuales.

Durante el período bajo control de Actis, la empresa impulsó su expansión en energías renovables. Entre los hitos más relevantes se encuentra la entrada en operación de Wayra Extensión, parque eólico con 177 MW de potencia, y el inicio de la construcción de Wayra Solar, proyecto fotovoltaico con 100 MWp de capacidad instalada, equivalente a 94,22 MW en corriente alterna.

Este proyecto solar se integra al complejo energético conformado junto con Wayra I y Wayra Extensión, que en conjunto supera los 400 MW de capacidad y es considerado por la compañía como el mayor complejo híbrido eólico–solar del Perú.

Dentro del portafolio renovable también se encuentran las plantas solares Rubí, con 144,48 MW, y Clemesí, con 114,93 MW, activos que forman parte de la estrategia de diversificación tecnológica de la compañía.

En paralelo, la empresa amplió su oferta energética mediante acuerdos de compra de electricidad renovable a terceros. Durante los últimos doce meses, la generadora incorporó más de 1,7 TWh de energía limpia provenientes de otros productores, principalmente para abastecer a clientes comerciales e industriales.

El cambio de control que dio origen a Orygen también implicó el lanzamiento de una nueva identidad corporativa y el inicio de una estrategia de crecimiento enfocada en energías renovables. En ese marco, la compañía impulsa un plan de inversiones cercano a los 3.000 millones de dólares, orientado a ampliar su capacidad instalada y desarrollar nuevos proyectos eólicos y solares hacia 2030.

Por su parte, el Grupo Romero inició su incursión en el sector energético peruano en 2023, cuando adquirió a la empresa Inkia Energy la central termoeléctrica Puerto Bravo (Samay). Esta instalación, ubicada en Mollendo, cuenta con 724 MW de capacidad instalada y opera bajo el esquema de reserva fría, es decir, una planta diseñada para activarse en situaciones de emergencia o cuando el sistema eléctrico enfrenta picos de demanda, sin participar de forma permanente en la generación diaria.

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Últimos días de early bird para FES Caribe 2026: el networking que conecta a líderes energéticos de la región

Queda exactamente un mes para la quinta edición de Future Energy Summit Caribe (FES Caribe), que se celebrará los días 20 y 21 de abril en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo, República Dominicana, consolidándose como el encuentro más relevante del sector energético en Centroamérica y el Caribe.

Con las últimas entradas early bird disponibles, representa una de las últimas oportunidades para asegurar la participación en un espacio que cada año congrega a los actores más influyentes del mercado en un un contexto de fuerte expansión de proyectos renovables y almacenamiento en la región.

ÚLTIMAS ENTRADAS EARLY BIRD

Uno de los principales diferenciales de Future Energy Summit es la calidad de sus instancias de interacción profesional, ya que, a lo largo de dos jornadas, el evento nuevamente en un mismo espacio a ientos de ejecutivos C-Level, desarrolladores, fabricantes, inversionistas, utilities y funcionarios públicos.

El networking que caracteriza a FES Caribe se ha consolidado como un factor central para el ecosistema energético regional y adquiere especial relevancia para empresas que buscan posicionarse estratégicamente y fortalecer vínculos con quienes lideran la toma de decisiones en el sector energético, a fin de avanzar en acuerdos comerciales, identificar oportunidades de inversión y acelerar iniciativas vinculadas a la transición energética.

Tal es así que la edición 2026 de FES Caribe contará con el respaldo de compañías líderes del sector, entre ellas Sungrow, JA Solar, CATL, SL Rack, Soventix, Schletter, Gotion, FMO, Solar Steel, Pylontech, Marsh, TCL, Jiménez – Peña, FlexGen, Cifi, Antai, BLC Power Generation y TLS.

ÚLTIMAS ENTRADAS EARLY BIRD

A ellas se suman Ennova, SolaX Power, Milwaukee Tool, Banco Popular Dominicano, CFS y Reneergy, reflejando el interés de fabricantes tecnológicos, desarrolladores, entidades financieras y proveedores de soluciones en participar del principal espacio de discusión del mercado energético regional.

Mientras que los speakers ya confirmados se destacan Óscar Rubio, Sales Manager Spain & Latam de SL Rack; Ángel Alegría, Head of Commercial de Schletter; Luis Castillo, General Manager Latam de SolaX Power; y Victor San Román, Technical Service Manager LATAM de Pylontech. También participarán Camille Cruz, Director Business Development de FlexGen; Juan Manuel Rivarola, Sales Director LATAM de Antai; Gerardo Hernández, Sales Manager Central America and Caribbean de TCL Solar; y Juan Maisterra, ESS Manager Latam de Gotion.

El encuentro contará además con la participación de Katherine Rosa, socia de Energisy y Financiamiento de Proyectos en Jiménez Peña Advisors; Alfonso Rodríguez, CEO de Soventix Caribbean; Tirso Selman, Director de Proyecto en Caribbean Transmission Development; y Álvaro Villasante, VP de Gestión de Negocios e Innovación de Grupo Energía Bogotá, quienes aportarán su visión sobre los desafíos regulatorios, técnicos y financieros que enfrenta el desarrollo de proyectos en la región.

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Este enfoque cobra especial valor en un momento en el que múltiples países de Centroamérica y el Caribe impulsan procesos de contratación de nueva capacidad renovable y sistemas de almacenamiento.

Por caso República Dominicana recibió ofertas por 1546 MWp de capacidad solar y 1294,57 MWh en sistemas BESS en su más reciente licitación, superando ampliamente los 600 MW inicialmente previstos en el proceso.

Panamá, por su parte, el gobierno recibió más de 70 propuestas renovables en las convocatorias eléctricas actualmente en curso, mientras que Honduras extendió por tres meses el plazo para la recepción de ofertas de su licitación internacional de 1500 MW, uno de los procesos de contratación de capacidad más relevantes en la historia reciente del país.

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A su vez, el Caribe insular también avanza con nuevas iniciativas de transición energética, como por ejemplo Barbados que impulsa una licitación para adjudicar 60 MW de potencia y 240 MWh de almacenamiento mediante sistemas BESS, respaldado por organismos multilaterales que ha despertado un fuerte interés por parte de empresas privadas.

En este contexto de expansión de proyectos renovables y sistemas de almacenamiento, Future Energy Summit Caribe se posiciona como un espacio estratégico para analizar tendencias de mercado, discutir oportunidades de inversión y conectar a los principales actores del ecosistema energético.

ÚLTIMAS ENTRADAS EARLY BIRD

Con una agenda centrada en energías renovables y almacenamiento, la quinta edición de FES Caribe volverá a convocar a quienes lideran el desarrollo del sector energético en Centroamérica y el Caribe en un momento clave para la expansión de nuevas capacidades de generación y almacenamiento en la región. ⚡🌎

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Renovables dominan una nueva licitación eléctrica de Panamá con más del 90% de las ofertas y hasta 1400 MW

La licitación eléctrica LPI 01-26 en Panamá evidenció un fuerte protagonismo de las energías renovables, tras registrarse 71 ofertas en total, de las cuales 67 corresponden a tecnologías renovables y solo tres a generación termoeléctrica (búnker C o gas natural).

De este modo, las ofertas verdes representan más del 90% y se reparten en 48 propuestas puramente hidroeléctricas, 13 iniciativas fotovoltaicas, 1 sola exclusivamente eólica y 5 ofertas mixtas que combinan distintas fuentes como hidroeléctrica y solar, o incluso un mix de hidroeléctrica, solar y eólica.

Si se suman los picos máximos de generación declarados por las ofertas renovables en su mejor mes, el volumen referencial alcanza aproximadamente 1441 MW. No obstante, este total es solo un máximo teórico, ya que cada tecnología alcanza sus mayores niveles de producción en distintas épocas del año y varias empresas presentaron variantes de oferta con las mismas unidades de generación, lo que evita que esos 1441 MW se inyecten simultáneamente al sistema.

“La respuesta registrada hoy refleja la confianza del mercado en un proceso anunciado con antelación y conducido con criterios claros. Eso da certidumbre, permite a los agentes prepararse y participar, y ese resultado se ve en la cantidad de ofertas recibidas”, afirmó el secretario nacional de Energía, Rodrigo Rodríguez.

La licitación contempla tres renglones para la contratación de potencia firme y energía provenientes de plantas existentes, diseñados para asegurar flexibilidad operativa y confiabilidad en el sistema.

El Renglón 1 corresponde a potencia firme con opción de compra de energía, con requerimientos de 150 MW entre julio de 2026 y junio de 2029 y 200 MW entre julio de 2029 y junio de 2038, dirigido a centrales termoeléctricas existentes con compromiso de reconversión tecnológica. El Renglón 2 está orientado a potencia firme para hidroeléctricas y plantas térmicas a gas natural, con bloques de suministro escalonados durante el periodo contractual.

En tanto, el Renglón 3 se enfoca en la contratación de energía renovable proveniente de hidroeléctricas, eólicas y solares, con requerimientos progresivos que parten de 150 MW en 2026, aumentan a 200 MW en 2027 y 2028, alcanzan 300 MW en 2029 y llegan hasta 500 MW hacia el final del periodo de suministro, reflejando el peso creciente que estas tecnologías tendrán en la matriz eléctrica del país.

Estas instalaciones deberán comprometer su reconversión hacia tecnologías de combustión más eficientes en un plazo máximo de 36 meses, una medida orientada a mejorar el desempeño operativo del parque de generación.

“El proceso se diseñó con criterios claros que permiten a los agentes prepararse y participar con anticipación”, destaca Rodríguez, al subrayar la relevancia de establecer procesos de contratación previsibles para el mercado eléctrico.

El segundo renglón contempla potencia firme para centrales hidroeléctricas y plantas térmicas a gas natural, mientras que el tercero se enfoca en contratación de energía proveniente de hidroeléctricas, proyectos eólicos y plantas solares fotovoltaicas.

¿Cómo sigue?

El proceso licitatorio continuará ahora con la fase de evaluación técnica y económica antes de la adjudicación final. El cronograma establece que los resultados preliminares se publicarán el 26 de marzo de 2026, mientras que el informe de evaluación se dará a conocer el 7 de abril, previo a la resolución de adjudicación prevista para el 5 de mayo.

La licitación LPI 01-26 forma parte del cronograma de licitaciones eléctricas impulsado por Panamá, un programa diseñado para asegurar la confiabilidad del sistema eléctrico, diversificar la matriz de generación y brindar mayor estabilidad en las tarifas para los consumidores.

En paralelo, el país mantiene otro proceso licitatorio orientado específicamente a la nueva generación renovable, la LPI ETESA 01-25, que parte del mismo plan de contratación energética que busca ampliar la capacidad del sistema en los próximos años. Dentro de esta estrategia, las autoridades también han comenzado a incorporar el almacenamiento energético como un elemento clave para garantizar la flexibilidad y estabilidad del sistema eléctrico, especialmente ante la creciente participación de tecnologías variables como la solar y la eólica.

Fecha Etapa del proceso
19 de marzo de 2026 Recepción de ofertas
26 de marzo de 2026 Publicación de resultados preliminares
7 de abril de 2026 Presentación del informe de evaluación
5 de mayo de 2026 Resolución de adjudicación

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El conflicto con Irán sacude la energía global: ¿cómo afecta a Europa y Latinoamérica?

La escalada del conflicto en Medio Oriente volvió a impactar de forma inmediata en los mercados energéticos globales, ya que la tensión geopolítica impulsó los precios del gas y del petróleo y puso en evidencia la exposición de muchos sistemas eléctricos a la volatilidad de los combustibles fósiles.

En Europa el efecto fue particularmente visible: el costo de generar electricidad con gas aumentó más de 50% en los primeros diez días desde el inicio del conflicto, impulsado por el salto del precio del gas en los mercados internacionales.

En paralelo, la Unión Europea pagó unos 2500 millones de euros adicionales por importaciones de combustibles fósiles en apenas diez días, reflejando el peso que aún tienen estos recursos en la matriz energética del bloque.

“Esperaríamos cierto impacto en los precios de la electricidad”, afirmó Chris Rosslowe, Senior Energy Analyst en Ember,, quien también explicó que el impacto tiende a ser mayor en los países donde el gas tiene un rol central en la formación del precio eléctrico, como ocurre en Italia.

La relación entre el gas y el precio de la electricidad responde al funcionamiento del mercado eléctrico europeo, dado que, bajo el esquema marginalista, la tecnología más cara necesaria para cubrir la demanda fija el precio final del sistema. Y en muchos casos resulta gas o carbón y, por tanto, cuando el precio de éstos sube, el costo eléctrico tiende a seguir la misma tendencia.

Sin embargo, el crecimiento de las energías renovables comenzó a modificar gradualmente esta dinámica, debido a que a medida que aumenta la participación de fuentes limpias en la generación, disminuye la necesidad de recurrir a centrales fósiles para cubrir la demanda.

Por lo que Rosslowe destacó el caso de España como uno de los ejemplos más claros de este cambio: “La expansión eólica y solar es el principal motor del desacople entre los precios del gas y la electricidad en España”.

Los datos reflejan esa evolución, donde la participación conjunta de solar y eólica en la generación eléctrica española pasó del 33% en 2021 al 42% en 2025, reduciendo la influencia gasífera en el MEM en apenas 15% de las horas; mientras que en Italia lo hizo en el 89%, evidenciando una dependencia mucho mayor del combustible fósil.

Rosslowe también señaló que el caso español demuestra cómo las energías renovables pueden actuar como un escudo frente a la volatilidad del gas, algo especialmente relevante en un contexto global que ya experimentó dos grandes shocks de precios fósiles en apenas cinco años.

Incluso, según un informe del think tank energético, el mundo instaló la cifra récord de 814 GW de capacidad de energía solar y eólica en 2025, un 17% más que el año anterior. Y para ponerlo en contexto: la electricidad generada solo por los GW añadidos el último año podría sustituir a más de una séptima parte de la generación mundial de gas, o casi el doble del volumen total de exportaciones anuales de gas natual licuado (GNL) de Catar.

La energía solar representó la mayor parte de las nuevas incorporaciones de capacidad, con casi 4 GW nuevos añadidos a nivel mundial por cada 1 GW de energía eólica. En 2025 se añadieron 647 GW de capacidad solar en todo el mundo, frente a los 582 GW de 2024, lo que significa un aumento interanual del 11 %.

América Latina: exportadores e importadores frente al shock energético

La volatilidad de los precios energéticos generada por el conflicto también tiene implicancias para América Latina, aunque con efectos distintos según la estructura energética de cada país.

Esto impacta de manera diferente en los sistemas energéticos de América Latina, según si un país es exportador o importador neto de hidrocarburos”, explicó Wilmar Suarez, Energy Analyst en Ember.

En ese contexto, países exportadores de petróleo y gas como Brasil, Colombia o Venezuela podrían beneficiarse de mayores ingresos por ventas externas, impulsados por el aumento de los precios internacionales.

Por el contrario, economías importadoras como Chile o Perú enfrentarían mayores costos energéticos, lo que puede presionar las balanzas comerciales y trasladarse a los precios de transporte y electricidad.

Más allá de esas diferencias, el contexto también podría acelerar cambios estructurales en la región hacia programas de eficiencia energética y el despliegue de renovables.

A escala global, las renovables continúan ganando peso en los sistemas eléctricos. Por ejemplo, en la Unión Europea representan cerca del 44% de la generación, impulsadas principalmente por el crecimiento de la solar y la eólica; en tanto que LATAM el peso es incluso mayor.

Según datos de la Organización Latinoamericana de Energía, más del 65% de la electricidad regional proviene de fuentes renovables, dominadas por la hidroelectricidad y con una expansión sostenida de la solar y eólica.

En ese contexto, Rosslowe consideró que la electrificación puede convertirse en un factor clave para reducir la exposición a crisis energéticas.

El analista sostuvo que el precio final de la electricidad es uno de los factores más importantes para acelerar ese proceso y que una política fiscal que incentive el uso de electricidad limpia ayudaría a reducir la dependencia de combustibles fósiles importados, fortaleciendo al mismo tiempo la seguridad energética.

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JA Solar proyecta paneles de hasta 680 W en un mercado solar argentino «más sofisticado»

El mercado solar argentino muestra señales de mayor madurez técnica, con desarrolladores y áreas de compras que hoy cuentan con mayor conocimiento sobre tecnologías fotovoltaicas y criterios de eficiencia en los proyectos.

«Vemos un mercado argentino más sofisticado, incluso la tecnología avanza mucho más rápido de las políticas. Argentina es un mercado que ha sido muy volátil y seguramente durante este tiempo surjan nuevas dudas y preguntas que se podrán resolver en el corto plazo», sostuvo Erick Melo, Technical Manager South Latam de JA Solar, durante el panel 1 del segundo día de FES Argentina.

Al mismo tiempo, destacó que el cambio también se refleja en el perfil de los compradores de tecnología. Las áreas técnicas y de adquisiciones participan cada vez más activamente en la evaluación de soluciones, lo que contribuye a mejorar el desempeño de los proyectos fotovoltaicos, lo que permite optimizar decisiones tecnológicas y garantizar instalaciones más eficientes.

En paralelo, el mercado argentino continúa sumando nueva capacidad renovable, con licitaciones y contratos que reflejan el creciente peso de la tecnología solar. En la última ronda del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), por ejemplo, se adjudicaron 365 MW de nueva capacidad, con una fuerte presencia de proyectos fotovoltaicos y obras de infraestructura asociadas para facilitar su integración al sistema eléctrico.

Reviva el día 2 de FES Argentina: https://www.youtube.com/watch?v=CvOl38xzqk8

Expansión global

A nivel global, JA Solar finalizó 2025 con una participación superior al 14% del mercado fotovoltaico mundial, consolidándose entre los principales fabricantes del sector. Y a nivel local esperan «tener los proyectos más importantes a nivel utility scale y C&I».

La actividad de la empresa en el país también se refleja en su participación en proyectos energéticos vinculados a la industria minera, como el suministro de módulos fotovoltaicos para una iniciativa en la provincia de Catamarca, destinada a abastecer operaciones del sector.

Con 20 años de trayectoria en la industria, JA Solar continúa impulsando módulos basados en tecnología TOPCon, una arquitectura que mejora el rendimiento en condiciones reales de operación y no únicamente bajo parámetros de laboratorio.

Aunque en términos de evolución tecnológica, el ejecutivo señaló que la industria mantendrá ciertos estándares , mientras el avance se concentrará en mejoras de eficiencia.

Creemos que el estándar de dimensiones mecánicas se mantendrá y lo que veremos serán eficiencias mayores, con módulos por encima de 670-680 W”, detalló Melo.

Estas mejoras se complementarán con la incorporación creciente de sistemas de baterías para optimizar la gestión de la generación fotovoltaica en distintos tipos de proyectos.

En este escenario, JA Solar mantiene una estrategia enfocada en el acompañamiento técnico cercano a sus clientes, con el objetivo de mejorar la implementación de los proyectos y reducir posibles inconvenientes operativos.

La empresa impulsa capacitaciones técnicas periódicas en distintos mercados de la región, una iniciativa que ya se replica en países como Chile y Perú y que busca fortalecer el conocimiento tecnológico de los actores del sector.

Según Melo, este enfoque permite anticipar desafíos técnicos y minimizar necesidades de soporte posterior, consolidando relaciones de largo plazo con los desarrolladores.

Finalmente, el ejecutivo señaló que la compañía continuará profundizando esta estrategia en los próximos años, con foco en soporte técnico especializado y acompañamiento en el desarrollo de proyectos.

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Solaria obtiene aprobación ambiental para 480 MWh adicionales de baterías en España

Solaria Energía y Medio Ambiente ha obtenido las declaraciones de impacto ambiental (DIA) favorables para la instalación de 480 MWh de sistemas de almacenamiento con baterías (BESS) asociados a siete plantas fotovoltaicas situadas en Castilla-La Mancha (España).

Estas autorizaciones permiten avanzar en la hibridación de instalaciones renovables existentes, optimizando el uso de la infraestructura eléctrica y aumentando la flexibilidad del sistema energético.

Además, en febrero anunció  la adquisición de 516 MWh en sistemas de almacenamiento con baterías que serán instalados en ocho de sus proyectos fotovoltaicos en España, contando con una inversión total de 150 millones de euros y que refuerza su estrategia de integración vertical y optimización de activos renovables. Se trata de  sistemas de almacenamiento que se incorporarán a los proyectos El Baldío 2, Tordesillas 3, Valdelosa, Guleve, Draco, Juno 1, Santiz 1 y Pegaso.

Con estas nuevas aprobaciones, Solaria suma ya un total de 3.280 MWh de capacidad de almacenamiento con aprobación ambiental, consolidando su posición como uno de los desarrolladores más avanzados en almacenamiento energético en el sur de Europa.

El desarrollo de sistemas BESS forma parte de la estrategia de Solaria para integrar generación renovable, almacenamiento e infraestructuras eléctricas, con el objetivo de mejorar la gestionabilidad de la energía renovable, optimizar la participación en los mercados eléctricos y facilitar la integración de mayor capacidad renovable en la red.

La compañía continúa así ejecutando su plan estratégico de crecimiento, que contempla una fuerte expansión en almacenamiento energético en España y en otros mercados europeos, elemento clave para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico en un contexto de creciente electrificación de la economía y aumento de la demanda energética vinculada a la industria y a las infraestructuras digitales.

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Cox cierra con Goldman Sachs el financiamiento por 3600 millones de euros para adquirir Iberdrola México

La empresa española Cox aseguró el financiamiento necesario para completar la adquisición de los activos de Iberdrola en México, una operación clave para expandir su presencia en el mercado eléctrico del país. El esquema financiero fue estructurado con el respaldo del banco de inversión Goldman Sachs, que lidera un financiamiento por 3600 millones de euros destinado a concretar la transacción.

Este paso permite avanzar en el cierre de una de las operaciones corporativas más relevantes recientes dentro del sector energético latinoamericano. La adquisición contempla la incorporación de una cartera de activos que incluye más de 1200 MW de capacidad renovable, además de infraestructura energética vinculada al suministro eléctrico para clientes industriales.

Goldman Sachs, además de liderar el préstamo sindicado realizará una aportación de 200 millones de euros de capital para respaldar la adquisición. Este apoyo se suma al proceso de financiamiento que la empresa había comenzado a estructurar a principios de año.

En enero, la compañía había anunciado un paquete de financiación por 2650 millones de dólares para avanzar con la compra del negocio energético. En esa instancia participaron siete entidades financieras internacionales: Citi, Goldman Sachs, Barclays, Deutsche Bank, Santander, BBVA y Bank of Nova Scotia, que acompañan la estructuración del financiamiento para la operación.

El portafolio que cambiará de manos incluye una infraestructura energética relevante dentro del sistema eléctrico mexicano. Actualmente Iberdrola México dispone de una capacidad instalada superior a 2.6 GW, distribuida en 15 centrales de generación que combinan distintas tecnologías: seis parques eólicos, tres plantas fotovoltaicas y seis instalaciones de cogeneración y ciclo combinado, ubicadas en 12 estados del país.

La transacción forma parte de la estrategia de expansión internacional de Cox, que busca consolidar una plataforma energética integrada en América Latina mediante la incorporación de activos operativos. Con esta operación, la compañía fortalece su posicionamiento dentro del sistema eléctrico mexicano y amplía su presencia en proyectos vinculados a la transición energética.

La adquisición también contempla la integración del capital humano asociado a estas operaciones. Cox confirmó que incorporará a los 700 trabajadores de Iberdrola México, con el objetivo de preservar el conocimiento técnico acumulado en los proyectos y garantizar la continuidad operativa de las instalaciones.

Desde la dirección de la empresa destacan el impacto estratégico del acuerdo para el crecimiento de la compañía. El presidente ejecutivo de Cox, Enrique Riquelme, definió la operación como “transformacional para la compañía, elevando a Cox a un nuevo nivel en cuanto a tamaño y posicionamiento estratégico” dentro del sector energético.

La operación se produce además en un contexto de reconfiguración del mercado energético mexicano. En los últimos años el país ha atravesado cambios regulatorios y estratégicos que redefinieron el papel de los actores privados dentro del sistema eléctrico, mientras el Estado busca reforzar su protagonismo en la planificación energética.

En ese escenario, Iberdrola decidió revisar su estrategia en México y avanzar en la venta de parte de sus activos. La compañía española prevé completar su salida del mercado mexicano en 2025, con el objetivo de concentrar sus operaciones en Estados Unidos y Reino Unido, considerados mercados prioritarios para su crecimiento.

La retirada de Iberdrola abre espacio para nuevos actores dentro del sector energético mexicano. En ese contexto, Cox, una empresa de menor tamaño que la multinacional española, busca consolidar su presencia en el país mediante la incorporación de infraestructura operativa y el fortalecimiento de su posicionamiento dentro del mercado eléctrico.

El interés de inversores internacionales por el sistema energético mexicano se mantiene debido al tamaño de su demanda eléctrica, su base industrial y el potencial de crecimiento de las energías renovables. Con el financiamiento asegurado y la incorporación de activos superiores a 1.200 MW de generación renovable, Cox avanza en su estrategia de expansión regional y refuerza su presencia dentro del sector energético de América Latina.

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PV Book abre su edición 2026 tras superar 12000 descargas entre líderes del sector solar

La edición 2026 del PV Book de Energía Estratégica ya abrió su convocatoria para empresas del sector fotovoltaico que buscan posicionar sus tecnologías ante una audiencia especializada. 

Tras el impacto alcanzado en su lanzamiento, la plataforma prepara su segunda edición, luego de haber presentado por primera vez el catálogo en 2025, con una propuesta digital orientada a la toma de decisiones técnicas, el PV Book reúne en un mismo entorno información detallada sobre módulos fotovoltaicos, inversores, sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) y trackers solares

Esta centralización de fichas técnicas permite a desarrolladores, distribuidores, EPCistas e inversores comparar soluciones y evaluar tecnologías disponibles en un mercado global cada vez más competitivo.

Durante su primera edición en 2025, la herramienta registró más de 12.000 descargas, con una audiencia compuesta en más de 50% por líderes y tomadores de decisión de la industria energética. Este alcance consolidó al catálogo como una plataforma técnica relevante para fabricantes y proveedores que buscan ampliar su visibilidad en el ecosistema solar.

La publicación anterior reunió a casi 50 compañías del sector fotovoltaico, entre las que se destacaron Solis, JA Solar, Huawei, Yingli, Sungrow, APSystems, Black and Veatch, Pylontech, Tongwei, Jinko Solar, S-5!, Gonvarri Solar Steel, GCL, Master Battery, Erco Energia Gotion, CATL, Amara, Growatt, Sisener, 8.2 Group, Genneia, 360Energy, Tecnovex, Above, Risen, PVH, Hellonext, SAV Digital Power Technologies, ClouEss, LONGi, Astronergy, EPSE, Great Power, Sigenergy, Haitai Solar, Fronius, Ideematec, FoxEss, GoodWe, Soltec, SolaX Power, Solar DQD, Antai Solar, Factiun, Singsun, YPF Luz, Energía Americana y EMD International.

Para la edición 2026, el catálogo ya cuenta con empresas que confirmaron su participación, entre ellas Solis, Sungrow, Tongwei, Solar Steel, 360 Energy, SolaX Power, Sigenergy, Black and Veatch, EPSE San Juan, NextPower, BLC Power Generation, Erco Energia, Jinko Solar, APSystems, GameChange, S-5! y Energía Americana, anticipando nuevamente una amplia representación de tecnologías y soluciones para proyectos solares.

Como novedad, la nueva edición buscará dar mayor protagonismo a los distribuidores fotovoltaicos, actores que cumplen un rol cada vez más relevante en la expansión de la tecnología solar y en la conexión entre fabricantes, integradores y clientes finales.

Con una interfaz intuitiva y un punto de acceso digital único para información técnica actualizada, el PV Book facilita el análisis comparativo de equipamientos y permite a las empresas posicionar sus productos ante compradores y tomadores de decisión de distintos mercados.

En este contexto, Energía Estratégica ya abrió oficialmente la convocatoria para formar parte de la edición 2026. Las compañías interesadas en incluir sus tecnologías dentro del catálogo pueden solicitar información para asegurar su participación en la próxima publicación. 

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España espera concursos de demanda con 75 nudos susceptibles de convocatoria tras adjudicar 928 MW: ¿qué viene ahora?

España comienza a definir la próxima etapa del acceso a potencia eléctrica para nueva demanda, luego de que el primer concurso de capacidad de acceso de demanda adjudicara 928 MW en cinco nudos de la red de transporte.

Red Eléctrica ya identificó un amplio mapa de puntos donde podrían celebrarse nuevos concursos de acceso de demanda, de manera que existen 75 nudos de la red de transporte susceptibles de convocatorias de concursos, distribuidos entre infraestructuras de 220 kV y 400 kV en distintas regiones del país.

Estos puntos se reparten en comunidades autónomas como Andalucía, Castilla-La Mancha, Castilla y León, Aragón, Extremadura, Galicia, Cataluña, Comunidad Valenciana y Comunidad de Madrid, entre otras.

Por lo que de cara a lo que viene, el sector ya espera nuevas convocatorias, Jorge González Onieva Johansson, director de Desarrollo de Negocio en OSPREL, consideró que el próximo concurso podría avanzar entre el segundo y tecer trimestre del año, aunque todavía con ajustes regulatorios en evaluación.

“Hubo retrasos, pero puede ser que podamos ver concursos de demanda más ágiles y que no estén atascados como los de generación. La incertidumbre inicial se está reduciendo, y el hecho de que ya se haya convocado y resuelto un primer proceso indica que este mecanismo avanzará», explicó el ejecutivo en diálogo con Energía Estratégica.

En ese contexto, el directivo también señaló que los próximos procesos podrían incorporar ajustes en su diseño,  en un entorno regulatorio todavía en evolución y con margen para observaciones del sector sobre los criterios de adjudicación..

Balance del primer concurso

Mientras se espera la próxima convocatoria, el mercado analiza los resultados del primer proceso. En total se adjudicaron 928 MW en cinco nudos de la red, con proyectos vinculados principalmente a electrificación industrial y desarrollo de hidrógeno verde.

Las adjudicaciones se concentraron en los nudos Brazatortas 400 (Ciudad Real), Cristóbal Colón 220 (Huelva), Francolí 220 (Tarragona), Nuevo Vigo 220 (Pontevedra) y Palos 220 (Huelva). Entre los proyectos destacan Hydnum Steel con 500 MW para su iniciativa de acero verde en Puertollano, Moeve con 257,3 MW vinculados al Valle Andaluz del Hidrógeno Verde,electrificación de planta de automoción de Stellantis en Vigo, además de desarrollos industriales impulsados por Atlantic Copper y Messer.

“El recurso de capacidad de demanda ya no es algo disponible para todo el mundo, sino que es un recurso estratégico y empieza a tener muchísimo valor”, señaló el directivo.

Cabe recordar que el primer concurso estableció tres criterios principales de evaluación: emisiones evitadas, fecha de puesta en marcha y volumen de inversión. Además, los promotores debieron presentar garantías de 25000 euros por MW por cada criterio, como mecanismo para asegurar el cumplimiento de los compromisos asumidos.

De modo que se compararon iniciativas con perfiles industriales, plazos e impactos muy distintos, por lo que uno de los factores más sensibles es la comparación sobre todo en los proyectos en desarrollo que dependen de la administración.

“No es sencillo comparar proyectos con grados de madurez muy distintos. Una ampliación industrial de una planta ya operativa puede aportar consumo real de forma mucho más rápida, mientras que un proyecto de hidrógeno verde suele moverse en horizontes de desarrollo más largos y complejos que dependen de la administración y pueden sufrir retrasos.”, explicó González Onieva Johansson.

El diseño del concurso también clasificó los proyectos según su tipo de consumo eléctrico: hidrógeno y gases renovables (tipo 1), electrificación industrial y minería (tipo 2) y centros de datos (tipo 3). La convocatoria priorizó las dos primeras categorías, lo que generó debate en torno al acceso a potencia para desarrollos digitales.

“Si las bases siguen priorizando el hidrógeno y la descarbonización industrial, los data centers pueden quedar desplazados en determinados nudos si las categorías 1 y 2 absorben la capacidad disponible”, sostuvo el directivo.

La cuestión adquiere especial relevancia en un momento en que España registra un fuerte crecimiento en proyectos de centros de datos, impulsado por la expansión de la inteligencia artificial y los servicios cloud, a tal punto que, según fuentes oficiales del gobierno, se han concedido 12 GW de potencia a proyectos vinculados a data centers.

El volumen de iniciativas que ya están sobre la mesa moviliza más de €30000 millones en inversiones, con desarrollos pendientes de acuerdos energéticos, permisos de red y estrategias conjuntas entre utilities, tecnológicas y promotores.  

Para los desarrolladores energéticos y grandes consumidores eléctricos, este mapa anticipa la próxima fase de competencia por acceso a potencia, un factor cada vez más determinante para la localización de nuevas industrias electrificadas, proyectos de hidrógeno y centros de datos.

“Necesitamos más consumo eléctrico para crecer como país, tener más industria y generar más negocio”, concluyó González Onieva Johansson.

Según el ejecutivo, el desafío ahora será lograr que los próximos concursos avancen con mayor agilidad, de modo que el sistema eléctrico pueda acompañar la expansión industrial y tecnológica que se proyecta en los próximos años.

Además, el sector sigue de cerca la propuesta regulatoria sobre demanda flexible, que podría abrir mecanismos complementarios para determinados grandes consumos y añadir nuevas alternativas al esquema puramente competitivo de los concursos.

Relación de nudos susceptibles de convocatoria de concurso de capacidad de acceso de demanda actualizado al 16 de marzo

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Mandarano y el nuevo escenario para PPAs en Argentina: “Hace más de 20 años que no jugábamos al mercado”

El mercado eléctrico argentino entra en una nueva etapa en la que los PPAs entre privados tomarán mayor fuerza, con la competitividad de todas las fuentes y el Mercado a Término (MAT) como protagonistas de la transición, producto de la Resolución SE N° 400/25.

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, analizó las nuevas condiciones para la comercialización y advirtió que implica recuperar prácticas de décadas pasadas.

“Hace más de 20 años que no jugábamos al mercado. Ahora hay que desempolvarse, empezar a saber que hay que asumir riesgos, que ahora hay que ir a cobrarle al cliente, gestionar riesgo e infraestructura”, sostuvo durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina

“Para eso estamos. Sino, contratos de largo plazo hechos con CAMMESA o Plan Gas hasta el infinito y más allá, no es riesgo. Hace 20 años que ni los productores de gas ni los generadores gestionamos riesgo”, insistió frente a más de 600 líderes del sector. 

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Más allá del rediseño del negocio eléctrico, uno de los desafíos estructurales del sistema argentino será abastecer la creciente demanda energética asociada a la minería de litio, especialmente en el norte del país, dado que el desarrollo simultáneo de múltiples proyectos mineros en regiones con infraestructura limitada plantea interrogantes sobre cómo garantizar suministro continuo y competitivo, además de inversiones significativas en redes de transmisión y potencia firme, más allá de la expansión renovable.

Por lo que YPF Luz avanza en el desarrollo de soluciones para anticiparse a esa demanda potencial, incluyendo un proyecto de infraestructura eléctrica de 350 kilómetros destinado a abastecer operaciones mineras. 

“Sin embargo, no logramos que la demanda firme un compromiso, con lo cual no podemos hacer una línea sin tener nada firmado. A pesar que tenemos la ingeniería y que hicimos una licitación, no pudimos adjudicar para la construcción porque no estaba la demanda”, reveló Mandarano.

“No firman porque les falta financiamiento, algún estudio, o alguna otra cosa. Entonces como tiene a riesgo su proyecto, no toma el compromiso con el generador. Entonces falta esa decisión”, agregó.

A ello se suma el contexto internacional del mercado del litio, el cual experimentó una baja significativa, situándose en niveles cercanos a los USD 9.400 y USD 9600 por tonelada para el carbonato de litio, lo que condicionó la tracción de nuevas decisiones de inversión. 

De todos modos, mientras se redefine el negocio eléctrico, YPF Luz continúa ampliando su portafolio de proyectos renovables y soluciones energéticas, con el objetivo de acompañar la evolución de la demanda. A tal punto que ya cuenta con 819 MW renovables operativos y apunta a alcanzar 1 GW en el corto plazo.

Entre los proyectos se destaca El Quemado, el parque solar que la empresa desarrolla en Mendoza y la la primera iniciativa adherida al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), que tendrá 305 MW de capacidad instalada, de los cuales 200 MW ya fueron habilitados comercialmente y el resto entrará en operación próximamente.

En abril estará operando con toda su capacidad y será el parque solar más grande de la Argentina. Además, estamos construyendo proyectos de baterías que fuimos adjudicados en 2025 en la licitación AlmaGBA, ubicados en Central Dock Sud. Estimamos que para noviembre estará el proyecto en operación, lo que demuestra la velocidad en la cual se puede desarrollar un proyecto”, aseguró Mandarano.

Finalmente, el ejecutivo remarcó que la evolución de la matriz energética dependerá de las características de cada demanda y de la combinación de tecnologías disponibles

En esa lógica, cada tecnología cumple un rol distinto dentro del sistema: “Si se requiere algo modular y de poco mantenimiento, será solar; en cambio si se requiere algo en firme va a ser térmico, si está en el sur podrá ser eólico”, concluyó el CEO.

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JinkoSolar supera los 400 GW de envíos y anticipa una nueva era de la energía solar: ¿Hacia dónde va la industria?

JinkoSolar alcanzó un nuevo hito: superó los 400 GW en envíos acumulados de módulos solares a nivel mundial, en medio de un contexto de transformación estructural marcada por escala industrial, cambios impositivos, innovación tecnológica y una creciente demanda de generación renovable.

El volumen de despliegue equivale a una capacidad suficiente para abastecer aproximadamente 40 millones de hogares, un indicador que dimensiona la magnitud del avance de la energía solar durante las últimas dos décadas.

Y desde Jinko Solar señalan que hace veinte años la energía solar costaba cerca de 3 USD/W mientras que en la actualidad «el precio puede ubicarse en torno a 0.10 USD/W», una reducción que transformó por completo la competitividad de la tecnología frente a otras fuentes de generación.

De acuerdo con Jinko Solar, la próxima etapa del desarrollo solar ya no estará centrada exclusivamente en reducir costos, sino en maximizar el valor que aporta la tecnología al sistema energético: “Los próximos 20 años no serán cuestión de coste, serán cuestión de valor”, señalan desde la compañía.

En paralelo a este crecimiento industrial, Jinko Solar Co., Ltd., la principal filial operativa del grupo, publicó resultados financieros preliminares correspondientes al ejercicio 2025, aunque se tratan de cifras preliminares y no auditadas, por lo que podrían diferir de los resultados consolidados del grupo debido a diferencias contables y de consolidación.

Para el año completo 2025, los ingresos preliminares no auditados alcanzaron los ¥ 65490 millones (cerca de USD 9500 millones), lo que representa una disminución interanual del 29,18%. En ese mismo período, la pérdida neta preliminar atribuible a los accionistas fue de ¥ 6790 millones (aprox USD 984,5 millones), frente al beneficio neto atribuible a los accionistas de ¥ 98,9 millones (USD 14,34 millones) registrado en 2024.

Asimismo, la pérdida neta preliminar atribuible a los accionistas, excluyendo ganancias y pérdidas no recurrentes, ascendió a ¥ 7640 millones (USD 1107 millones) y, según explicó la compañía, estos resultados se debieron principalmente a una disminución de la rentabilidad del negocio principal de Jiangxi Jinko, como consecuencia de la caída en los precios de venta de los productos fotovoltaicos, un fenómeno que impacta actualmente a gran parte de la industria solar global.

En paralelo, la compañía continúa reforzando su posicionamiento tecnológico. Recientemente lanzó el Tiger Neo 3.0, su nuevo módulo basado en celdas N-Type TOPCon de tercera generación, una tecnología que se posiciona entre las más avanzadas dentro de la industria fotovoltaica.

El módulo alcanza una potencia máxima de 670 W y una eficiencia de conversión de hasta 24,8%, parámetros que buscan mejorar el rendimiento energético de los proyectos solares y reducir el costo nivelado de la electricidad en instalaciones a gran escala. 

La pregunta que comienza a atravesar al sector ya no es si la energía solar seguirá creciendo, sino cómo evolucionará su rol dentro del sistema energético mundial.  A este cambio estructural se suma además un nuevo factor en el mercado global. 

China decidió eliminar parte de los incentivos fiscales a la exportación de productos fotovoltaicos, incluida la devolución del impuesto al valor agregado, una medida que podría impactar en los precios internacionales de los módulos solares. Analistas del sector anticipan que este ajuste podría marcar el fin de la era del panel “ultra barato”, con posibles aumentos de hasta 15% en los precios durante 2026.

En este escenario de transición, fabricantes como JinkoSolar apuestan a que el futuro del mercado estará cada vez más definido por la innovación tecnológica, la eficiencia de los módulos y el valor energético que la fotovoltaica aporte a los sistemas eléctricos globales.

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República Dominicana será sede de la XI Semana de la Energía de OLACDE

República Dominicana será la sede de la XI Semana de la Energía de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE), el principal encuentro energético de América Latina y el Caribe y autoridades de 27 países para debatir los desafíos estratégicos de la transición energética regional, con énfasis en la transición energética justa, la innovación tecnológica, la integración energética regional y la seguridad energética.

La jornada, organizada por OLACDE, junto a los ministerios de Energía y Minas, Relaciones Exteriores y las empresas del Estado vinculadas al sector eléctrico de República Dominicana, se realizará en octubre y contará con más de 200 panelistas y cerca de 3000 participantes, incluyendo representantes de gobiernos, sector privado, organismos multilaterales y sociedad civil.

Entre las actividades destacadas figuran la LVI Reunión de Ministros de Energía, el IV Consejo Empresarial de OLACDE y sesiones técnicas sobre los principales retos del sector energético, como la expansión de energías renovables, eficiencia y seguridad energéticas frente al cambio climático.

“República Dominicana se posiciona como epicentro del diálogo energético de América Latina y el Caribe, al acoger la XI Semana de la Energía de Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía. Este es el evento más influyente del sector energético regional, donde se construyen consensos y soluciones para la transición energética, señaló el ministro de Energía y Minas, Joel Santos.

Anunció que el país avanza hacia su consolidación como un hub energético del Caribe y que pondrá en marcha una Agenda Nacional de Almacenamiento Energético, clave para integrar más renovables y garantizar la estabilidad del sistema.

“Este es un mensaje claro al mundo: República Dominicana no solo participa en la transición energética, la está liderando desde el Caribe”, dijo.

Santos informó que al finalizar este mes se suma al sistema eléctrico la planta a gas natural Energía 2000 (290 MW en ciclo simple) y que durante el verano completará el ciclo combinado, para completar los414 MW de generación.

“Para 2027-2028 entrarán en operación San Felipe I (460 MW), Manzanillo I (426 MW) y Manzanillo II, reforzando la confiabilidad del sistema. Además, se incorporarán baterías por 138 MW y otras 300 MW en proceso, y avanzan los preparativos del cable submarino con Puerto Rico, fortaleciendo seguridad energética y permitiendo intercambio regional”, detalló.

En tanto que, el secretario ejecutivo de la OLACDE, Andrés Rebolledo, resaltó que la energía se ha convertido en un eje central para el desarrollo económico, la innovación tecnológica y la seguridad en un contexto global marcado por grandes transformaciones.

Asimismo, enfatizó que la Semana de la Energía será el escenario ideal para que los países de América Latina y el Caribe dialoguen sobre transición energética, fortalecimiento de sistemas, integración regional y la construcción de una visión conjunta para el futuro del sector.

Detalles del evento

En la XI Semana de la Energía se desarrollará una agenda de actividades paralelas que enriquecerán el diálogo multisectorial sobre los principales desafíos y oportunidades del sector energético, reuniendo a actores del sector público, privado y de la sociedad civil.

Asimismo, se celebrará la ceremonia de premiación de la tercera edición de los Premios de Excelencia Energética, que reconocen iniciativas destacadas impulsadas por actores públicos, privados, académicos y comunitarios.

República Dominicana, como país anfitrión de esta undécima edición, se distingue por su ambiciosa política energética. Ha logrado un 25 % de energías renovables en su matriz eléctrica impulsada principalmente por la tecnología solar fotovoltaica. Además, promueve un marco normativo moderno en materia de eficiencia energética y ordenamiento territorial con bajas emisiones.

Los organizadores han habilitado el sitio oficial www.semanadelaenergia.olade.org, donde las personas interesadas pueden registrarse gratuitamente como participantes y conocer más detalles de la programación.

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México publica nuevo modelo contrato para interconexión y conexión al sistema eléctrico

La Comisión Nacional de Energía (CNE) oficializó un nuevo modelo de contrato para la interconexión y conexión al Sistema Eléctrico Nacional, aplicable a centrales eléctricas, sistemas de almacenamiento de energía y centros de carga. La medida fue publicada en el Diario Oficial de la Federación el 17 de marzo de 2026 y busca actualizar el marco regulatorio del sector eléctrico mexicano.

El documento establece las condiciones contractuales que regirán la conexión de instalaciones a la Red Nacional de Transmisión y a las Redes Generales de Distribución, así como las responsabilidades de las partes involucradas en el proceso de interconexión. En este esquema participan la Comisión Federal de Electricidad (CFE), en su carácter de transportista o distribuidora, y los solicitantes que desarrollen proyectos de generación, almacenamiento o consumo eléctrico.

El acuerdo también precisa que las centrales bajo la modalidad de generación distribuida con capacidad menor a 0,7 megawatts no deberán suscribir este contrato, sino ajustarse al modelo establecido en las Disposiciones Administrativas de Carácter General en materia de Generación Distribuida. Con ello, la CNE busca aportar mayor claridad y orden regulatorio al funcionamiento del sector eléctrico.

En términos prácticos, el nuevo modelo estandariza jurídicamente el instrumento base para acceder al Sistema Eléctrico Nacional. En la práctica, se trata del contrato habilitante para la operación de un proyecto eléctrico, ya que sin su formalización no puede concretarse la sincronización con la red ni iniciar la operación comercial. Al mismo tiempo, el contrato se consolida como un instrumento clave de cumplimiento regulatorio dentro del sistema eléctrico.

Entre los aspectos centrales del nuevo esquema se destaca la estandarización obligatoria del instrumento contractual, que establece un modelo único aplicable a centrales eléctricas, sistemas de almacenamiento y centros de carga. Esta uniformidad busca fortalecer la certeza jurídica para los desarrolladores, aunque también reduce los márgenes de negociación estructural en los proyectos.

El modelo también refuerza el rol operativo del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), ya que la celebración del contrato queda condicionada a la instrucción de este organismo. De esta manera se consolida el carácter vinculante de la planeación eléctrica y la coordinación técnica del sistema.

Otro de los puntos relevantes es la integración formal de los sistemas de almacenamiento eléctrico dentro del esquema contractual. El modelo reconoce a estas instalaciones como sujetos contractuales plenos, lo que abre nuevas oportunidades para el desarrollo de proyectos híbridos y soluciones de flexibilidad operativa, incluyendo esquemas que combinan generación solar con almacenamiento en baterías y servicios complementarios al sistema.

Asimismo, la regulación establece mayores responsabilidades para los desarrolladores en materia de infraestructura y cumplimiento de plazos, particularmente en lo relativo a obras específicas, garantías y fechas estimadas de operación. Este enfoque incrementa el peso del riesgo de desarrollo y puede influir en la bancabilidad de los proyectos.

En paralelo, el acuerdo fortalece el concepto del punto de interconexión como un elemento estratégico dentro de la estructuración técnica y financiera de los proyectos eléctricos, en un contexto donde la planeación del sistema adquiere un rol cada vez más determinante.

Desde una perspectiva de política pública, la actualización del modelo contractual confirma una tendencia hacia un esquema de planeación energética más centralizado, en el que la participación privada se articula bajo criterios técnicos definidos por la planificación del sistema eléctrico nacional.

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El gobierno de Santa Fe evalúa nuevas convocatorias renovables para utility scale y y generación distribuida

El gobierno de Santa Fe evalúa lanzar nuevas convocatorias para proyectos de energías renovables tanto de gran escala como de generación distribuida, con el objetivo de ampliar la participación privada y fortalecer la diversificación de su matriz eléctrica. 

“Tenemos previsto al menos analizar potenciales futuras licitaciones en el marco de Generfe, el cual fue el primer contrato que la provincia realizó directamente con un privado comprando energía y estableciendo contratos a largo plazo”, afirmó la subsecretaria de Energías Renovables y Eficiencia Energética de Santa Fe, María Cecilia Mijich, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina.

Este mecanismo ya fue utilizado por la provincia para incorporar proyectos solares mediante contratos de largo plazo, aunque cabe recordar que la última licitación se realizó en mayo de 2023, cuando una única empresa —Coral Energía— presentó oferta y resultó adjudicataria de cuatro parques solares de 5 MW cada uno (total de 20 MW).

Por lo que el análisis de nuevas convocatorias forma parte de una estrategia más amplia orientada a garantizar abastecimiento eléctrico competitivo y sostenible, en un contexto donde las provincias buscan diversificar fuentes y mejorar la eficiencia del sistema.

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En ese marco, la provincia también evalúa cómo estructurar los contratos de abastecimiento renovable para asegurar competitividad tarifaria y estabilidad del sistema eléctrico

“Corremos el riesgo de ver qué tipo de contratos establecemos y al mejor precio posible para entregar el mejor servicio a la gente”, sostuvo la subsecretaria Mijich durante el panel de debate denominado “Competitividad de las energías renovables y el almacenamiento en el Cono Sur”.

Generación distribuida y crecimiento del programa Prosumidores

En paralelo al análisis de nuevas convocatorias para proyectos utility scale, Santa Fe continúa impulsando la expansión de la generación distribuida, principalmente a través del programa Prosumidores, considerado uno de los esquemas pioneros en el país.

La iniciativa comenzó a implementarse entre 2017 y 2018, posicionando a la provincia como una de las primeras jurisdicciones argentinas en promover activamente el autoconsumo renovable y, actualmente, el esquema alcanza cerca de 1500 usuarios – generadores que suman cerca de 10 MW de potencia, considerando instalaciones residenciales, comercios, pymes y grandes demandas.

Pero ahora uno de los motores principales de este crecimiento provendrá por parte de proyectos de GD comunitaria, donde actores del sector privado se pueden unir para llevar adelante un parque solar que abastezca sus consumos.

“Queremos darle una vuelta a Prosumidores y lo estamos trabajando con la Empresa Provincial de Energía (EPE). Tuvimos un gran impacto con parques colaborativos, no solamente entre residenciales, sino entre privados (el tope de la instalación es el promedio del consumo) que es de gran impacto y queremos seguir dándole forma a ese modelo”, reconoció Mijich.

“Sabemos que este tipo de iniciativas  viene a sacudir el funcionamiento tradicional de las distribuidoras y también a poner el ojo, porque en la posibilidad de que los privados realicen contratos también se debe analizar cómo repercute dentro de las distribuidoras y que no se corra el riesgo de desfinanciamiento”, aclaró.

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Más de 2 GW en cartera: un productor independiente busca consolidar su portafolio solar y BESS en México

El consejo de administración de Energía Aljaval aprobó su Plan Estratégico para el periodo 2026-2027, el cual sitúa a México como el epicentro absoluto de su crecimiento global con un portafolio de 8 proyectos utility scale que suman poco más de 2.1 GW renovables y almacenamiento BESS.

Tras más de una década de presencia ininterrumpida en el país desde 2013, la compañía da un paso al frente para liderar la nueva ola de transición energética impulsada por el nearshoring y el nuevo marco regulatorio nacional. Y como primer gran hito operativo de esta etapa, la compañía formalizó la presentación de sus proyectos fotovoltaicos Pinos, General Cepeda, Santa Lucía y Chapote ante la Ventanilla Única de Proyectos Estratégicos del Sector Energético (VUPE).

Los proyectos se encuentran en etapas avanzadas de desarrollo en nodos estratégicos de alta demanda industrial e irradiación óptima, y se reparten de la siguiente manera:

  • Pinos (Zacatecas): 356.5 MWp (Solicitud de interconexión registrada oficialmente en la plataforma VUPE).

  • General Cepeda (Coahuila): 183.1 MWp (Solicitud de interconexión registrada oficialmente en la plataforma VUPE).

  • Santa Lucía (Campeche): 223.03 MWp (Solicitud de interconexión registrada oficialmente en la plataforma VUPE).

  • Chapote (Coahuila): 83.6 MWp (Solicitud de interconexión registrada oficialmente en la plataforma VUPE).

  • San Francisco (Coahuila): 409.3 MWp.

  • San Isidro (Coahuila): 395.4 MWp.

  • Alsacia (Chihuahua): 377.4 MWp.

  • Gómez Farías (Coahuila): 125.5 MWp.

Todos los activos comparten un cronograma unificado, con el objetivo de alcanzar el estado Ready-to-Build (RTB) a finales de 2027 y su entrada en Operación Comercial (COD) en diciembre de 2029.

El 100% de los proyectos del portafolio incluirá sistemas BESS equivalentes al 30% de su capacidad nominal, con una integración de más de 500 MW de storage que abrirá nuevas e importantes vías de ingresos a través del mercado de capacidad y servicios conexos, elevando el atractivo financiero de los activos.

El nuevo Plan Estratégico no parte de cero, sino desde sus primeras autorizaciones otorgadas por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) en 2014, Energía Aljaval ha llevado a fase de operación comercial (COD) cientos de megavatios en el país —incluyendo parques emblemáticos como El Trece Solar o Torrencitos en Chihuahua, y grandes polos de generación en Aguascalientes, Zacatecas y Sonora—, sumando más de 660 MW instalados y conectados a la red nacional en etapas anteriores.

Mientras que a  nivel global, el grupo supera los 900 MW en operación en Latinoamérica y mantiene un pipeline en desarrollo masivo en Europa y Brasil. Esta capacidad real de ejecución es la mayor garantía para los proyectos que hoy avanzan hacia el Ready-to-Build.

«En Energía Aljaval no solo desarrollamos megavatios, estructuramos soluciones integrales de energía firme y limpia. Nuestra permanencia en México desde 2013 nos ha dado la resiliencia y el conocimiento para tener hoy, justo cuando el país más lo necesita, un portfolio de más de 2.1 GW maduro, bancable y listo para ser el motor del nuevo desarrollo industrial mexicano. La reciente presentación de nuestros proyectos Pinos, General Cepeda, Santa Lucía y Chapote en la plataforma VUPE es la mejor prueba de que estamos listos para ejecutar», destacó la Dirección de la compañía.

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China reduce capacidad fotovoltaica tras una oferta que triplicó la demanda: ¿cómo se posiciona Yingli Solar?

El mercado fotovoltaico global atraviesa una etapa de ajuste tras varios años de sobrecapacidad productiva que presionó fuertemente los precios de los módulos solares y la industria comienza un proceso de reordenamiento, impulsado principalmente por decisiones adoptadas dentro de China.

“Hasta hace poco la capacidad de producción triplicaba la demanda internacional, por lo tanto estábamos viendo una bajada de precios algo artificial que no se correspondía con la sostenibilidad de la industria”, manifestó Luis Contreras, Managing Director de Yingli Solar, durante una entrevista exclusiva en Future Energy Summit (FES) Iberia 2026.

Ante este escenario, fabricantes asiáticos comenzaron a aplicar medidas para equilibrar el mercado, entre ellas la limitación de nuevas expansiones productivas y el cierre de algunas líneas de fabricación.

La industria china se ha puesto manos a la obra para que haya un equilibrio sostenible entre oferta y demanda”, explicó el ejecutivo.

Mire la entrevista completa con Luis Contreras de Yingli Solar: https://youtu.be/e8bTfiR3M4E

Uno de los cambios más relevantes dentro de este proceso es la eliminación del incentivo fiscal del 9% a las exportaciones de módulos solares desde China, un beneficio que durante años contribuyó a reducir los precios internacionales, pero que a partir del 1 de abril «se convertirá en coste adicional».

El reordenamiento del mercado también está influenciado por las tensiones en la cadena de suministro y el aumento de costes de algunas materias primas clave para la fabricación de paneles, fundamentalmente polisilicio, oblea, célula y la plata.

A esto se suman las nuevas exigencias internacionales vinculadas a trazabilidad y huella de carbono, particularmente en mercados como Europa y Estados Unidos.

“Todos los estándares internacionales tienen un precio, por lo que también han contribuido a ordenar la industria”, explicó.

De todos modos, mientras el mercado global se reequilibra, España continúa consolidándose como uno de los mercados solares más maduros de Europa, aunque con nuevos desafíos vinculados a la integración tecnológica.

“España tiene la experiencia operativa, el recurso solar, los EPCistas y la tecnología disponible como para que haya un despliegue hacia la hibridación con proyectos fotovoltaicos con batería”, sostuvo Contreras.

Y aunque el sector esperaba un crecimiento más acelerado, se prevé que la incorporación de almacenamiento comenzará a consolidarse progresivamente en el segmento utility scale.

“El crecimiento va a venir de la mano de la hibridación en utility, quizás no con las expectativas que marca el PNIEC o parte del sector, sino de forma algo más moderada”, afirmó.

En paralelo, otros segmentos del mercado continuarán teniendo participación dentro del desarrollo fotovoltaico, especialmente el residencial y el comercial e industrial vinculados al autoconsumo, por lo que Yingli Solar continúa enfocando su estrategia en la eficiencia tecnológica como principal herramienta competitiva, apostando por módulos basados en tecnología tipo N-Type TOPCon.

Según el directivo, la relación entre rendimiento tecnológico y competitividad económica seguirá siendo clave para la viabilidad de los proyectos solares.

“Las prestaciones frente al precio hacen que los modelos financieros encajen y funcionen, que es lo que finalmente permite que los proyectos salgan adelante”, concluyó.

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CATL acelera su apuesta en Argentina con un proyecto BESS de más de 1 GWh mientras evalúa las oportunidades que abre CAMMESA

CATL avanza con su primer gran proyecto de almacenamiento en Argentina, con sistemas que superarán los 1.1 GWh de capacidad nominal,, en un contexto donde el mercado comienza a abrir nuevas oportunidades para esta tecnología.

Ya tenemos más de un 1 GWh en camino para el país para conectarse este año al sistema, con lo cual este primer proyecto nos da mucho orgullo y es una apuesta enorme que está haciendo la empresa por el país”, manifestó Lucas Ponce, ESS Sales Representative de CATL, durante su participación en FES Argentina, evento que reunió a más de 600 ejecutivos del sector energético.

El proyecto está vinculado a Central Puerto, que adquirirá a CATL nuevas baterías para las centrales Costanera (55 MW) y PA Nuevo Puerto (150 MW), adjudicadas en 2025 durante la licitación AlmaGBA y que se ubicarán en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

En conjunto, estos sistemas aportarán una capacidad nominal superior a 1,1 GWh, lo que convertirá a la iniciativa en el desarrollo de almacenamiento en baterías más grande del país hasta el momento.

Reviva FES Argentina 2026: https://youtu.be/rIfbzoRGgxU

Desde la perspectiva del fabricante, la expansión del almacenamiento en Argentina se vincula a las oportunidades que comienza a abrir el operador del mercado eléctrico mayorista.

Como fabricante de sistemas BESS, obviamente la oportunidad más clara viene por el lado de CAMMESA”, sostuvo Ponce.

Cabe recordar que el Gobierno lanzó recientemente la licitación AlmaSADI para incorporar 700 MW de almacenamiento con contratos a 15 años, destinada a mejorar la estabilidad del sistema eléctrico y reforzar nodos críticos del país.

“Vienen a ser una solución a nodos que están saturados, que necesitan poner esta tecnología para generar estabilidad”, señaló el ejecutivo.

En ese contexto, el mercado argentino comienza a mostrar una creciente competencia tecnológica en las soluciones de almacenamiento, en línea con los procesos de contratación que se vienen desarrollando en el sector.

“Nos pasó de tener varias propuestas en lo que AlmaGBA, pero que los clientes nos rechazaron a primera y luego volvieran porque otros proveedores venían con propuestas con precios que después no podían sostener”, aseguró Ponce.

Frente a ese escenario, el fabricante asegura que su estrategia se centra en competir desde la confiabilidad tecnológica y la sostenibilidad de las soluciones, más que en una carrera de precios.

En paralelo, la compañía también observa nuevas oportunidades asociadas a la hibridación de proyectos renovables, un fenómeno que comienza a ganar espacio a medida que aumenta la penetración de energías limpias en el sistema.

“Nos contactaron muchas empresas con proyectos eólicos para empezar a planificar hibridación de proyectos eólicos que puedan tener también este tipo de soluciones para el sistema”, expresó.

En términos de desarrollo de proyectos, CATL busca posicionarse como integrador de sistemas BESS, asumiendo responsabilidades sobre los distintos componentes del sistema para garantizar su funcionamiento y bancabilidad.

Según explicó Ponce, la empresa se posicionó como líder global en sistemas de almacenamiento durante nueve años consecutivos y apunta a extender ese liderazgo por una década completa.

“La primera bandera es la seguridad que damos en nuestros sistemas, no haber tenido nunca un incidente en más de 2000 instalaciones utility scale en todo el mundo”, señaló.

A partir de esa experiencia global, la compañía busca capitalizar su trayectoria tecnológica en nuevos mercados como el argentino, donde el almacenamiento comienza a ganar protagonismo dentro de la transición energética.

“Estamos para correr una maratón en el país, estamos apostando a Argentina como un mercado totalmente estratégico”, concluyó Ponce.

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El software entra al campo fotovoltaico: ¿cómo los fabricantes buscan aumentar la producción de las plantas?

Los fabricantes de trackers empiezan a apostar por algoritmos para aumentar la producción de las plantas fotovoltaicas y desde GameChange Solar, aseguran que el desarrollo de software aplicado al seguimiento solar permite optimizar el rendimiento de los proyectos según el terreno, la radiación y las condiciones climáticas.

“Tenemos algoritmos destinados a producir más”, manifestó Oscar Aira, Managing Director Europe & Latin America de la compañía durante FES Iberia, y explicó que sus soluciones permiten incrementar hasta un 1–1,5% la producción de energía en plantas ubicadas en terrenos ondulados o con topografías complejas.

Reviva FES Iberia 2026: https://youtu.be/_G9kRTY2oU4

En ese marco, el ejecutivo detalló que uno de los desarrollos más utilizados es el algoritmo de tracking tridimensional conocido como Power Boost, diseñado para adaptar el movimiento del tracker a las variaciones del terreno y optimizar la captación de radiación. Otra de las soluciones que comienza a implementarse es Split Cell, un algoritmo desarrollado para optimizar el comportamiento del sistema.

Cuando tenemos un módulo partido, conseguimos producir más permitiendo que en determinados módulos se permita sombra”, detalló el Managing Director de GameChange Solar, al explicar que esta lógica permite mejorar la producción global del sistema incluso en condiciones que tradicionalmente se evitaban.

La compañía también desarrolló Weather Smart, un algoritmo orientado a mejorar el rendimiento en escenarios de radiación difusa, como en jornadas con nubosidad.

“Cuando hay mucha radiación difusa, tú lo que consigues es no poner el tracker mirando directamente al sol para captar la radiación directa, sino que obtienes también producción a partir de captar radiación que has rebotado en diferentes partes de la planta o en el suelo”, indicó Aira durante Future Energy Summit (FES) Iberia 2026, evento que reunió a más de 400 ejecutivos del sector energético. 

Además de optimizar la captación de energía, estos sistemas comienzan a responder a nuevas demandas del sistema eléctrico, donde la estabilidad de la generación adquiere mayor relevancia.

La inyección de energía al sistema no puede tener una caída fuerte e irregular”, advirtió el directivo, al señalar que estos algoritmos ayudan a suavizar variaciones abruptas en la producción cuando se producen cambios rápidos en la irradiancia.

El desarrollo de este tipo de soluciones responde también a la creciente complejidad de los proyectos solares, especialmente en mercados maduros como España, debido a que las ubicaciones planas «están prácticamente todas ocupadas”, por lo que los nuevos desarrollos fotovoltaicos suelen ubicarse en terrenos con mayores pendientes, layouts irregulares y restricciones ambientales más exigentes.

Para ello GameChange Solar desarrolló configuraciones que permiten adaptarse a trackers largos o cortos, incluso con diseños que alcanzan hasta cinco strings, así como soluciones que reducen el impacto de la construcción.

Nos piden que no haya movimiento de tierras”, comentó Aira, al explicar que una de las alternativas consiste en utilizar postes más largos que permiten adaptar la estructura al terreno y minimizar ese impacto.

La creciente complejidad de los layouts también influye en el diseño de los proyectos. Según el directivo, lo ideal para cualquier fabricante sería trabajar con grandes superficies uniformes.

Para nosotros sería maravilloso tener un layout cuadrado con mil hectáreas y 500 MW”, reconoció, aunque aclaró que en mercados maduros como España los proyectos suelen presentar configuraciones mucho más irregulares.

Este escenario coincide con el crecimiento acelerado de la energía solar en el sistema eléctrico español. España inició 2026 con más del 56% de su generación eléctrica proveniente de energías renovables y más de 80 GW de capacidad instalada, consolidando su posición como uno de los mercados más maduros enc cuanto a fotovoltaica en Europa.

En ese contexto, el desafío para los desarrolladores ya no se limita únicamente a construir nueva capacidad, sino también a maximizar el rendimiento de los activos existentes.

Una de las tendencias que comienza a ganar terreno es la hibridación de proyectos fotovoltaicos con sistemas de almacenamiento en baterías, lo que exige nuevas capacidades operativas dentro de las plantas.

“Se nos pide tener el vínculo con lo que va a necesitar la batería para adaptarse a los nuevos criterios de red. Proyectos donde la ciberseguridad juega un papel muy importante, con lo cual tenemos que adaptarnos totalmente a esto que está llegando. El tracker tiene que aprender a leer el resto de componentes de la planta, en la fase operacional, inversor y demás”, explicó Aira.

La estrategia de la compañía también se enmarca en un proceso de expansión internacional, dado que tras consolidarse en Estados Unidos, inició una segunda etapa de crecimiento en mercados como Europa, Latinoamérica, Australia y Asia, donde España se posiciona como un punto estratégico.

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Sigenergy inaugura el Smart Energy Center de Nantong, impulsando la estrategia “AI in All” y una nueva generación de soluciones energéticas

Sigenergy inauguró oficialmente el Sigenergy Nantong Smart Energy Center en Nantong, provincia de Jiangsu, China, marcando un nuevo hito en el desarrollo global de la compañía. 

Durante el evento, Sigenergy anunció una serie de desarrollos clave que señalan la siguiente fase de crecimiento global de la compañía. La empresa presentó su estrategia “AI in All” e introdujo nuevos productos que abarcan aplicaciones residenciales, comerciales e industriales (C&I) y utility-scale

“AI in All”: llevando la inteligencia a todo el ecosistema energético

La estrategia “AI in All” de Sigenergy posiciona la inteligencia artificial como una capacidad central integrada en productos, software, procesos de fabricación y sistemas de gestión energética, transformando los sistemas energéticos para que pasen de simplemente operar a convertirse en sistemas inteligentes, colaborativos y continuamente optimizados.

“Sigenergy está comprometida a liderar la transición energética global a través de la innovación impulsada por IA. Nuestro objetivo es aprovechar la IA para crear sistemas energéticos más inteligentes y adaptativos que establezcan nuevos estándares en la industria”, afirmó Tony Xu, fundador y CEO de Sigenergy.

A medida que las energías renovables y el almacenamiento transforman el panorama energético global, la industria está pasando de una competencia centrada en el hardware hacia sistemas integrados definidos por la experiencia del usuario. En este contexto, Sigenergy incorpora la IA como una capa fundamental en toda su plataforma tecnológica.

  • A nivel de producto, la IA respalda la gestión energética, la optimización operativa y el control del despacho.
  • A nivel de software, mejora la configuración, la monitorización y la ejecución de estrategias.
  • A nivel de sistema, conecta dispositivos y aplicaciones distribuidas, permitiendo operaciones coordinadas e inteligentes en entornos residenciales, comerciales y utility-scale.

Con la estrategia “AI in All”, Sigenergy convierte la innovación en IA en capacidades reales de producto e inteligencia de sistema, acelerando el desarrollo de infraestructuras energéticas más inteligentes y adaptativas en todo el mundo.

Nantong Smart Energy Center: un nuevo referente en fabricación inteligente

Respaldando la implementación global de la estrategia “AI in All” se encuentra el recién inaugurado Sigenergy Nantong Smart Energy Center.

El complejo:

  • ocupa 136.000 metros cuadrados
  • cuenta con una inversión de 500 millones de RMB (≈ 70 millones de USD)
  • tiene una capacidad de producción anual de más de 300.000 inversores y paquetes de baterías

Más que una fábrica, el centro funciona como un hub integrado que combina:

  • investigación y desarrollo avanzado
  • fabricación inteligente
  • distribución global
  • gestión energética

En el corazón de la red de fabricación de Sigenergy, el centro incorpora una plataforma digital totalmente integrada que permite a los operadores supervisar la producción en tiempo real y coordinar procesos en toda la instalación.

A diferencia de las fábricas convencionales basadas en automatización aislada, los sistemas MES (Manufacturing Execution System), WMS (Warehouse Management System) y EMS (Energy Management System) están interconectados, lo que permite sincronizar automáticamente:

  • la logística de materiales
  • la configuración de equipos
  • los ajustes de producción

Sigenergy mantiene niveles de precisión líderes en la industria en procesos clave de fabricación:

  • Soldadura automatizada con inspección visual CCD con una tasa de rendimiento del 99,9%
  • Líneas SMT que procesan componentes en 0,043 segundos por unidad con precisión de 20–30 micrones
  • Ensamblaje DIP con tiempos reducidos en 50% gracias a automatización y prácticas lean

Las inspecciones de calidad basadas en IA sustituyen los muestreos manuales, mientras que el sistema logístico tridimensional inteligente de Sigenergy integra el movimiento de materiales aéreo y terrestre para optimizar la eficiencia.

Esta combinación de equipos avanzados y sistemas inteligentes permite un rendimiento líder en la industria:

  • 1 batería cada 15 segundos
  • 1 inversor cada 21 segundos

El lanzamiento del Nantong Smart Energy Center garantiza que los diseños originales de Sigenergy se produzcan a gran escala sin comprometer la calidad, estableciendo un nuevo estándar de precisión, consistencia y fiabilidad a largo plazo.

 

Ampliación de soluciones para todos los escenarios con tres nuevos lanzamientos

Sigenergy también presentó varios productos nuevos diseñados para fortalecer aún más su cartera energética para todos los escenarios, abarcando aplicaciones residenciales, comerciales e industriales y utility-scale.

Residencial: SigenStor Neo

Para el mercado residencial, la empresa presentó SigenStor Neo, un nuevo sistema energético doméstico.

Basado en la arquitectura modular característica de Sigenergy y su diseño con anillo luminoso circular, el sistema integra en una única plataforma:

  • inversor fotovoltaico
  • PCS de batería
  • sistema de gestión energética
  • gateway
  • paquete de baterías

Diseñado para responder a las necesidades cambiantes de los hogares modernos, SigenStor Neo ofrece:

  • mayor integración del sistema
  • mejor coordinación entre componentes
  • mayor compatibilidad con diferentes escenarios energéticos domésticos

El resultado es una experiencia energética más inteligente, sencilla y fácil de usar para el consumidor.

Inversor fotovoltaico C&I

Para aplicaciones comerciales e industriales, Sigenergy lanzó un inversor fotovoltaico de 166 kW, diseñado para ofrecer:

  • mayor densidad de potencia
  • mejor eficiencia del sistema

gracias a tecnologías avanzadas de electrónica de potencia.

La solución permite a las empresas integrar energía solar y almacenamiento de forma más eficiente y fiable.

Inversor utility-scale

En el segmento utility-scale, Sigenergy presentó un nuevo inversor para plantas solares a gran escala.

Con una arquitectura de alta densidad de potencia, ofrece:

  • hasta 500 kW de potencia de salida
  • compatibilidad con 1650 V DC
  • sistemas 1000 V AC

lo que ayuda a reducir los costes del sistema y mejorar la eficiencia de generación eléctrica.

El inversor incorpora:

  • hasta 18 MPPT, cada uno compatible con dos strings
  • mayor capacidad de corriente para maximizar la producción en terrenos complejos

Además, integra tecnología avanzada AFCI (Arc Fault Circuit Interruption) con detección de hasta 500 metros, junto con múltiples mecanismos de protección que mejoran la seguridad operativa.

Para operaciones y mantenimiento, el sistema ofrece:

  • detección de fallos a nivel MPPT
  • diagnósticos inteligentes
  • monitorización remota
  • inspección inteligente
  • análisis de datos

Estas funciones permiten a los operadores optimizar el rendimiento y reducir costes operativos.

Las capacidades de IA también mejoran las previsiones de generación eléctrica ultracorto y corto plazo, integrando datos de equipos, emplazamiento y meteorología para una planificación de despacho más inteligente y optimización de ingresos.

A través de esta cartera ampliada de productos, Sigenergy está construyendo una plataforma tecnológica energética integral, que abarca:

  • sistemas residenciales
  • infraestructura energética comercial
  • centrales solares utility-scale

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FES Caribe 2026: qué empresas y líderes del sector ya están confirmados para la quinta edición en República Dominicana

Future Energy Summit (FES) Caribe vuelve a República Dominicana por quinto año consecutivo y nuevamente congregará a referentes del sector energético los próximos 20 y 21 de abril en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo, República Dominicana. 

El encuentro se desarrollará en un contexto marcado por el crecimiento de las energías renovables, el avance de sistemas de storage y nuevas oportunidades de inversión en los mercados eléctricos del Caribe y Centroamérica, consolidándose como uno de los principales espacios de encuentro para ejecutivos, inversores, desarrolladores y autoridades que siguen de cerca la evolución del mercado.

Entre los speakers ya confirmados se destacan Óscar Rubio, Sales Manager Spain & Latam de SL Rack; Ángel Alegría, Head of Commercial de Schletter; Luis Castillo, General Manager Latam de SolaX Power; y Victor San Román, Technical Service Manager LATAM de Pylontech.

También participarán Camille Cruz, Director Business Development de FlexGen; Juan Manuel Rivarola, Sales Director LATAM de Antai; Gerardo Hernández, Sales Manager Central America and Caribbean de TCL Solar; y Juan Maisterra, ESS Manager Latam de Gotion.

A ellos se suman Katherine Rosa, socia de Energisy y Financiamiento de Proyectos en Jiménez Peña Advisors; Alfonso Rodríguez, CEO de Soventix Caribbean; Tirso Selman, Director de Proyecto en Caribbean Transmission Development; y Álvaro Villasante, VP de Gestión de Negocios e Innovación de Grupo Energía Bogotá.

Además, la quinta edición de FES Caribe el encuentro contará con el respaldo de compañías internacionales de referencia como Sungrow, JA Solar, CATL, SL Rack, Soventix, Schletter, Gotion, FMO, Solar Steel, Pylontech, Marsh, TCL, Jiménez – Peña, FlexGen, Cifi, Antai, BLC Power Generation, TLS, Ennova, SolaX Power, Milwaukee Tool, Banco Popular Dominicano, CFS y Reneergy, entre otros actores relevantes de la industria energética.

Este ecosistema de compañías refleja el posicionamiento del evento como un espacio de networking de alto nivel para la industria energética regional.

¿Qué temas están en agenda?

FES Caribe se celebrará en un momento especialmente activo para el desarrollo energético regional. Por ejemplo, la reciente licitación de República Dominicana recibió ofertas por 1546 MWp de capacidad solar y 1294,57 MWh BESS, superando ampliamente los 600 MW previstos originalmente. 

A su vez, en Panamá se presentaron siete propuestas en su licitación renovable por 260 MW, mientras que Barbados avanza con una convocatoria para adjudicar 60 MW – 240 MWh de storage y Honduras redefine su licitación eléctrica y analiza ajustes sobre los 1500 MW previstos. 

En paralelo, la estabilidad de los sistemas eléctricos se convirtió en uno de los principales desafíos para los mercados insulares, ya que diversos apagones en la región volvieron a poner en agenda la necesidad de fortalecer la resiliencia de las redes y la importancia de integrar almacenamiento a generación renovable para mejorar la confiabilidad del suministro.

Por lo que durante dos jornadas de conferencias y reuniones de negocio, ejecutivos del sector analizarán el desarrollo de la energía solar y eólica, la integración de baterías, desafíos de financiamiento y las oportunidades que surgen en Centroamérica y el Caribe.

¡No se pierda la oportunidad de participar!

Reviva la edición anterior con las transmisiones de 2025:
https://www.youtube.com/watch?v=f1hjmDqJ9x8
https://www.youtube.com/watch?v=gO0e8sCE81A

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Entrevista. Mariano Berges y el “renacer” de Soltec: “Con las renovables fue amor a primera vista”

El CEO de Soltec, Mariano Berges, detalla en el ciclo de streaming de Energía Estratégica la estrategia para relanzar a la compañía tras su crisis financiera. Con foco en innovación de trackers y expansión internacional, la firma apuesta por consolidar su presencia en Estados Unidos y recuperar liderazgo en Latinoamérica.

A modo de introducción, cabe recordar que Soltec entró en una profunda crisis financiera a mediados de 2024, hasta el punto de afrontar uno de los momentos financieros más complejos de su historia.

Cuando el cielo se ponía gris, sin embargo, un año después consiguió el visto bueno judicial al plan propuesto para reestructurar su deuda y esquivar el concurso de acreedores.

Fruto de este proceso, la compañía estableció un nuevo calendario de pagos a medio plazo y reforzó su capacidad financiera con nuevas líneas de avales que le permitirán volver a licitar proyectos. En paralelo, el acuerdo con DVC Partners para la inyección de liquidez por importe de 45 millones de euros marca el inicio de una nueva etapa para Soltec, caracterizada por una mayor estabilidad financiera y por el refuerzo de la estructura de capital de la compañía.

Reviva la entrevista completa con el CEO de Soltec: https://www.youtube.com/watch?v=Z7qIMz3sAss

– Para empezar… ¿Cómo llegaron las renovables a tu vida? 

Soy ingeniero industrial y los inicios los hice con el Grupo Indra, que es una tecnológica de España, pero no me gustaba, y había hecho un máster en energías renovables, porque me gustaba sobre todo los parques eólicos en aquella época (año 2002-2003). 

– ¿Y conocías a alguien del sector?

Tenía un amigo que tenía una empresa que estaba desarrollando proyectos, estaban construyendo un proyecto eólico en Castilla y León, y básicamente fui a verlo y me enamoré del sector. Fue amor a primera vista.

¿Y a Soltec?

Tras pasos por una filial de la actual Naturgy (antigua Unión Fenosa – desde 2004 a 2006), Fotowatio (2006 – 2020) y CPP Investments (2020 – 2023), el fundador de Soltec, Raúl Morales me llama para que me incorpore al proyecto. 

– ¿Ya lo conocías a Raúl Morales?

Sí, nos conocíamos porque la empresa donde trabajaba era cliente de Soltec, que proveía de trackers y habíamos hecho alguna transacción con ellos. Y me incorporé a Soltec con el objetivo de ser CEO, pero dando un primer paso como director de operaciones. 

– ¿Por qué? 

Porque Raúl quería que me incorporara cuanto antes, porque el nombramiento del consejero delegado sólo podía pasar en la junta de accionistas que tenía lugar en verano. 

– ¿En qué momento?

Me incorporé a principios de 2024, pero con el objetivo de ser nombrado consejero delegado en junio de ese año. Era un plan que ya estaba desde el principio.

– Te has hecho cargo de la compañía en un momento de crisis…¿cómo fue afrontar la reestructuración de Soltec? 

Hay varios momentos claves e intensos durante los últimos 18 meses. Un primer momento duro a nivel personal, fue cuando Raúl Morales tuvo que salir de presidente del consejo (mediados del año 2024) y en octubre de 2024 me quedé sin consejeros de administración, por lo tanto no tenía órgano para tomar ciertas decisiones. 

– Debe haber sido muy difícil..

Otro momento crítico es que, durante las fases de reestructuración, se dan ciertos plazos. Conseguimos dos prórrogas y el juez nos dijo que no nos daba más, por lo que había tensión de cerrar el proceso en cierta fecha. De lo contrario, la compañía se iba a concurso de acreedores.

–  A la distancia..¿por qué dirías qué se logró salir adelante?

La compañía estaba hace 18 meses en bancarrota. Se habla mucho de la soledad del CEO, pero esa soledad hay que intentar minimizarla lo máximo posible y rodearse de un buen equipo.

Lo más importante es el equipo y nunca quedarse solo. Uno de los grandes éxitos, de haber conseguido sacar a Soltec hacia delante, es habernos rodeado de un grupo de personas buenas comprometidas con el proyecto que lograron que la compañía no desaparezca.

–  ¿Y ahora qué sigue?

En la nueva Soltec nos centraremos en el tracker, en ser una empresa de tecnología y nos quedaremos con dos negocios adyacentes para alimentar el negocio de seguidores: por un lado operación y mantenimiento de nuestro trackers, y por otro de desarrollo de proyectos.

– ¿Y con la faceta de productor independiente de energía (IPP)?

No lo haremos más. Nos quedaremos solamente con el desarrollo de proyectos que es poco intensivo en capital y ayuda a alimentar nuestros seguidores, porque todos los proyectos irán con nuestra tecnología y queremos alimentar a Soltec como proveedor de tecnología.

Llevamos en el sector más de 20 años, tenemos visión de estar 20 – 30 –  40 años y lo queremos es, tener una base de clientes que sigan repitiendo con nosotros, sigan comprando nuestros productos y que nosotros les ayudemos a desarrollar su negocio.

– ¿En qué mercados se enfocarán? 

Estamos muy centrados en los mercados en los cuales tenemos presencia: Europa, Oriente Medio y África (EMEA) y todas las Américas, con especial foco en Estados Unidos, donde tenemos el objetivo que sea el 50% de los ingresos de aquí a dos años. 

¿Qué les llama particularmente de Estados Unidos?

La demanda de energía en dicho país es imparable, especialmente con los data centers. Y la única manera de atender esa demanda en los tiempos que son necesarios es con renovables y, especialmente, con energía solar. 

– ¿Y Latinoamérica? ¿Cómo es el ranking de los países que más les interesa hoy? ¿Por dónde empiezan y cómo siguen?

El mercado core para la compañía siempre ha sido Brasil, pero que actualmente, por disponibilidad de red y cortailment, el desarrollo y la ejecución de los proyectos está parado hasta que no se tenga un poco más de visibilidad. Pero para nosotros será el mercado principal a largo plazo.

– ¿Solo Brasil?

No, hay muchas oportunidades en Chile; también participamos en Colombia y Perú, sumado a que siempre tenemos en el radar a Argentina, pero necesitamos que tenga una política que favorezca las inversiones en renovables y dé cierta seguridad. 

Mientras que en México, también lleva bastantes años parado, pero ahora mismo está haciendo subastas, adjudicando proyectos y por tanto, despertando. Aunque para que todo sea financiable y se puedan hacer, se tiene que dar es cierta seguridad a los inversores que se les pagará de manera acorde por la energía que se produzca. 

Soltec llegó a ser el número uno en Latam en algún momento, tenía una posición predominante en Lata y me gustaría recuperarla poco a poco.

– Vienen de una reestructuración pero con ímpetu de retomar su presencia en el mercado, ¿qué le dicen hoy a un cliente cuando empiezan a cotizar? ¿Por qué debería contratar a Soltec?

Desde el punto de vista estructural mecánico, tenemos el tracker más robusto del mercado en todas las versiones (1P y 2P). Llevamos más de 20 años en el sector. El primer tracker que instaló Soltec es un doble eje que se instaló en el 2006 o 2007, el primer 1P se instaló en Italia en el año 2009 y el primer 2P, que es donde Soltec ha sido pionera, se instaló en Chile en el año 2013 y pocas empresas cuentan con ese track record en el mercado. 

– ¿A futuro? ¿Qué innovación se avecina?

Estamos invirtiendo un montón de dinero en tecnología, en software y en mejora de producto, que recabará en mejor producto para el cliente, mejor producción, LCOE y mejor retorno. 

Ya contamos con electrónica propia, así que invirtiendo un montón de dinero en esa electrónica que dará aplicaciones mejoradas para los clientes.

– Por otro lado, viendo el fuerte desarrollo que han tenido los sistemas de baterías, ¿es un negocio que ya miran? 

Lo estamos monitorizando de manera muy cercana porque ya no se construirán únicamente parques fotovoltaicos, o habrá pocas ocasiones, sino que serán proyectos solares con baterías, por tanto tenemos que ver cómo nos integramos con la batería o qué valor añadido podemos dar.

– ¿Qué opciones evalúa? 

Lo estamos empezando a analizar, porque ahora lo que nos queremos centrar es en sacar el negocio de trackers adelante. 

Llevamos 18 meses en los hemos ejecutado todos los proyectos sin dejar ni uno abandonado, y ahora debemos poner la maquinaria a funcionar.

– El renacer de Soltec..

Soy de ir paso a paso, entonces primero ponemos los trackers, pero es cierto que debemos tener algún rol dentro del almacenamiento, sobre cómo integramos con el tracker. Debemos analizar dónde aportar valor, porque el mercado de baterías ya está bastante manido y, por tanto, no podremos competir ni hacer nada, pero sí ver cómo nos podemos adaptar en la integración con el tracker.

– Antes de cerrar…me gustaría conocer a la persona más allá del ejecutivo…, ¿qué haces más allá de tu actividad como CEO en la empresa? 

Tengo cuatro hijos y en mis ratos libres me gusta hacer deporte. Y dentro de lo que más me gusta hacer es jugar al rugby, entonces intento de vez en cuando echar alguna pachanga.

¿De qué juegas en rugby?

Jugaba de 2 y de 7, y ahora con la edad me estoy yendo más a un 9-11.

El rol que las personas tienen en el deporte generalmente coincide con el rol que uno asume en distintas facetas de la vida…¿Coincide en tu caso?

Era capitán, pues ya te puedes imaginar que hay un poquito que pueda haber sinergia…

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APPA Marina propone una subasta eólica marina con proyectos de hasta 300 MW para activar la cadena de valor en España

APPA Marina apoya la propuesta de la Vicepresidenta Tercera y Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen, de que la primera subasta eólica marina pueda celebrarse este año. 

La Asociación considera que esta primera subasta será determinante para configurar el modelo de desarrollo de la eólica marina durante la próxima década y defiende un diseño con visión de política industrial, ejecución realista y equilibrio territorial, capaz de activar de forma simultánea distintas cadenas de valor en el país.

La para ello propone seleccionar un mínimo de tres zonas de alto potencial (ZAPER) identificadas en los Planes de Ordenación del Espacio Marítimo, con proyectos de tamaño medio (200–300 MW) que permitan activar simultáneamente distintos polos industriales y repartir el aprendizaje sectorial, donde se priorice zonas con base industrial existente —o con capacidad inmediata de crecimiento—, infraestructura portuaria y logística adecuada, y una capacidad de evacuación razonable en línea con los nudos previstos en la Planificación de la Red de Transporte 2025–2030.

«El objetivo no debería limitarse a adjudicar potencia, sino a sentar un marco que garantice proyectos ejecutables, impacto industrial tangible y un pipeline estable que aporte certidumbre a medio y largo plazo», aseguran. 

En este contexto, la Asociación subraya que el diseño de la subasta y su enfoque territorial condicionarán la atracción de inversiones, la planificación industrial y la capacidad real de España para construir una cadena de suministro competitiva en eólica marina.

La Asociación también considera clave el compromiso político regional y unas condiciones administrativas y técnicas que permitan una tramitación ágil y efectiva, evitando que la subasta derive en adjudicaciones que después no se materialicen. En este sentido, APPA Marina advierte del riesgo de una dependencia excesiva de consorcios frágiles o estructuras empresariales sin suficiente solidez financiera o industrial, especialmente en una tecnología que requiere planificación, músculo inversor y una cadena de suministro coordinada.

Política industrial y cadena de valor nacional

APPA Marina subraya que esta primera subasta debe incorporar explícitamente una visión de política industrial territorial. Activar varias regiones en paralelo permitiría movilizar diferentes cadenas de suministro, impulsar nuevas inversiones industriales, reducir riesgos asociados a la concentración en una sola zona y construir un pipeline estable que aporte visibilidad al conjunto del sector. 

“La eólica marina no es solo energía: es industria, empleo cualificado y liderazgo tecnológico. El diseño de esta primera convocatoria debe enviar una señal clara y estable a la cadena de valor y activar varios polos industriales en paralelo, con criterios que premien la ejecución real y la capacidad industrial del país”, señaló Pedro Mayorga, presidente de la entidad. 

Mayorga ha señalado también la necesidad de incorporar parques demostrativos: “Incorporar la posibilidad de parques de escala innovadora-demostrativa permitiría acelerar el aprendizaje tecnológico, validar soluciones en condiciones reales y reforzar el posicionamiento industrial de España en eólica marina antes del despliegue comercial a gran escala». 

Evitar duplicidades ambientales y cargas regulatorias innecesarias

APPA Marina considera igualmente importante que el diseño de la convocatoria no restrinja en exceso la zonificación ni introduzca cargas adicionales sobre aspectos ya regulados. En particular, recuerda que los proyectos deberán cumplir estrictamente la legislación ambiental vigente y que el proceso de planificación a través de los POEM ya incorporó criterios ambientales estratégicos para determinar las ZAPER. 

La Asociación añade que la tramitación ambiental individual de cada proyecto —incluida la Evaluación de Impacto Ambiental— puede extenderse aproximadamente dos años, por lo que resulta inviable pretender que en la fase competitiva se valoren con exhaustividad todos los factores ambientales específicos, generando duplicidades, inseguridad jurídica o retrasos. 

Del mismo modo, en materia de compatibilidad de usos del mar, APPA Marina recuerda que este aspecto ya fue abordado en el proceso de ordenación marítima aprobado mediante el Real Decreto 150/2023. Por ello, cualquier criterio adicional en este ámbito debería ser transparente, objetivamente medible y coherente con lo ya determinado en los POEM.

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Redes bajo presión y nuevas licitaciones impulsan el storage en LATAM: Sungrow se prepara con 110 GW de capacidad

Las redes eléctricas en América Latina enfrentan cada vez mayor presión por la variabilidad de la generación renovable, un fenómeno que comienza a acelerar el desarrollo de proyectos de almacenamiento energético en distintos mercados de la región.

En este contexto, Sungrow busca posicionarse para responder al crecimiento del mercado, apoyándose en su escala industrial y en la expansión de su capacidad de fabricación.

Somos una empresa que hoy tiene una capacidad de manufactura de sistemas de almacenamiento de 75 GW al año y actualmente estamos construyendo nuevas fábricas para llegar a los 110 GW”, explicó Tomás Fuentealba, Application Engineer ESS para Latinoamérica en Sungrow durante su participación en Future Energy Summit (FES) Argentina.

Según el ejecutivo, esta expansión responde al crecimiento global de los sistemas de almacenamiento y a la necesidad de reforzar la estabilidad de los sistemas eléctricos con alta penetración renovable.

“Los organismos coordinadores están hablando mucho de lo que es grid forming, de cómo podemos ayudar a la red eléctrica para poder dar un mayor soporte y que estas variabilidades en la generación no tengan un impacto en la seguridad del sistema”, señaló.

Fuentealba remarca que estos desafíos ya se observan en distintos mercados eléctricos, donde la estabilidad de la red se convirtió en una prioridad para operadores y reguladores, por lo que distintos países de la región comienzan a incorporar el almacenamiento en procesos de contratación eléctrica y nuevas licitaciones.

En Argentina, por ejemplo, el Gobierno lanzó la licitación AlmaSADI, destinada a 700 MW BESS en nodos estratégicos del Sistema Argentino de Interconexión para reforzar la estabilidad de la red.

A su vez, en República Dominicana se recibieron ofertas por 1655 MWp de proyectos solares dentro de una licitación que contempla 600 MW con sistemas de almacenamiento, reflejando el creciente interés por integrar baterías a gran escala.

Mientras que la licitación PEG-5 de Guatemala recibió ofertas renovables por 1933,93 MW (sobre 3653,93 MW presentados – equivalentes al 53% de la oferta) en más de 40 interesados, superando ampliamente la capacidad que inicialmente esperaba adjudicar el Gobierno.

Para Sungrow, este tipo de procesos marca una nueva etapa para el desarrollo del almacenamiento en América Latina, a medida que los sistemas eléctricos buscan integrar mayores volúmenes de energías renovables sin comprometer la estabilidad de la red.

En paralelo al crecimiento del mercado, Sungrow ya acumula experiencia relevante en proyectos de almacenamiento en América Latina, especialmente en Chile. La compañía cuenta con más de 10 GW de almacenamiento contratados en ese país, uno de los mercados más dinámicos de la región para esta tecnología.

“Tenemos proyectos que ya cuentan con varios años de operación y en algunos casos registran disponibilidades superiores al 99%”, afirma Fuentealba.

El ejecutivo también subrayó que el desarrollo de estos proyectos no solo depende de la tecnología, sino también de la operación y mantenimiento de los sistemas a lo largo del tiempo.

Queremos capacitar a los equipos de nuestros clientes para que puedan realizar la operación y el mantenimiento preventivo de los sistemas, no queremos quedarnos con el conocimiento solo dentro de nuestra empresa”, explicó.

En ese sentido, el especialista destacó que la modularidad de los sistemas de almacenamiento permite resolver eventuales fallas de forma rápida y mantener altos niveles de disponibilidad.

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Paneles solares 50% más grandes cambian el diseño de las plantas: cómo responde Factiun con una nueva generación de seguidores

El crecimiento acelerado del tamaño de los paneles solares está redefiniendo la ingeniería de las plantas fotovoltaicas a gran escala, obligando a fabricantes de estructuras y desarrolladores a replantear el diseño de los sistemas de seguimiento. En ese escenario, Factiun trabaja en una nueva generación de soluciones capaces de adaptarse a módulos cada vez más grandes, pesados y con configuraciones eléctricas más exigentes.

Durante Future Energy Summit (FES) Iberia 2026, Pablo Landa Labiano, CEO de Factiun, explicó que la evolución reciente de los módulos fotovoltaicos se ha convertido en uno de los principales vectores de cambio dentro de la industria solar.

Desde 2017 hasta hoy estamos viendo módulos que han crecido prácticamente en un 50% y también en peso en un 50%, además de strings más largos”, apuntó el ejecutivo.

Este cambio en el tamaño de los paneles impacta directamente en el diseño estructural de los sistemas de seguimiento, ya que obliga a adaptar las configuraciones de las plantas para operar con mayores cargas mecánicas y eléctricas; por lo que requiere soluciones capaces de responder a una nueva generación de proyectos utility-scale.

La configuración bifila es la más eficiente y más versátil en muchos proyectos, porque puede abarcar un rango más grande de plantas de manera eficiente”, afirmó Landa Labiano.

Reviva la entrevista completa: https://www.youtube.com/watch?v=OYf6yHyrwPA

El ejecutivo formó parte del equipo que impulsó el lanzamiento de este tipo de seguidor al mercado en 2017, una tecnología que desde entonces se consolidó como una de las configuraciones más utilizadas en plantas solares utility-scale. No obstante, explica que la evolución de los módulos fotovoltaicos y de los propios proyectos obligó a avanzar hacia una segunda generación de esta solución.

“Tratamos de responder a qué necesita hoy el mercado, porque quizá el producto no había evolucionado tanto como requería el sector”, sostuvo el CEO.

“Hemos evolucionado hacia una segunda generación de seguidores bifila mucho más adaptativos al terreno, preparados para módulos grandes y strings largos, llegando incluso a incorporar dos streams por fila sin ningún tipo de problema. Incluso, las soluciones están pensadas para emplazamientos con vientos altos, cargas de nieve elevadas y adaptadas a distintos marcos regulatorios”, agregó.

Más allá de la evolución tecnológica, el CEO destaca que el mercado solar atraviesa un proceso de expansión global, en el que cada región presenta condiciones técnicas y regulatorias particulares.

“Latinoamérica para nosotros tiene una importancia muy grande, de modo que tenemos muchísima experiencia en Brasil, México, Chile, Perú y también en Centroamérica. Y para acompañar los proyectos en todas sus fases nos ayuda muchísimo aterrizar con equipos locales en los distintos mercados”, sostuvo el CEO.

Un ejemplo de esta estrategia es el proyecto San José de 180 MW que la compañía ejecuta actualmente en Perú, uno de los mercados que gana dinamismo dentro del mapa solar regional.

Durante el desarrollo de esta planta, la empresa logró optimizar significativamente los requerimientos de obra civil del proyecto. Inicialmente contemplaba un movimiento de tierras de 140000 m3, pero tras trabajar la adaptación de su soluciones lo redujeron a aproximadamente 14000 m3”, detalló el ejecutivo.

«Es buena muestra de cómo nos gusta trabajar los proyectos y de cómo buscamos adaptarnos a los requerimientos de cada emplazamiento”, concluyó.

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Vestas analiza el futuro de la eólica en Argentina: “La expansión depende de ampliar la red eléctrica”

La expansión de la energía eólica en Argentina mantiene niveles de competitividad elevados gracias a la calidad del recurso, pero enfrenta un obstáculo estructural que condiciona la concreción de nuevos proyectos: la infraestructura eléctrica disponible.

Andrés Gismondi, vicepresidente de Negocios para LATAM South y North de Vestas, analizó el presente y las perspectivas del sector y subrayó que el crecimiento del parque eólico depende en gran medida de la capacidad del sistema de transporte para incorporar nueva generación.

«¿Por qué? El crecimiento de la infraestructura es algo que repetimos hace muchos años. Ojalá tengamos definiciones del sistema de transporte con la nueva resolución, porque puede generar más oportunidades de inversión”, afirmó Gismondi durante su participación en Future Energy Summit (FES Argentina)

Reviva el primer día: https://www.youtube.com/watch?v=rIfbzoRGgxU

La ampliación de la infraestructura también aparece como un factor clave para habilitar el desarrollo de nuevas zonas con potencial eólico, más allá de los polos tradicionales ubicados principalmente en la Patagonia y la costa atlántica, dado que la productividad de los aerogeneradores instalados en el país supera ampliamente la media internacional.

“El recurso eólico que hay en este país permite que el mismo aerogenerador que en otro país genere la mitad de lo que genera acá”, señaló el VP de Negocios para LATAM South y North de la compañía que ya opera más de 3000 MW de capacidad eólica en Argentina.

Esta característica permite que la tecnología mantenga altos niveles de competitividad dentro del sistema eléctrico, incluso en un escenario donde distintas fuentes de generación comienzan a competir de forma más directa por participación en la matriz.

Y si bien el avance de otras tecnologías renovables, especialmente la solar, abre un nuevo escenario competitivo dentro del mercado eléctrico. Sin embargo, desde el sector consideran que ambas fuentes pueden convivir dentro de una matriz energética diversificada, integrando distintas tecnologías para optimizar el uso de los recursos disponibles y mejorar la eficiencia del sistema.

En ese marco, también destacó una ventaja particular de la energía eólica en términos de estacionalidad: la generación suele ser mayor durante el invierno, período en el que el costo del gas natural también tiende a incrementarse, lo que puede aportar valor adicional en un mercado donde los precios reflejen de forma más directa los costos del sistema.

De cara al futuro, el desarrollo del sector estará condicionado tanto por la evolución de la demanda eléctrica como por las inversiones en infraestructura que permitan incorporar nueva generación al sistema.

En ese escenario, la energía eólica se posiciona como una tecnología capaz de responder con rapidez ante nuevos requerimientos del mercado energético argentino, con capacidad para adaptarse a distintos contextos regulatorios y económicos, lo que permitió mantener el desarrollo de proyectos incluso en escenarios complejos.

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FMO financiará casi USD 95 millones para un proyecto de hidrógeno verde en Paraguay

FMO, el banco de desarrollo empresarial neerlandés, anunció un préstamo garantizado de hasta 94,8 millones de dólares para apoyar a ATOME Paraguay SAE en la financiación del Proyecto de Fertilizantes Verdes de Villeta, una de las primeras instalaciones a escala industrial del mundo en producir fertilizantes nitrogenados verdes utilizando hidrógeno verde generado con electricidad 100% renovable.

Con un costo total del proyecto de USD 664,4 millones, la planta de Villeta producirá aproximadamente 260.000 toneladas métricas de nitrato de amonio cálcico (CAN) verde anualmente, reemplazando la producción de fertilizantes grises, altamente contaminantes, por una vía totalmente renovable.

El proyecto es posible gracias a los abundantes recursos hidroeléctricos de Paraguay, que proporcionan electricidad de base confiable y de bajo costo, lo que permite a Villeta operar con un fertilizante verde competitivo en un mercado dominado por fertilizantes grises. El acceso a energía de base verde estable y a precios competitivos fortalece significativamente la viabilidad a largo plazo del proyecto. La competitividad en costos se ve reforzada aún más por la condición de Zona Franca del proyecto, las tarifas eléctricas estables, el acceso al suministro local de dolomita y su posición estratégica en el centro del corredor de consumo de fertilizantes del Mercosur.

El préstamo de FMO forma parte de un paquete de financiación más amplio con BID Invest, el Banco Europeo de Inversiones (BEI), la IFC y el Fondo Verde para el Clima, lo que permite que uno de los primeros proyectos de importancia mundial para la producción de fertilizantes a partir de hidrógeno verde avance hacia la financiación y construcción completas en un mercado emergente.

Un nuevo referente para la producción industrial verde en los mercados emergentes.

Villeta destaca por su diseño totalmente integrado, que combina la producción de hidrógeno verde, la síntesis de amoníaco verde y la fabricación de fertilizantes CAN en un mismo emplazamiento. La planta funcionará exclusivamente con electricidad verde procedente de la red paraguaya, en virtud de un contrato de compraventa de energía a largo plazo con ANDE, lo que garantiza una base de costes de insumos altamente predecible y un perfil operativo estable.

Los fundamentos comerciales del proyecto se ven reforzados por un acuerdo de compra a largo plazo con cláusula de «tomar o pagar» con Yara International, una de las mayores empresas mundiales de fertilizantes, una estructura poco común en el sector mundial del hidrógeno verde que reduce significativamente el riesgo de mercado durante los años de funcionamiento del proyecto.

Además, se espera que Villeta contribuya a la resiliencia de los sistemas alimentarios regionales al suministrar fertilizantes producidos de forma sostenible a uno de los mercados agrícolas más grandes del mundo. Brasil y Argentina, en conjunto, representan importantes importaciones mundiales de fertilizantes, y la ubicación del proyecto dentro del Mercosur ofrece una ventaja logística y de costos frente a los productos importados derivados de combustibles fósiles.

Marnix Monsfort, Director de Energía de FMO, declaró: “En FMO nos enorgullece apoyar el proyecto Villeta, un proyecto innovador que demuestra la viabilidad de soluciones de hidrógeno verde a gran escala en mercados emergentes. Este proyecto también representa la materialización de nuestras ambiciones en el sector del hidrógeno verde, una estrategia que comenzamos a desarrollar hace tres años».

«Su combinación de energía renovable competitiva, socios industriales sólidos y certeza de mercado a largo plazo crea un modelo para el desarrollo industrial alineado con el clima. Esperamos ser pioneros conjuntos en esta próxima etapa de producción sostenible de fertilizantes en Paraguay y seguir desarrollando el sector del hidrógeno verde en Paraguay y más allá”, agregó.

Olivier Mussat, director ejecutivo de ATOME PLC, sostuvo: «Valoramos enormemente el apoyo de FMO a este proyecto emblemático, que ATOME ha impulsado desde sus inicios. Nuestra planta de Villeta permite la producción de fertilizantes a escala industrial sin depender de combustibles fósiles, un avance crucial para la seguridad alimentaria mundial y la rentabilidad a largo plazo de las cadenas de suministro agrícolas. Junto con la coalición financiera que hemos creado, el respaldo de FMO demuestra que los fertilizantes ecológicos no solo son esenciales desde el punto de vista medioambiental, sino también una atractiva y sostenible oportunidad de negocio».

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Licitación AlmaSADI: ¿Qué particularidades tienen los nodos definidos para storage en Argentina?

La licitación de baterías AlmaSADI de Argentina introduce una serie de diferencias a comparación AlmaGBA, siendo la más notoria la instalación de sistemas BESS en múltiples nodos del sistema eléctrico, definidos según el nivel de necesidad operativa del sistema, en lugar de una sola área como fue en 2025.

Es por ello que, durante FES Argentina – Renewables & Storage, desde la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) y el gobierno explicaron las particularidades que deberán considerar las empresas interesadas en la convocatoria.

“El objetivo de AlmaSADI son 700 MW, pero si se observan las cuotas que hay por regiones, da prácticamente 1000 MW”, especificó Gustavo Báez, responsable de Energías Renovables de CAMMESA, durante su participación en el encuentro organizado por Future Energy Summit (FES).

“Es decir que no solamente se espera competencia dentro de las regiones, sino también entre las regiones. La expectativa es que sea un mecanismo competitivo y que los precios vuelvan a ser buenos como en AlmaGBA”, agregó.

El mapa de nodos definido para la licitación abarca una amplia cantidad de puntos de conexión distribuidos principalmente en redes de 132 kV y 220 kV, en provincias como Córdoba, San Luis, Buenos Aires, Santa Fe, Entre Ríos, Mendoza, San Juan, Chaco, Corrientes, Misiones, Salta, Tucumán, Santiago del Estero y La Rioja. 

Aunque cabe aclarar que cada uno de los puntos cuenta con límites técnicos de capacidad por nodo, zona y región, definidos a partir de estudios operativos del sistema.

Y otra de las particularidades centrales de dicho esquema es la clasificación de los nodos según su nivel de criticidad dentro del sistema eléctrico, lo que introduce incentivos para orientar las inversiones hacia determinadas ubicaciones estratégicas. 

En este sentido, el diseño distingue nodos violetas, rojos y amarillos, definidos en función de los análisis de CAMMESA sobre las necesidades operativas del sistema.

“Los nodos violetas son los de muy alto impacto, aquellos donde desde la Secretaría de Energía consideramos que se necesitan que los proyectos se instalen”, explicaron desde la cartera energética nacional.

Sin embargo, la adjudicación en los puntos violetas no está garantizada, ya que los proyectos deberán competir dentro del proceso licitatorio, debido a la capacidad limitada por la zona. Aunque para incentivar estas localizaciones estratégicas, el mecanismo incorpora una ventaja en la fórmula de evaluación económica. 

“Esos nodos violetas valorizan menos (-) 750 dólares. Además, las empresas interesadas podrán solicitar nuevos nodos aparte de los que ya hay enlistados y mapeados”, complementaron desde la Secretaría de Energía de la Nación.

 señala Báez, aludiendo al factor de desempate que favorece a los proyectos ubicados en estas zonas.

El diseño de AlmaSADI también introduce cambios clave respecto a la licitación AlmaGBA, que sirvió como antecedente para el desarrollo del almacenamiento en el país:

  • CAMMESA actuará como offtaker, ya que el objetivo del proceso es contratar servicios que contribuyan a la operación integral del sistema eléctrico.
  • El nuevo modelo amplía el alcance a de los servicios que deberán prestar los sistemas de almacenamiento adjudicados, a fin de considerar potencia disponible disponible y regulación de frecuencia 

“Se perfeccionaron algunas cuestiones respecto a AlmaGBA. Se sofistica el proceso hacia una potencialidad mayor del almacenamiento”, sostuvo Báez durante la conversación destacada “Retos de mercado para desarrollar eólica, solar y el almacenamiento en Argentina”.

Contratos, inversión y cronograma del proceso

La licitación AlmaSADI contempla una inversión estimada en torno a USD 700 millones para el desarrollo de proyectos BESS stand-alone distribuidos en distintas regiones del país. Los proyectos adjudicados tendrán contratos de hasta 15 años, con CAMMESA como offtaker, y un esquema de remuneración centrado principalmente en la disponibilidad de potencia para el sistema eléctrico.

El proceso licitatorio se desarrollará en menos de cuatro meses. La presentación de ofertas técnicas y administrativas (Sobres A) está prevista para el 8 de mayo, con evaluación hasta el 21 de mayo y publicación de resultados el 28 de mayo.

Posteriormente, las ofertas económicas (Sobres B) se abrirán el 5 de junio, mientras que la adjudicación final está programada para el 19 de junio. La firma de los contratos comenzará el 25 de junio de 2026.

En cuanto a los plazos operativos, el 1 de enero de 2027 se establece como fecha objetivo para el inicio del cómputo contractual, mientras que el 31 de diciembre de 2029 se fija como límite para la habilitación comercial de los proyectos adjudicados.

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Wattkraft advierte que sin pagos de capacidad ni señales el almacenamiento crecerá solo de forma “oportunista”

La expansión del sector de baterías en España avanza, pero todavía enfrenta obstáculos estructurales que condicionan su desarrollo a gran escala, de modo que Jesús Heras, Technical Director SouthWest Europe de Wattkraft, advirtió que el crecimiento del sector dependerá en gran medida de la evolución del marco regulatorio y de la creación de herramientas de mercado que permitan consolidar las inversiones.

“El problema es que esas oportunidades ahora mismo, si no hay una regulación, no van a favorecer un crecimiento estructural del almacenamiento. Son una oportunidad para jugarsela, porque hay que ser oportunistas. Pero tenemos que mejorar la regulación”, manifiestó Heras durante su participación en Future Energy Summit (FES) Iberia 2026, evento que reunió a más de 400 ejecutivos del sector energético.

El ejecutivo sostiene que la falta de reglas claras provoca que los proyectos avancen de forma puntual o especulativa, en lugar de responder a una planificación sostenida del sistema eléctrico.

“Con los fondos FEDER va a haber un tirón muy bueno, por supuesto. Pero si queremos tener un crecimiento más sistémico, más de largo plazo y no burbujas, necesitamos regulación. Hay ahora mismo cierto temor por hacer unas inversiones que no están respaldadas por una regulación. Cuando esa regulación esté más implementada con los pagos de capacidad y otros mecanismos, pasaremos a tener un crecimiento más firme», apuntó.

A la espera de definiciones regulatorias para proyectos a gran escala, el despliegue de baterías en España ha encontrado uno de sus primeros espacios de desarrollo en el autoconsumo industrial, especialmente en grandes consumidores que buscan optimizar su demanda energética.

“Hablaban de electricidad barata, pero es en el pool. Luego los industriales tienen unos peajes y unos costes que hacen que difícilmente salga rentable ahora mismo el almacenamiento en behind the meter”, sostuvo.

«Tiene otras ventajas que no solamente son ahorros o ingresos, sino que tienes una mayor seguridad de suministro. En caso de que se te vaya la luz tienes un backup», añadió.

En ese contexto, la compañía ha desarrollado varios proyectos en este segmento desde 2023, cuando introdujo en el mercado español su primera batería en contenedor con tecnología de Huawei, enfocada principalmente en aplicaciones industriales de gran consumo energético.

Incluso ha participado en proyectos industriales de gran escala dentro del mercado español, con plantas de 28 MWh en autoconsumo.

Sin embargo, Heras advirtió que los proyectos de menor escala aún enfrentan limitaciones económicas, ya que el coste de los sistemas de baterías no siempre permite aprovechar economías de escala como ocurre en instalaciones de mayor capacidad, por lo que «será necesario todavía tipo de guiño de la administración o del IDAE subvencionando ese tipo de instalaciones» si se desea un crecimiento más sistémico.

Cabe recordar que el reciente mecanismo de ayudas del programa FEDER adjudicó alrededor de 9,4 GWh de capacidad de almacenamiento en España, impulsando una nueva cartera de proyectos en distintas regiones del país.

A nivel tecnológico, Heras subrayó que las baterías son infraestructuras complejas que requieren estándares elevados de calidad y control, por lo que advirtió sobre los riesgos de priorizar únicamente la reducción de costes en el desarrollo industrial.

“Una batería realmente es un elemento muy tecnológico. No vale cualquier fábrica reconvertida de la noche a la mañana que no te garantice la calidad o que te va a durar una temporada”, señaló.

En paralelo, el directivo abordó el debate sobre el impulso a la fabricación europea de baterías, donde consideró que la competitividad tecnológica seguirá siendo un factor determinante para el mercado global. “Hoy en día no nos engañemos, el producto más competitivo y más tecnológico viene de China”, afirmó.

De cara al mercado, Heras explicó que cada vez más empresas industriales están adoptando modelos energéticos integrados, combinando generación renovable y baterías para optimizar su consumo energético.

Tenemos clientes que tienen grandes industrias y a la vez son IPPs, tienen su división de energía. Se hacen sus propios PPAs industriales: tienen su planta fotovoltaica o eólica, meten baterías y aplanan su curva de consumo”, detalló.

Este tipo de esquemas, según el ejecutivo, podrían multiplicarse durante los próximos años, tanto en proyectos de autoconsumo como en plantas híbridas desarrolladas por compañías energéticas e industriales.

Finalmente, Heras destacó que el valor de las baterías dentro del sistema energético depende en gran medida de los sistemas de gestión y control que permiten optimizar su operación.

Si solamente tienes la batería es un gran pisapapeles. Necesitas un software de control, un Energy Management System”, concluyó.

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¿Cómo se prepara un fabricante para las próximas licitaciones de almacenamiento en LATAM?

Argentina empieza a posicionarse como uno de los mercados que despiertan mayor interés para baterías dentro de la región, producto de la licitación «AlmaSADI»que prevé adjudicar 700 MW BESS en los próximos meses.

Danisa Butko, ESS Sales Manager Latam de Gotion, participó del encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina y reveló cómo se prepara la compañía para este tipo de convocatorias.

“Este año podremos lanzar una nueva solución de almacenamiento de 7 MWh que cae perfecto para licitaciones como AlmaSADI. Del mismo modo, estamos desarrollando una solución de 20 MWh que representa un gran ahorro tanto en CAPEX como en espacio del proyecto”, afirmó la ejecutiva.

«Además, tendremos una cadena de O&M en Argentina para dar soporte localmente a los proyectos en el país. También estamos instalando un warehouse en la provincia de Buenos Aires para dar tranquilidad y confiabilidad al cliente», agregó en referencia a la estrategia, considerando que la firma también cuenta con presencia en Chile, Brasil y México, mercados donde el almacenamiento empieza a ganar relevancia dentro de la planificación energética.

Los nuevos desarrollos tecnológicos orientados a incrementar la capacidad energética de los sistemas, una tendencia que ya se observa a nivel global en el mercado BESS, ya que permite optimizar el diseño de los proyectos y reducir costos asociados a la infraestructura.

Mientras la tecnología avanza, el mercado de almacenamiento también enfrenta desafíos vinculados a la evolución de los minerales críticos, especialmente el litio, insumo clave para la fabricación de baterías.

Según explicó Butko, actualmente existen cambios relevantes en la industria que podrían impactar en los precios de los sistemas.

“Este año hay dos cambios importantes para las baterías: la variación del precio del litio y el cambio en el tax refund de China”, advirtió.

El esquema fiscal del país asiático tendrá modificaciones que también influirán en el costo final de los equipos.

“El tax refund pasará del 9% al 6% y luego se eliminará en 2027, lo que provocará un aumento en el precio de las baterías”, sostuvo.

Este escenario obliga a fabricantes y desarrolladores a optimizar el diseño tecnológico y los modelos de negocio para sostener la competitividad de los proyectos.

Mientras que las garantías podrían alcanzar hasta 20 años, mientras que en algunos mercados ya se evalúan contratos que llegan a 25 años de operación, apuntando a garantizar altos niveles de disponibilidad para los proyectos, con servicios que incluyen monitoreo y soporte técnico.

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La carrera por abaratar la energía solar suma una nueva tecnología que recorta «hasta 60%» los costos de instalación

El fabricante tecnológico Chemik Group se propone crecer entre un 25% y un 30% a nivel global durante 2026, impulsado por nuevas soluciones para proyectos fotovoltaicos y una estrategia de expansión internacional en mercados clave. Así lo anunció Héctor Erdociain, CSO & CTO de la compañía, durante su participación en el Future Energy Summit (FES) Iberia 2026.

“El año pasado hemos hecho 6 GW de suministro de producto a nivel mundial, que no es poco. Llevamos 40 GW a nivel global”, afirmó Erdociain al explicar el desempeño reciente de la empresa y aseguró que en España Chemik concentra entre el 80% y el 90% de cuota de mercado.

Sobre esa base de crecimiento, la compañía presentó dos nuevas soluciones tecnológicas orientadas a mejorar la seguridad de los activos y reducir los costos de instalación en proyectos fotovoltaicos, en un contexto donde los desarrolladores buscan maximizar la eficiencia operativa y garantizar la bancabilidad de los proyectos.

La primera de estas soluciones es  TCS String, una solución orientada a optimizar las instalaciones de inversores string mediante la industrialización de procesos y la modificación de materiales, con el objetivo de reducir significativamente los costos de implementación.

A través de industrializar más el proceso de la instalación y cambiando tipos de materiales llegamos a ahorros del 55% o 60% en las instalaciones de inversor string”, afirmó Erdociain.

La segunda innovación presentada en el evento fue Chekarc, una tecnología enfocada en la detección temprana de arcos eléctricos en los strings de los proyectos fotovoltaicos, un fenómeno que puede derivar en fallos operativos o incluso incendios si no se identifica a tiempo.

Es capaz de detectar el arco del string y abrirlo para que se quede en conato y, además, avisar a operación y mantenimiento para verificar qué ocurre realmente”, explicó Erdociain durante su presentación.

El sistema se adapta a cada proyecto mediante un proceso previo de análisis eléctrico, que permite diferenciar los arcos reales de los ruidos o armónicos generados por los inversores, uno de los principales desafíos técnicos en este tipo de detecciones.

El arco es algo bastante complejo y lo analizamos para cada proyecto, diferenciando lo que es un arco real de los ruidos que generan los inversores”, señaló el CSO & CTO de Chemik Group.

En esa línea, Erdociain remarcó que el crecimiento de la compañía está estrechamente vinculado a su capacidad de identificar los desafíos operativos de los desarrolladores y ofrecer soluciones tecnológicas que aporten valor en los proyectos.

El ejecutivo explicó que el desempeño alcanzado en los últimos años se apoya principalmente en la fidelización de clientes y el desarrollo de soluciones adaptadas a las necesidades de cada mercado. 

“Al final, eso pasa por ofrecer soluciones que fidelicen a los clientes y buscar los problemas que tienen para darles respuesta”, agregó.

En ese contexto, la compañía también avanza con una estrategia de expansión internacional para sostener el ritmo de crecimiento en los próximos años. Uno de los movimientos recientes fue la firma de una alianza con una empresa local en Japón, un mercado con oportunidades en proyectos de repotenciación de plantas solares.

Hace dos semanas estábamos en Japón firmando un acuerdo de colaboración con una empresa local y ya hemos servido los primeros proyectos con nuestro producto String Plus. El cliente los ha aprobado y ahora vienen 17 proyectos detrás con este producto”, explicó Erdociain.

Además, la compañía también identifica oportunidades de crecimiento en Australia y Estados Unidos, donde está reforzando su presencia mediante alianzas locales y acciones comerciales con actores del sector.

Hemos puesto un country manager de Chemik en Australia para poder dar seguimiento cercano al proyecto y al mercado. Tenemos 1.5 GW servido allí, pero nos cuesta crecer al ritmo que queremos y creemos que esta estrategia nos va a ayudar a crecer”, explicó Erdociain.

Mientras que en Estados Unidos la compañía estableció una alianza con socio local especializado en cableado de aluminio y cobre para el sector energético. 

Hay que identificar en qué mercados puedes ir solo y en cuáles necesitas ir acompañado para que tus productos lleguen al mercado y permitan crecer”, concluyó el ejecutivo.

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S-5! amplía su presencia en Colombia con una distribución más amplia y liderazgo comercial regional

 A medida que el mercado solar en Colombia continúa acelerando su crecimiento, S-5! está ampliando su presencia en el país al fortalecer el soporte de distribución local y el liderazgo comercial regional.

Colombia se ha consolidado como uno de los mercados solares de más rápido crecimiento en América Latina, con una capacidad fotovoltaica (FV) instalada que supera los 3 GW y proyecciones que indican que podría superar los 10 GW antes de 2030. La expansión del país está impulsada por la transición energética nacional, incentivos regulatorios y una creciente inversión del sector privado.

Fortalecimiento del soporte de distribución local

Para atender mejor a EPCs, desarrolladores e instaladores FV en Colombia, S-5! ha reforzado su canal de distribución a través de CELTEC, un socio estratégico desde 2024 que ahora está estableciendo operaciones locales en Colombia. Con nuevas capacidades logísticas dentro del país y disponibilidad de inventario local, esta expansión mejora los tiempos de entrega y la capacidad de respuesta técnica para las soluciones de fijación solar utilizadas en techos metálicos.

CELTEC, con sede en Panamá, se especializa en la distribución de soluciones solares integrales en Centroamérica, Colombia y el Caribe, incluyendo módulos solares, inversores, estructuras de montaje y sistemas de almacenamiento de energía, consolidándose como un socio estratégico en toda la región.

Darío Torres García, CEO de CELTEC, destacó que la alianza refleja una fuerte alineación entre ambas organizaciones. “Desde el inicio de nuestra relación identificamos una clara alineación en la forma de abordar el mercado: altos estándares técnicos, enfoque en la calidad del producto y un fuerte compromiso con el soporte al cliente. Las soluciones de fijación de S-5! representan un referente en durabilidad, resistencia a filtraciones y certificaciones dentro de la industria. Desde CELTEC estamos comprometidos a acompañar su crecimiento en Colombia y a seguir impulsando su desarrollo en la región.”

Juan Carlos Fuentes, Director de Negocios Internacionales de S-5!, subrayó la importancia estratégica del mercado colombiano: “Colombia es un mercado clave dentro de la transición energética de América Latina, con un fuerte impulso en proyectos y un sólido potencial de crecimiento sostenido. Valoramos enormemente nuestra alianza estratégica con CELTEC. Su experiencia y presencia local fortalecen nuestra capacidad para apoyar a desarrolladores y contratistas a medida que la adopción solar continúa expandiéndose. Al reforzar nuestra red de distribución y presencia comercial en el país, estamos bien posicionados para ofrecer un servicio ágil y soluciones certificadas. Nuestra tecnología de montaje sin rieles ha respaldado más de 9 GW de instalaciones solares en techos metálicos en todo el mundo.”

Nuevo liderazgo comercial regional

Como parte de esta expansión, S-5! ha nombrado a Erika Cristancho como Territory Sales Manager para América Latina. Con sede en Bogotá, Colombia, cuenta con casi 10 años de experiencia en el sector solar, especializándose en mercados utility-scale, gestión estratégica de cuentas y desarrollo de negocios a nivel regional.

Cristancho ocupó previamente cargos comerciales senior en una empresa regional de distribución solar y desarrollo de proyectos, donde lideró estrategias nacionales de ventas, apoyó proyectos FV utility-scale y promovió iniciativas de expansión de mercado.

“En toda América Latina, la demanda de soluciones eficientes para la instalación de energía solar en techos metálicos continúa creciendo”, señaló Fuentes. “Estamos introduciendo el primer y más reconocido sistema de montaje solar sin rieles del mundo en toda América Latina para respaldar esta expansión. Nuestro sistema PVKIT®, sin rieles y de fijación directa, elimina la necesidad de rieles en techos metálicos, reduciendo la cantidad de componentes, las cargas adicionales y mejorando la eficiencia de instalación. Con un equipo regional experimentado y una red de distribución fortalecida, estamos bien posicionados para apoyar a nuestros clientes en toda la región.”

Acerca de S-5!
Fundada por un experto veterano en techos metálicos, S-5! ha sido la autoridad líder en soluciones de fijación para techos metálicos desde 1992. Las abrazaderas sin perforación y los brackets con garantía de por vida de S-5! permiten fijar prácticamente cualquier elemento a la mayoría de los tipos de techos metálicos, manteniendo la integridad del techo y sus garantías. Fabricadas en EE. UU., las soluciones S-5! están diseñadas para una amplia variedad de aplicaciones sobre techo y actualmente están instaladas en más de 3 millones de techos metálicos en todo el mundo, ofreciendo resistencia y durabilidad sin precedentes. Para más información, visite https://es.s-5.com.

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Generadoras de Chile ante nuevo gobierno: «Este período abre una oportunidad para abordar definiciones clave del sistema eléctrico»

LA Asociación Gremial de Generadoras de Chile valoró el inicio del nuevo ciclo gubernamental y señaló que el sector energético enfrenta una etapa que demanda conducción estratégica para resguardar la seguridad y continuidad operativa del sistema eléctrico nacional, en un contexto donde la creciente electrificación del país exige un mercado que se desarrolle de manera sustentable y con estándares de calidad de servicio a la altura de esa transformación. 

El director Ejecutivo del gremio, Camilo Charme, sostuvo que «Chile enfrenta un momento determinante en materia energética. Pasamos de una fase de instalación masiva de energías renovables a operar un sistema de alta complejidad técnica, con definiciones regulatorias pendientes —en servicios complementarios, reglas de operación y señales económicas— que son clave para garantizar la seguridad y resiliencia del sistema».

«La energía no es un tema sectorial: es el habilitante para el crecimiento de la minería, los data centers, la desalación y el desarrollo de las regiones, y -por lo mismo- requiere ser abordada con visión de Estado», añadió.

En esa línea, desde la asociación gremial, que agrupa a las principales empresas de generación eléctrica del país, destacaron que el nuevo período abre una oportunidad para articular los objetivos energéticos con la realidad territorial y lograr que los beneficios de una matriz más competitiva se reflejen en tarifas eficientes para el consumidor final. 

Asimismo, Generadoras afirmó que la experiencia de la nueva ministra de Energía, Ximena Rincón, para conducir una etapa de alta exigencia técnica e institucional. «Confiamos en su capacidad para liderar este proceso y como industria estamos disponibles para aportar con propuestas técnicas concretas al servicio del país», agregó Charme, quien reiteró la disposición del gremio al diálogo con las nuevas autoridades en favor de un sistema eléctrico seguro y eficiente, con el propósito de que el mercado eléctrico se desarrolle de manera sostenible y, a su vez, entregar una mejor calidad y seguridad de servicios a los clientes en su proceso natural de electrificación.

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El Gobierno de Brasil fija mes para el lanzamiento de la primera subasta de baterías pese a las demoras

El gobierno de Brasil ratificó la subasta de capacidad de reserva con almacenamiento en sistemas BESS, denominada “LRCAP Almacenamiento”, tras meses de debate regulatorio y ajustes técnicos destinados a definir las condiciones de participación y el esquema de remuneración.

“La licitación de baterías se lanzará en abril de este año y la ordenanza con el reglamento llegará este mismo año”, afirmó el ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, durante la Comisión de Minas y Energía de la Cámara de Diputados.

Ya me reuní con las mayores empresas de baterías en todo el mundo. Estamos discutiendo con las empresas chinas cuánto podremos colocar de contenido local, dado que esta subasta tiene que servir para ello, pero debemos ser prudentes para que la subasta no salga mal, porque sabemos que China invirtió mucho y el proceso tiene que ser progresivo”, agregó.

El funcionario también subrayó que el avance de este mecanismo es una “prioridad” para el Poder Ejecutivo brasileño incluso en un contexto político desafiante, marcado por las elecciones generales que se llevarán a cabo el 4 de octubre, y espera que las personas se adentren en la nueva regulación de baterías.

¿Qué se prevé para la licitación? Según estimaciones del sector privado, la contratación de entre 1 y 2 GW de almacenamiento en esta primera licitación sería considerada adecuada, dentro de un escenario donde el sistema eléctrico brasileño requerirá alrededor de 38 GW de nueva potencia hacia 2034.

Y según anticipó Energía Estratégica sobre la subasta, sólo podrán participar sistemas con una potencia mínima de 30 MW, capaces de entregar su máxima potencia durante hasta cuatro horas diarias

Asimismo, las instalaciones deberán recargarse completamente en un plazo máximo de seis horas y acreditar una eficiencia ida y vuelta igual o superior al 85 %.

Los proyectos adjudicados firmarían contratos de reserva de capacidad (CRCAP) por un plazo de 10 años, con inicio del suministro previsto para agosto de 2028; aunque este último punto seguramente sea revisado debido a las demoras dadas desde el anuncio de la convocatoria a principios del año pasado. 

Las centrales que resulten adjudicadas recibirán una Receta Fija anual pagada en 12 cuotas mensuales, ajustada por el Índice Nacional de Precios al Consumidor y condicionada al desempeño operativo de los sistemas. 

En tanto que la energía utilizada para cargar las baterías y la que posteriormente se inyecte al sistema será liquidada en el Mercado de Corto Plazo al Precio de Liquidación de Diferencias (PLD). La diferencia económica que resulte de esta operación será cubierta por la Cuenta de Energía para la Capacidad de Reserva (CONCAP), un mecanismo diseñado para evitar impactos tarifarios inesperados.

Regulación en desarrollo para integrar el almacenamiento

En materia normativa, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) avanza en la adecuación del marco regulatorio para integrar el almacenamiento al sistema eléctrico brasileño. A comienzos de este año, el organismo publicó la Nota Técnica nº 03/2026, con el objetivo de adaptar la regulación vigente a la Ley nº 15.269, promulgada en noviembre de 2025.

Esta legislación reconoce formalmente al almacenamiento de energía como una actividad independiente dentro del sector eléctrico, habilitando el desarrollo de reglas específicas para su operación y remuneración.

El proceso regulatorio también complementa la segunda fase de la Consulta Pública nº 39/2023, incorporando directrices estructurales que definen cómo operarán, cobrarán y pagarán las baterías y otros sistemas de almacenamiento dentro del Sistema Interconectado Nacional (SIN).

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La licitación PEG-5 atrae más de 40 interesados y reabre debate por la transmisión en Guatemala

La licitación PEG-5 de Guatemala recibió ofertas renovables por 1933,93 MW (sobre 3653,93 MW presentados – equivalentes al 53% de la oferta) en más de 40 interesados, superando ampliamente la capacidad que inicialmente esperaba adjudicar el Gobierno.

Esto abre oportunidades para nuevas inversiones, pero también plantea desafíos estructurales en infraestructura, dado que la expansión de la generación prevista en la licitación PEG-5 y el aumento sostenido del consumo obligan a acelerar el desarrollo de redes para transportar la electricidad hacia los centros de demanda.

Para Juan Jacobo Rodríguez, gerente general de Conecta, este contexto posiciona al país en una situación favorable para ampliar su matriz energética. 

Guatemala tiene una oportunidad inmensa porque viene teniendo crecimientos del orden del 4 y 5% en su demanda de energía anual”, sostuvo el ejecutivo en conversación con Energía Estratégica.

Sin embargo, la expansión de la red eléctrica no acompaña esa dinámica, ya que mientras el consumo crece de forma sostenida, la infraestructura de transmisión lo hace a una velocidad considerablemente menor, lo que podría limitar el aprovechamiento de nuevos proyectos.

La red de transporte se expande a tasas cercanas al 1% o 1,5% anuales, muy por debajo del aumento de la demanda. De acuerdo con estimaciones del sector y planes oficiales, el país necesitará una expansión significativa para evitar restricciones en el sistema.

El país debería construir cerca de 5000 a 6000 kilómetros de línea adicionales en los siguientes 15 años”, explicó Rodríguez.

Este nivel de expansión implicaría avanzar a un ritmo de 500 o 600 kilómetros por año, muy superior al desarrollo histórico de la infraestructura eléctrica.

Generación en expansión y desafíos en transmisión

Este escenario confirma el atractivo del país para la inversión energética, particularmente en tecnologías renovables. Sin embargo, la disponibilidad de infraestructura para transportar esa electricidad se vuelve un factor determinante para que esos proyectos puedan concretarse.

En este contexto, la atención del sector se centra en la próxima licitación de transmisión prevista por el Gobierno: PET-4, que podría marcar un punto de inflexión para el desarrollo del sistema eléctrico.

El antecedente inmediato evidencia las dificultades del segmento. La licitación anterior de infraestructura de transporte quedó desierta, sin participación privada en el proceso.

Rodríguez señaló que el éxito de futuras convocatorias dependerá de revisar ciertos aspectos regulatorios y contractuales que hoy generan incertidumbre para los inversores.

“Si se ajustan las asignaciones de riesgos y las condiciones financieras en las licitaciones, habrá muchas más ofertas para desarrollar la infraestructura”, afirmó.

Entre los principales obstáculos aparecen los procesos de permisos y la gestión territorial, factores que suelen extender los tiempos de ejecución de este tipo de proyectos.

Las líneas de transmisión requieren autorizaciones municipales, licencias ambientales y acuerdos con propietarios de terrenos y comunidades, lo que en muchos casos se traduce en negociaciones complejas y prolongadas.

Infraestructura clave para electrificación y mercado regional

Más allá de habilitar nuevos proyectos de generación, la expansión del sistema de transmisión también es clave para mejorar el acceso al servicio eléctrico en distintas regiones del país.

Actualmente existen departamentos y municipios donde los niveles de electrificación se mantienen por debajo del 80%, una situación que contrasta con el desempeño económico general de Guatemala.

La ampliación de la red permitiría avanzar en electrificación rural, aumentar la disponibilidad del sistema y garantizar el abastecimiento en nuevas zonas de consumo.

Además, un sistema eléctrico más robusto también podría fortalecer el rol del país dentro del mercado energético regional. Históricamente Guatemala ha tenido capacidad para exportar electricidad a otros mercados de Centroamérica.

Si los proyectos que surjan de la PEG-5 se concretan y cuentan con la infraestructura necesaria para conectarse al sistema interconectado, el país podría recuperar ese papel estratégico.

En ese escenario, la expansión de la transmisión aparece como uno de los elementos determinantes para acompañar el crecimiento de la generación, mejorar el acceso a la electricidad y reforzar la integración energética regional.

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Brandi de PCR anticipa el nuevo escenario argentino: “Cuando aparezca la demanda, las renovables reaccionarán rápido”

El crecimiento de la oferta eléctrica sin un aumento equivalente del consumo está redefiniendo las inversiones renovables en Argentina. Y para el CEO de PCR, Martín Brandi, el próximo ciclo del sector dependerá de la demanda.

“Cuando aparezca la demanda, las renovables reaccionarán rápido. Con una industria de generación dinámica en el país, enseguida aparecerán proyectos cuando haya demanda. Estamos todos detrás de ella, y lo ideal sería adelantarnos a la infraestructura para abastecerla”, sostuvo durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina.

“Si estamos pensando que va a haber una demanda minera grande, la infraestructura para abastecerla es clave y desde las renovables, y en general el sector de generación, es muy dinámico y creo estará a la altura para traer soluciones”, agregó.

Además, el ejecutivo advirtió que el mercado atraviesa una etapa en la que desarrollar nuevos proyectos resulta cada vez más desafiante, debido principalmente a la combinación de precios de la electricidad más bajos y un consumo que no se expande al ritmo esperado, cómo sí sucedió con la oferta en el último tiempo.

Reviva FES Argentina 2026: https://www.youtube.com/watch?v=rIfbzoRGgxU&t=1988s

En ese contexto, la ecuación económica para impulsar nuevas centrales se volvió más compleja, especialmente para los desarrolladores que buscan recuperar su inversión en plazos razonables. 

“A nivel de generación es un momento difícil para lanzar nuevos proyectos si uno quiere recuperar el capital, por lo menos”, sostuvo durante el panel “Conversación con las grandes energéticas: perfil de los proyectos, nuevos modelos de negocio y expectativas para el largo plazo”. 

De todos modos, mientras el mercado atraviesa este período de transición, PCR continúa avanzando con proyectos estratégicos dentro de su cartera renovable, entre los que se destaca el parque eólico Olavarría, de 185,6 MW, que fue la segunda central renovable adherida al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).

El proyecto, llevado adelante en alianza con ArcelorMittal, representa un costo total de USD 275 millones y recientemente logró financiamiento por parte de la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo Banco Mundial.

Además, incluye la construcción de una línea de transmisión de 25 km, la cual unirá el parque con la estación transformadora de Olavarría, y la ampliación y repotenciación de los capacitores en las estaciones transformadoras de Olavarría y Ezeiza, incrementando la capacidad de transporte de energía del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). 

“La construcción del parque eólico Olavarría está a mitad de camino. Además, estamos haciendo la ampliación de 37 MW de nuestro parque eólico Mataco – San Jorge (pasará de 203,4 MW a 240 MW en la provincia de Buenos Aires)”, informó Brandi.

De este modo, la empresa argentina con más de 100 años de trayectoria en petróleo y gas, cemento y generación renovable, aumentará su participación en el sector, que actualmente es de 545 MW instalados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis.

Baterías y nuevas adjudicaciones: la visión para el almacenamiento en Argentina

El ejecutivo también analizó refiere al potencial del almacenamiento para mejorar la operación del sistema eléctrico, particularmente a través de las licitaciones AlmaGBA (adjudicó 713 MW en 2025) y la reciente AlmaSADI, que busca asignar 700 MW BESS en distintos puntos del país.

“Es una buena iniciativa. Es una buena idea incorporar baterías en los lugares donde al sistema le viene bien”, afirmó. No obstante, consideró que la expansión de dicha tecnología debe responder a las necesidades concretas del sistema eléctrico.

“¿Cuánto y cuándo conviene que se adjudique? Todo lo que el sistema necesite y cuanto antes mejor. No especularía con esperar un año por otros 300 MW de baterías si los hubiera Tampoco tiene sentido adjudicar más sólo porque haya buen precio”, apuntó.

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La Comisión Europea aprueba ayudas de España por 440 millones de euros para la producción de hidrógeno verde

La Comisión Europea ha aprobado, en virtud de las normas sobre ayudas estatales de la UE, un régimen de ayudas estatales español de 440 millones de euros para apoyar la producción de hidrógeno renovable. Esto se hará a través de la herramienta «Subastas como servicio» del Banco Europeo del Hidrógeno para la subasta que se cerró en febrero de 2026. El régimen contribuirá a los objetivos del Pacto Industrial Limpio de acelerar la descarbonización de la industria de la UE, reforzando al mismo tiempo su competitividad.

España estima que el régimen aprobado apoyará la construcción de hasta 382 MW de capacidad de electrólisis. También debe incentivar la producción de hasta 243 800 toneladas de hidrógeno renovable, con lo que se evitarán hasta 1 790 000 toneladas de CO2.

El régimen ayudará a España a alcanzar su objetivo nacional de instalar 12 GW de capacidad de electrolizadores de aquí a 2030, así como los objetivos para la cuota de combustibles renovables de origen no biológico consumidos en el transporte y en la industria establecidos en la Directiva sobre fuentes de energía renovables.

En virtud del régimen, la ayuda adoptará la forma de una subvención directa por kilogramo de hidrógeno renovable producido. España puede conceder la ayuda en los próximos 12 meses. Una vez concedida la ayuda, los beneficiarios pueden optar a los pagos durante un período de diez años.

La Comisión evaluó el régimen con arreglo a las normas de la UE sobre ayudas estatales, en particular el artículo 107, apartado 3, letra c), del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea y las Directrices de 2022 sobre ayudas estatales en materia de clima, protección del medio ambiente y energía.  La Comisión consideró que el régimen es necesario y adecuado para facilitar la producción de hidrógeno renovable. Además, la Comisión constató que el régimen tiene un efecto incentivador y un impacto limitado en la competencia y el comercio dentro de la UE.

Por último, la ayuda producirá efectos positivos, especialmente en el medio ambiente, que superarán cualquier posible efecto negativo en términos de falseamiento de la competencia. Sobre esta base, la Comisión aprobó el régimen español con arreglo a las normas de la UE sobre ayudas estatales.

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Huawei anticipa más de 4 GWh en almacenamiento en Chile y se prepara con sistemas BESS de 6 MWh y 30 MW

Huawei Digital Power prepara el lanzamiento de nuevas tecnologías orientadas a proyectos energéticos a gran escala, entre ellas sistemas de almacenamiento de 6 MWh y equipos de 30 MW, diseñados para mejorar la eficiencia de los proyectos y reducir los costos de instalación.

Estas plataformas integran inversores, baterías y transformadores conectados directamente a subestaciones, además de sistemas de inteligencia artificial y redundancia que permiten adaptar la operación a distintos marcos regulatorios y requisitos técnicos.

En paralelo, el mercado chileno comienza a mostrar un fuerte crecimiento en el desarrollo de proyectos de almacenamiento.

Durante una entrevista exclusiva para Future Energy Summit (FES), Felix Chen, Presidente de Huawei Digital Power Centroamérica y el Caribe, anticipó que Chile podría incorporar una capacidad significativa de baterías en los próximos años.

“En el mercado chileno se espera que ingresen más de 4 GW de capacidad de baterías directamente al mercado eléctrico en el corto plazo”, indicó.

Mire la entrevista completa: https://www.youtube.com/watch?v=UlqFW_uGRUY

El crecimiento del almacenamiento responde a los desequilibrios territoriales del sistema eléctrico chileno, ya que gran parte de la generación renovable se concentra en el norte del país, mientras que la demanda eléctrica se ubica principalmente en otras zonas del territorio, lo que genera congestiones en la red de transmisión.

Estas limitaciones provocan diferencias importantes en los precios de la electricidad entre regiones. Mientras en algunas zonas del sistema los valores aumentan debido a restricciones en la red, en otras áreas los excedentes de generación renovable hacen caer los precios incluso hasta cero.

“En el sur, las restricciones de transmisión empujan el precio de la energía por encima de 150 USD por MWh, mientras que en gran parte del resto del país el costo marginal ronda los 33 o 35 USD por MWh”, explicó Chen.

En el norte del país, donde la penetración renovable es mayor, la congestión en la red provoca pérdidas significativas de generación limpia que no logra ser transportada hacia los centros de consumo.

“Hoy el recorte de energías renovables ya alcanza cerca de 6 GWh al año, equivalente al 6% del consumo eléctrico anual del país”, afirmó.

Para ser precisos, en 2025, los recortes de generación eólica y solar alcanzaron 6.084 GWh (+8% vs. 2024), equivalentes al consumo anual de 2,3 millones de hogares, y cerca del 19% de la generación eólica y solar del año.

Asimismo, los sistemas BESS se convirtieron en una pieza clave para enfrentar las restricciones del sistema, de modo que Chile cuenta con 9 GW de proyectos de almacenamiento en operación, en construcción y en prueba; sumado a otros 27 GW de almacenamiento en proceso de desarrollo.

  • 28 proyectos en operación (1,6 GW – 4,1 hrs de duración promedio).
  • 6 proyectos en pruebas (0,7 GW – 3,6 hrs de duración promedio).
  • 68 proyectos en construcción (6,8 GW – 4,4 hrs de duración promedio).
  • 14 GW de almacenamiento con calificación ambiental favorable
  • 13 GW de almacenamiento que actualmente están en calificación ambiental.

Además, su implementación presenta ventajas frente a la expansión de la infraestructura de transmisión, ya que mientras que el desarrollo de nuevas líneas eléctricas puede tardar entre ocho y diez años, los proyectos de almacenamiento pueden instalarse en aproximadamente dos años; sumado a que, a medida que aumenta la participación de generación variable, se vuelve necesario incorporar tecnologías capaces de aportar servicios de control de frecuencia, regulación de voltaje o respuesta inercial.

“La estabilidad del sistema eléctrico no es un concepto técnico abstracto, es la base del funcionamiento de un país”, sostuvo Chen.

En ese escenario, tecnologías como los inversores grid-forming permiten que las plantas renovables contribuyan activamente a la estabilidad del sistema eléctrico, una función que tradicionalmente estaba asociada a centrales convencionales.

De cara al futuro, el desarrollo del almacenamiento también dependerá de marcos regulatorios que reconozcan el valor de esta tecnología dentro del sistema eléctrico, no solo como un activo de generación sino también como una herramienta para gestionar la red y reducir congestiones.

Con la llegada de nuevos proyectos de baterías y soluciones tecnológicas orientadas al almacenamiento, el sistema eléctrico chileno comienza a avanzar hacia un modelo más flexible capaz de acompañar el crecimiento de las energías renovables.

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360Energy considera “propicio” el contexto argentino para almacenamiento mientras sigue de cerca licitación en Brasil

El desarrollo del almacenamiento energético comienza a ganar protagonismo en la agenda del sector eléctrico argentino, impulsado por la creciente penetración renovable y la necesidad de sumar flexibilidad al sistema. En esa línea, desde 360Energy sostienen que el país atraviesa un momento favorable para que esta tecnología comience a desplegarse a mayor escala.

“El contexto argentino es propicio, viene mejorando mucho y el contexto global en cuanto a equipamiento también. Con lo cual, en términos de almacenamiento creemos que están las condiciones dadas para que una vez por todas se instale en Argentina y empecemos a tener experiencias reales”, señaló Juan Pablo Alagia, gerente de Desarrollo y Tecnología de la compañía, durante su participación en el Future Energy Summit (FES) Argentina, evento que reunió a más de 600 referentes del sector energético.

Actualmente el despliegue de baterías conectadas a red en Argentina aún es limitado. Sin embargo, el ejecutivo considera que las nuevas iniciativas regulatorias y las licitaciones en análisis podrían acelerar el desarrollo del sector en los próximos años.

“Hoy tenemos pocos MWh instalados en red, pero creemos que AlmaGBA va a pegar ese gran salto que espera la industria del almacenamiento”, aseguró el directivo.

En ese escenario de expansión, 360Energy fue adjudicada en la licitación RenMDI (año 2023) y avanza en proyectos propios para anticiparse al desarrollo del mercado argentino.

“Estamos prontos a comenzar con nuestros proyectos, tenemos la ingeniería de detalle muy avanzada», explicó Alagia.

Si bien el ejecutivo reconoce que se trata de proyectos de una escala menor a las licitaciones que analiza el Gobierno, remarca que el objetivo es ganar experiencia operativa y tecnológica en esta nueva etapa del mercado. El desarrollo de estas iniciativas también implica adaptaciones técnicas específicas en la operación del sistema eléctrico, particularmente en los mecanismos de medición, control y monitoreo de la energía almacenada.

“Estamos trabajando mucho con CAMMESA para ver cómo se va a medir esa energía, cómo se va a monitorizar y cómo son los sistemas de control. Es un poco distinto al nuevo anexo técnico del año pasado para los nuevos agentes generadores de almacenamiento ”, señaló el gerente de Desarrollo y Tecnología de 360Energy.

Al mismo tiempo, el ejecutivo observa movimientos similares en otros mercados de la región, donde el almacenamiento también comienza a posicionarse en la agenda energética.

“Estamos un paso más adelante que Brasil, muy expectantes de una licitación parecida a AlmaSADI que saldrá en Brasil y se viene postergando. Estamos bastante avanzados en dicho mercado y de manera más incipiente en México”, mencionó el especialista.

Cabe recordar que la empresa opera como productor independiente de energía (IPP) y comercializa electricidad a través de diversos esquemas, incluyendo contratos privados y participación en el Mercado a Término (MATER) y uno de los focos recientes de la compañía es el segmento de autoconsumo industrial, donde ya cuenta con proyectos en operación.

“Estamos terminando dos proyectos, uno ya terminado muy importante de autoconsumo en la fábrica de Fiat en Córdoba, en el patio trasero de la fábrica pusimos 8 MW solares y ya está funcionando hace un par de semanas. Y estamos avanzando en la fábrica de Stellantis en El Palomar, un segmento para acompañar a la industria que está un poco deprimida y que cuando levante va a necesitar de esos proyectos para generar su propia energía y lograr previsibilidad y estabilidad”, detalló el ejecutivo.

Finalmente,  el directivo también se refirió a la coyuntura actual del mercado solar, marcada por la volatilidad en el precio de los equipos. “Los módulos hoy están en una coyuntura muy especial. Están cerca de un 50% arriba de hace un año”, señaló y enfatizó en que el desarrollo de nuevos proyectos renovables debe analizarse con una visión más amplia.

“El cambio climático es una realidad. Lo vemos en el granizo, en las inundaciones y en los temporales. Las matrices energéticas hay que seguir diversificándolas para que los países crezcan”, afirmó.

Y concluyó:  “Los parques solares y los proyectos híbridos no se hacen solamente con módulos. Hay que entender también cómo se mueve el mercado de baterías y cómo generar proyectos más eficientes y competitivos».

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APsystems: “La implementación de baterías en generación distribuida ya es una necesidad”

La generación distribuida de Argentina registra 3961 usuarios-generadores (U/G) conectados, con 125,77 MW de potencia instalada, bajo la Ley N° 27424 y desde el sector vaticinan una nueva tendencia de mercado: la implementación de sistemas de baterías.

Gustavo Marín, Branch Manager LATAM de APsystems, participó del encuentro ante su Future Energy Summit Argentina y explicó que, tras varios años de reducción de costos, la tecnología alcanzó una etapa de estabilidad que permite su expansión en nuevos proyectos.

Estamos en un punto de equilibrio donde el precio está listo para desarrollarse en el mercado”, sostuvo Marín. Según explicó el ejecutivo, el mercado esperaba una tendencia descendente en el costo de las baterías, pero actualmente el valor de la tecnología alcanzó un nivel que ya permite su implementación en soluciones energéticas.

“La implementación de baterías en generación distribuida ya es una necesidad (…) Es muy importante para lograr la autonomía requerida y evitar cortes de energía”, agregó durante el encuentro que reunió a cientos de líderes del sector renovable y del storage de Latinoamérica.

¿Por qué la importancia? Además de funcionar como respaldo ante interrupciones del sistema, este tipo de soluciones permite implementar estrategias de autoconsumo optimizado y mecanismos como, por ejemplo, peak shaving, que ayudan a reducir costos energéticos y a mejorar el aprovechamiento de la infraestructura eléctrica.

“Con las baterías podremos decidir qué hacer con la energía almacenada: inyectarla a la red, descargarla en horas pico o utilizarla cuando se necesite”, señaló Marín.

Y para afrontar esta nueva modalidad de mercado, la compañía incorporó soluciones de baterías para complementar su portafolio de microinversores y responder a nuevos requerimientos de mercado, incluyendo gestores de energía que poseen con el PCS con diferentes capacidades de 5 y 11.4 kW, “suficientes para viviendas y comercios” y brindar autonomía a dichos segmentos.

“Estamos en la parte de la conversión de la gestión de energía con baterías de litio ferro-fosfato. Y la evolución que se tiene con estos componentes es migrar a componentes de mayor capacidad, tener la disposición del litio a futuro”, complementó el Branch Manager LATAM de APsystems.

¿Cómo es la situación de Argentina?

La generación distribuida en el país creció casi 60% en cantidad de usuarios – generadores (2510 U/G en febrero de 2025) y prácticamente se duplicó la capacidad instalada en el último año (63,77 MW al comienzo del 2025).

Pero a ello se debe añadir que la GD continúa expandiéndose a nivel nacional, dado que existen otros 1237 trámites de usuarios-generadores en curso, que representan 55,33 MW adicionales en proceso de conexión.

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Se acerca la quinta edición de FES Caribe en un momento clave para licitaciones renovables y BESS en la región

La cuenta regresiva ya comenzó para la quinta edición de Future Energy Summit (FES) Caribe, que se celebrará los 20 y 21 de abril en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo, República Dominicana.

A poco más de un mes del encuentro, el evento se perfila nuevamente como el principal punto de reunión para ejecutivos, inversores, desarrolladores y autoridades que siguen de cerca la evolución del mercado energético en Centroamérica y el Caribe.

La quinta edición contará con el respaldo de empresas internacionales de referencia como Sungrow, JA Solar, CATL, SL Rack, Soventix, Schletter, Gotion, FMO, Solar Steel, Pylontech, Marsh, TCL, Jiménez – Peña, FlexGen, Cifi, Antai, BLC Power Generation, TLS, Ennova, SolaX Power, Milwaukee Tool, Banco Popular Dominicano, CFS y Reneergy, entre otros actores relevantes de la industria.

ENTRADAS DISPONIBLES

Además de las sesiones de debate, el evento se distingue por sus espacios de networking de alto nivel, donde ejecutivos y representantes de empresas avanzan en alianzas estratégicas y acuerdos comerciales que impulsan el desarrollo de proyectos y la transición energética en distintos mercados de América Latina.

La realización de FES Caribe en República Dominicana coincide con un momento de gran dinamismo para el mercado energético local, particularmente en el desarrollo de proyectos renovables con almacenamiento.

Uno de los procesos más relevantes es la Licitación Pública Internacional EDES-LP-NGR-01-2025, destinada a adjudicar 600 MW de generación renovable con sistemas de almacenamiento en baterías (BESS), proceso que despertó un fuerte interés por parte del sector privado, con propuestas que alcanzaron 1546 MWp y 1294,57 MWn, casi triplicando la capacidad convocada.

ENTRADAS DISPONIBLES

En total se presentaron 20 proyectos —19 solares y uno eólico—, reflejando el creciente atractivo del mercado dominicano para desarrolladores e inversores. La apertura de las ofertas económicas se realizará el 7 de abril, paso que marcará el inicio de la evaluación financiera y el eventual mecanismo de subasta.

Y de acuerdo con el cronograma del proceso, la evaluación económica se desarrollará durante abril, mientras que la publicación de la adjudicación está prevista entre el 27 de abril y el 5 de mayo, con la firma de contratos proyectada para el 22 de mayo.

ENTRADAS DISPONIBLES

Centroamérica y el Caribe avanzan con nuevos procesos de contratación

El dinamismo del mercado energético regional no se limita a República Dominicana, ya que diversos países del Caribe y Centroamérica avanzan con subastas y reformas regulatorias que amplían las oportunidades de inversión en energías renovables y almacenamiento.

En Panamá, la licitación LPI No. ETESA 01-25, recibió siete ofertas provenientes de seis generadoras que en conjunto representan hasta 260,57 MW de capacidad potencial entre proyectos eólicos e hídricos y la adjudicación está prevista para el 24 de abril.

ENTRADAS DISPONIBLES

Por su parte, Honduras extendió por tres meses el plazo para la recepción de ofertas de su licitación internacional de 1500 MW, uno de los procesos de contratación de capacidad más relevantes en la historia reciente del país, por lo que el nuevo plazo vencerá en junio de 2026, en un contexto de revisión de condiciones técnicas y contractuales.

La magnitud del proceso es significativa, ya que 1500 MW representan una porción relevante de la demanda nacional, lo que podría redefinir la composición futura de la matriz eléctrica hondureña al incorporar generación renovable y soluciones de respaldo hacia el horizonte 2030.

ENTRADAS DISPONIBLES

En el Caribe insular, Barbados también avanza con un cambio estructural en su política energética, con una licitación para adjudicar 60 MW de potencia y 240 MWh de almacenamiento mediante sistemas BESS, proceso que cuenta con el respaldo de organismos multilaterales y despertó un alto interés en el sector privado.

Allí más de 200 representantes de más de 40 empresas participaron en la conferencia preliminar organizada por el Gobierno junto al regulador Fair Trading Commission, la utility Barbados Light & Power, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), GEAPP y el Banco Central de Barbados. El proceso marca un punto de inflexión para el país, que hasta ahora operaba bajo un esquema de feed-in tariff y comienza a implementar mecanismos de adjudicación competitiva.

Esto significa que FES Caribe se posiciona como un espacio clave para comprender las tendencias del mercado energético regional en un contexto de nuevas licitaciones, reformas regulatorias y creciente apetito inversor.

ENTRADAS DISPONIBLES

Durante dos jornadas de conferencias y reuniones de negocio, ejecutivos del sector analizarán el desarrollo de la energía solar y eólica, la integración del almacenamiento con baterías, los desafíos de financiamiento y las oportunidades que surgen en los distintos mercados de Centroamérica y el Caribe.

El evento espera reunir a cientos de ejecutivos y representantes de empresas líderes del sector, consolidando un entorno donde el intercambio de información estratégica y las reuniones de networking facilitan el avance de proyectos y acuerdos que contribuyen a acelerar la transición energética en la región.

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Coral Energía refuerza su portfolio solar y de BESS en Argentina: “Tenemos un pipeline importante de 800 MW”

Coral Energía acelera su expansión en el mercado argentino con una amplia cartera de proyectos en desarrollo, principalmente solares y de almacenamiento en baterías. 

“Queremos completar 250 MW en operación y tenemos un pipeline importante de 800 MW desarrollados, pensando mucho también en la nueva licitación AlmaSADI y en seguir ampliando nuestro portfolio solar”, afirmó el CEO de Coral Energía, Nahuel Vinzia, al describir la hoja de ruta de crecimiento de la compañía en el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina.

La empresa avanza con 17 proyectos en construcción en distintas etapas de ejecución, de los cuales 15 son fotovoltaicos y los dos restantes de baterías adjudicados en la licitación AlmaGBA (BESS Parque” y “BESS Pilar”, cada uno de 50 MW de potencia a un precio de USD 11461 MWmes y USD 11979 MWmes, respectivamente).

“El primer proyecto puesto en marcha para Coral es un granito ahora en marzo de 2026 y el resto de los proyectos esperamos que también estén con COD durante 2026”, señaló el CEO de la compañía ante más de 600 líderes del sector.

Reviva FES Argentina 2026: https://www.youtube.com/watch?v=rIfbzoRGgxU&t=9429s

Cabe recordar que Coral Energía acumula alrededor de 400 MW entre capacidad renovable contractualizada y proyectos en construcción, mientras proyecta una expansión sostenida hacia el final de la década. 

Como parte de esa estrategia, la compañía se ha fijado el objetivo de alcanzar 1 GW de contratos renovables firmados hacia 2030, consolidando su presencia dentro del mercado eléctrico argentino.

Dentro de esa hoja de ruta, el almacenamiento emerge como uno de los pilares estratégicos del crecimiento de la empresa, especialmente tras su participación en la licitación AlmaGBA, donde fue una de las adjudicatarias más relevantes. 

Ahora la mirada está puesta en AlmaSADI, que busca adjudicar 700 MW de sistemas de almacenamiento stand-alone a lo largo del país, con el objetivo de reforzar nodos críticos del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y reducir cortes de suministro en distintas regiones.

Ese recorrido consolidó la visión estratégica de Coral Energía respecto al rol que tendrán las baterías dentro del sistema eléctrico argentino en los próximos años: “Estamos entusiasmados, es tan positivo el recibimiento que vemos el almacenamiento como uno de los pilares estratégicos del crecimiento de Coral Energía en los próximos años”.

A ello se debe agregar que, la firma también evalúa ampliar su presencia hacia otras tecnologías de generación, en función de su competitividad dentro del sistema eléctrico, a pesar de tener un enfoque principalmente solar y storage.

“Somos una empresa de energía y queremos traer a la mesa proyectos de generación con buen LCOE que ayuden a optimizar el costo general del sistema. Las tecnologías están compitiendo y desde Coral Energía estamos evaluando proyectos eólicos y otro tipo de generación”, subrayó Vinzia.

Señales de precio y previsibilidad para impulsar inversiones

Más allá del avance de proyectos y del potencial de nuevas licitaciones, la evolución del mercado eléctrico argentino será determinante para habilitar nuevas inversiones y contratos de largo plazo, particularmente en el segmento corporativo. 

“A medida que aparezcan las señales de precio claras, una vez que pase esta transición y que la demanda otra vez recupere, recién ahí veremos contratos de mediano a largo plazo”, explicó el CEO en FES Argentina.

“Este año tal vez sea de esperar un poco y ver cómo se estabiliza, cómo es la previsibilidad, confiabilidad del nuevo sistema y las señales de precio que sean claras para que la demanda pueda contractualizar (…) Necesitamos que haya previsibilidad, confianza y señales para que siga bajando el costo financiero, que seguramente empujará a todas las tecnologías renovables y al almacenamiento”, agregó

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Crisis energética en Perú: precios superan los 250 USD/MWh y reactivan debate sobre renovables y almacenamiento

El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) declaró en emergencia el suministro de gas natural en Perú durante 14 días —del 1 al 14 de marzo— tras el siniestro registrado en el ducto de Transportadora de Gas del Perú (TGP) a la altura del kilómetro 43, lo que redujo drásticamente la disponibilidad de combustible para el sistema energético e impactó de inmediato en el mercado eléctrico.

El precio de la energía en el mercado spot superó los 250 USD/MWh frente a un promedio cercano a 30 USD/MWh registrado en febrero, según datos analizados por Moody’s Local Perú, reflejando la presión que genera la sustitución de generación a gas por combustibles líquidos más costosos.

En este contexto, Eduardo Ramos Arechaga, director de Optima Energy Perú, advirtió que el episodio revela debilidades estructurales del sistema energético nacional, lo que pone en evidencia la necesidad de fortalecer la resiliencia.

“Pasamos de operar con costos bajos y estabilidad a un régimen de emergencia donde cada molécula se raciona y los precios se disparan. La dependencia no es solo cuantitativa (el porcentaje que aporta), sino cualitativa: el gas es el respaldo de las renovables y el combustible de ajuste de todo nuestro sistema. Sin él, el modelo de despacho económico simplemente colapsa”, explicó Ramos Arechaga.

Al mismo tiempo, la situación volvió a instalar el debate sobre la diversificación de la matriz eléctrica y el rol que pueden desempeñar las energías renovables para reducir la exposición del sistema a interrupciones en el suministro de combustibles. 

“El debate no puede ser gas versus renovables, sino cómo integrar renovables con almacenamiento y respaldo flexible para que el sistema sea robusto en todos los escenarios”, sostuvo el director de Optima Energy Perú.

En ese escenario, el ejecutivo remarcó que la expansión de generación solar y eólica puede contribuir a moderar los costos del sistema, especialmente en contextos de volatilidad en los combustibles. 

“Cada MWh renovable que ingresa al sistema es un MWh que no se genera con diésel a 300 o 400 soles / MWh”, apuntó Ramos Arechaga.

Actualmente, la matriz eléctrica peruana presenta una dinámica estacional marcada: durante la primera mitad del año predomina la generación hidroeléctrica, mientras que en la segunda —cuando disminuyen los caudales— la generación térmica a gas gana protagonismo (llegando a más del 50%)

“El día de hoy, por ejemplo, la generación solar y eólica está aportando cerca del 10% de la demanda. Es valioso, pero no suficiente para reemplazar el 40% que aporta el gas. Son un complemento que va cobrando y cobrará mucho más protagonismo, pero no es un sustituto”, manifestó.

Frente a este escenario, el ejecutivo señala que el almacenamiento energético podría desempeñar un rol clave para mejorar la resiliencia del sistema eléctrico, especialmente en situaciones de contingencia.

“Para sustituir la potencia firme que hoy aporta el gas —unos 3.000 MW en estiaje— necesitaríamos una capacidad de almacenamiento que hoy es inviable económica y técnicamente”, agregó el ejecutivo.

Cabe recordar que el sector renovable está a la espera de la reglamentación de la Ley 32249, que busca habilitar el arbitraje de energía y potencia y abrir nuevas oportunidades de negocio para sistemas de almacenamiento como las baterías.

La normativa será determinante para definir el funcionamiento del esquema de licitaciones para distribuidoras y el desarrollo del mercado de servicios complementarios en el sistema eléctrico.

Las licitaciones de BESS deberían ser una prioridad, no un piloto”, enfatizó.

Además, el ejecutivo advirtió: “El reglamento de licitaciones de distribuidoras sigue pendiente. Sin él, no hay señales de largo plazo para nueva oferta, ya sea renovable o firme”.

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JA Solar señala fuerte demanda de módulos previo al cambio fiscal en China: ¿Qué oportunidades hay en Argentina?

El mercado fotovoltaico global atraviesa una nueva dinámica marcada por cambios regulatorios y fiscales en China, que comenzaron a alterar el comportamiento de la demanda y a impulsar compras anticipadas de módulos solares por parte de desarrolladores y distribuidores a nivel internacional.

En abril se quita la devolución de IVA en China, entonces hubo mucha demanda para marzo porque muchos querían aprovechar ese precio de descuento”, señaló Marcos Donzino, Head of Sales South America de JA Solar, durante Future Energy Summit (FES) Argentina, evento que reunió a 600 ejecutivos y especialistas del sector energético.

«Todos saben de la suba de precios de paneles que hubo desde diciembre hasta hoy, que era una suba un poco inesperada porque nos habíamos acostumbrado a que los paneles cada vez sean más competitivos. Es un mercado muy volátil y está muy sujeto a shocks políticos o económicos; el mercado rota a un esquema de compresión de oferta y apuntando más a eficiencia y no solo precio”, explicó.

Dentro de esta evolución, la compañía está enfocando su estrategia en módulos con tecnología TOPCon, que permiten mejorar el rendimiento manteniendo dimensiones y características operativas compatibles con proyectos existentes.

“Nuestro objetivo es reducir el riesgo del cliente, porque sabemos que todos los proyectos son proyectos de riesgo al final”, señaló Donzino.

En este contexto, el directivo destacó que el almacenamiento energético comienza a ganar protagonismo dentro del desarrollo del mercado argentino, especialmente como complemento para proyectos solares de gran escala, considerando que una obra de transmisión requiere más tiempo para su puesta en marcha en comparación que un sistema BESS.

«Toda fuente renovable que tiene intermitencia también vierte mucha energía a mediodía, entonces el storage puede dar más fiabilidad y rentabilidad al proyecto”, agregó.

El ejecutivo también identificó un creciente interés por soluciones energéticas en el segmento comercial e industrial, donde empresas buscan optimizar su consumo mediante generación distribuida y almacenamiento.

Según explicó, a medida que los mercados eléctricos evolucionen hacia esquemas de precios horarios, estas soluciones podrían habilitar nuevos modelos de negocio vinculados a la gestión de la energía. En ese sentido, mencionó experiencias de otros mercados de la región.

“Habrá bastante oportunidad para lo que es por ahí ser un trading de energía, por ejemplo cuando tengamos un sistema más parecido a las bandas horarias que existen en Chile”, indicó.

En ese escenario, JA Solar busca consolidar su posicionamiento en la región apoyándose en una integración completa de la cadena de valor fotovoltaica, desde la producción de silicio, lingote, oblea y celada, hasta la fabricación de módulos.

Actualmente, la compañía cuenta con alrededor del 14% de participación en el mercado global de módulos solares y continúa ampliando su presencia comercial en América Latina, donde ya tienen un equipo de cuarenta personas acompañando la demanda local. En el caso argentino, el ejecutivo considera que el sector comienza a mostrar señales de mayor dinamismo en el desarrollo de proyectos.

No estamos tan detrás de la línea de Chile como veníamos en instalación de sistemas fotovoltaicos a gran escala”, concluyó.

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Schletter advierte una “meseta” en el mercado solar español mientras crece la demanda de estructuras para hibridación

El mercado fotovoltaico español atraviesa una etapa de ralentización tras varios años de fuerte crecimiento, un escenario que está redefiniendo las prioridades de los desarrolladores y elevando las exigencias técnicas sobre los componentes de las plantas.

Durante su participación en Future Energy Summit (FES) Iberia, Ángel Alegría, Head of Commercial de Schletter, analizó cómo este contexto está impulsando una mayor demanda de estructuras capaces de aportar previsibilidad, reducir riesgos y adaptarse a nuevos modelos operativos como la hibridación.

“Estamos en un momento de transformación, donde tenemos que encontrar el equilibrio entre explotar esos activos que tenemos listos para producir, porque son muy competitivos y muy buenos, con la demanda que hay en el sistema”, afirmó Alegría.

Desde la perspectiva de los fabricantes de sistemas de montaje, el ejecutivo consideró que el sector atraviesa actualmente una fase de estabilización tras el fuerte dinamismo de los últimos años. “Vemos claramente un mercado que está en una meseta”, señaló, al referirse al ritmo actual de nuevas inversiones en proyectos solares.

En ese contexto, Alegría reconoció que dentro de la industria existe cierto clima de cautela. Sin embargo, remarcó: “Hay mucho negativismo, pero en estos tiempos es donde nacen las oportunidades y el desarrollo”.

A pesar de este escenario, el directivo subrayó que los fundamentos estructurales del sector permanecen firmes, especialmente por el papel que juega la energía solar dentro de las estrategias de seguridad energética. Hecho que modifica la manera en que los desarrolladores evalúan los distintos componentes de una planta fotovoltaica. Según Alegría, los sistemas de montaje han dejado de ser considerados únicamente como una partida dentro del presupuesto de inversión.

Los desarrolladores ven los sistemas de montaje ya no como una línea de CAPEX que tienen que cumplir, sino como un sistema que debe aportar a reducir los riesgos del proyecto”, afirmó.

En paralelo, la evolución del mercado eléctrico español también está impulsando nuevas configuraciones de proyectos, como un mayor protagonismo para  integración de esquemas híbridos en plantas solares a fin de reducir vertimientos (curtailment), optimizar la producción y mejorar la rentabilidad de los activos mediante almacenamiento.

«Se están buscando sistemas de montaje que sean capaces de encajar en sistemas híbridos o plantas híbridas sin incrementar los riesgos sobre el proyecto”.

Y cabe recordar que, según un relevamiento realizado por Energía Estratégica, España tramitó más de 570 MW de sistemas de baterías (BESS) para hibridación con plantas solares en apenas tres semanas, lo que refleja el creciente interés del sector por combinar generación y almacenamiento en un mismo activo.

A esto se suma otro desafío creciente para los desarrolladores: la complejidad de los terrenos disponibles para nuevas plantas y la necesidad de adaptarse y evitar el movimiento de tierras. En el caso de España, detalló que el sector continúa claramente dominado por seguidores solares, ya que permiten maximizar la producción fuera de las horas centrales del día, cuando los precios de la electricidad suelen ser más bajos.

Sin embargo, esta lógica no se replica en todos los países, como ejemplo mencionó República Dominicana, donde las condiciones climáticas influyen en la decisión tecnológica: “Es un mercado principalmente de fija porque tienes velocidades de viento muy fuertes y es hacia donde se decantan los clientes”.

Actualmente, Schletter acumula más de 60 GWp de sistemas instalados a nivel global y presencia en más de 100 países, lo que permite a la compañía adaptar sus soluciones a distintas condiciones de mercado y geografía

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CEO de SolarCleano en FES Argentina: “Un parque solar puede perder hasta 30% de eficiencia sin mantenimiento adecuado”

El crecimiento de la energía solar en Argentina comienza a abrir un nuevo frente dentro del sector: la gestión eficiente de las plantas ya instaladas. A medida que se expande la capacidad fotovoltaica, el desafío deja de centrarse únicamente en la construcción de nuevos proyectos y pasa a enfocarse en la operación y el mantenimiento a largo plazo.

Un parque solar puede perder hasta 30% de eficiencia sin mantenimiento adecuado”, Francisco Bernardin, CEO de SolarCleano Argentina, durante el reciente encuentro organizado por Future Energy Summit (FES).

Si bien la construcción de un parque solar responde a un proceso de ingeniería relativamente acotado en el tiempo, la operación se extiende durante más de dos décadas, lo que obliga a optimizar cada variable operativa para sostener los niveles de generación proyectados.

Reviva el segundo día de FES Argentina 2026: https://www.youtube.com/watch?v=CvOl38xzqk8

La acumulación de suciedad en los paneles y la falta de mantenimiento sistemático pueden afectar de manera significativa el rendimiento del sistema. De acuerdo con el ejecutivo, estas pérdidas de eficiencia no solo impactan en la producción energética, sino también en el desempeño económico de los proyectos.

Este escenario cobra especial relevancia en un contexto donde los modelos financieros dependen fuertemente de la generación estimada durante toda la vida útil del parque. Cada punto porcentual de energía perdida impacta directamente en los ingresos de la central.

Por ese motivo, desde SolarCleano sostienen que el mantenimiento debe evaluarse como parte del modelo económico del proyecto y no únicamente como un gasto operativo.

Para enfrentar estos desafíos, la empresa impulsa el uso de robótica avanzada aplicada a la limpieza de paneles solares, una tecnología orientada a maximizar la eficiencia de los parques durante toda su vida útil.

La compañía desarrolló soluciones automatizadas capaces de limpiar grandes superficies de módulos en tiempos reducidos, lo que permite mantener niveles de generación más cercanos a los previstos en el diseño del proyecto.

Este año hemos lanzado un nuevo robot que permite limpiar hasta 10 MW por día, lo cual hace que sea una limpieza eficiente, ágil y rápida”, señaló Bernardin.

Parte de estos sistemas incorpora tecnologías de automatización e inteligencia artificial, lo que permite operar de forma autónoma dentro de los parques solares. Algunos equipos incluso pueden alimentarse con energía proveniente de los propios paneles y baterías, lo que facilita su operación dentro de instalaciones de gran escala.

Desde la perspectiva de la empresa, la eficiencia operativa influye directamente en el flujo de ingresos de un proyecto solar. Cada mejora en el rendimiento de los módulos impacta en la producción energética y, en consecuencia, en la rentabilidad del activo.

En ese escenario, Bernardin destacó que el objetivo es acompañar a las plantas durante sus 20 o 25 años de operación, garantizando que puedan sostener los niveles de producción previstos al momento de su diseño.

“La idea es que esas plantas generen su máximo potencial, que fue el que se pensó en su diseño inicial”, concluyó.

El crecimiento del parque solar argentino también abre nuevas oportunidades para optimizar la operación de los proyectos ya instalados. En los últimos años se incorporaron numerosas plantas fotovoltaicas en distintas provincias, lo que comienza a trasladar el foco del sector hacia la eficiencia del parque existente.

En ese contexto, SolarCleano desarrolla soluciones de robótica avanzada para la limpieza y mantenimiento de paneles solares, con tecnologías diseñadas para mejorar la productividad energética de las instalaciones durante décadas de operación y reducir el consumo de agua en los procesos de limpieza.

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De la estrategia corporativa a la educación energética: cómo Carolina Nester lleva la fotovoltaica a la literatura infantil

Después de años trabajando en el sector de las energías renovables, hablando de fotovoltaica, almacenamiento, transición energética y descarbonización, Carolina Nester, Board Advisory en Circular Synergies,  decidió ampliar su impacto más allá del ámbito corporativo y transformar ahora su experiencia técnica en una colección de libros infantiles que explican energías limpias y reciclaje desde la imaginación y el juego.

– Después de años en el sector renovable, ¿cómo surge la idea de escribir cuentos infantiles?

– Yo tengo dos niños pequeños, a mí siempre me había gustado el tema de los cuentos, soy muy de los colores y de matchear cosas en mi cabeza, y es verdad que con la falta de tiempo no me había dado nunca tiempo para la redundancia de sentarme a pensar. Durante años, la exigencia profesional marcó el ritmo. Con este parón que he tenido en mi última etapa, estando en casa digo ¿y por qué no? Ahora es el momento.

– ¿Qué tipo de libros decidiste crear?

– He sacado dos líneas, una es un cuento para enseñarles lo que son las energías renovables, tanto la fotovoltaica, la eólica, la geotérmica, la hidráulica, además de las tres R’s para el reciclaje.  La colección incluye títulos como La Reina Miel, Lila, la mariposa y Mi cuaderno de actividades sostenibles, disponibles en Amazon.

– ¿Cómo se traduce un concepto técnico como la fotovoltaica al lenguaje infantil?

– Tienes que explicarles con cosas del día a día. En mi casa utilizo maquetas con pequeñas placas solares para que el funcionamiento sea visible. Le tapas la plaquita y entonces para el molinito, se la sueltas y dices, mira, ves, cuando le da el sol funciona. La explicación parte de lo concreto: para que tú puedas encender la luz, tiene que haber una generación de energía. Los libros incorporan también actividades prácticas. Pueden usar lo que tienen en su estuche normalmente, en lugar de darles el móvil en una comida, le das el libro, recortan, colorean, pegan, y están ahí entretenidos. La idea es que el aprendizaje no sea abstracto, sino experiencial.

– ¿Era posible desarrollar este proyecto mientras ocupabas un rol ejecutivo?

– No, es imposible porque al final estás centrado 100% en el trabajo. En mi anterior puesto llevaba un equipo de 42 personas a cargo, lo que implicaba una dedicación total. No te daba margen a pensar en otra cosa que no fuera el trabajo. La dinámica diaria, sumada a la vida familiar, hacía inviable avanzar en el proyecto. Siempre había tenido las ganas, pero nunca había tenido la oportunidad.

– ¿Qué representa esta nueva etapa?

– Estoy encantada, estoy muy feliz, creo que va a ser muy bonito. El proyecto tiene además un componente de representación en un sector que reconoce como masculinizado. Es muy masculinizado, el ser ingeniero hoy en día es una parte muy masculina. Que vean que no solamente hay hombres, sino que hay mujeres que también entiendan de esto. Tienen que hacer algo que les guste, pero que hay posibilidades de hacer cosas que no es de hombres, sino que es de lo que tú quieras.”

– Después de años defendiendo la transición energética en el ámbito corporativo, ¿qué significa llevar ese mensaje a la infancia?

– Yo siempre he sido una apasionada de las renovables, y creo que ahora es una oportunidad muy buena a que los niños entiendan. Tienes que explicarles con cosas del día a día. Para que tú puedas encender la luz, tiene que haber una generación de energía.

Estos libros están inspirados en mis hijos y en mi pasión por las renovables. Son el puente entre mi vocación profesional y mi vocación como madre. Porque la transición energética no solo se construye con megavatios. Se construye con valores. Con conciencia, con educación desde la infancia. Hoy puedo decir que he cumplido uno de los sueños que llevaba años posponiendo.

Así, la fotovoltaica deja de ser solo una variable dentro de la estrategia corporativa para convertirse en historia ilustrada. Una iniciativa que no reemplaza su trayectoria en el sector, sino que la amplía: porque la transición energética también comienza en casa.

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Panamá recibe siete ofertas en su licitación renovable: así se reparten los 260 MW en juego

La licitación eólica e hídrica de Panamá recibió siete ofertas (repartidas en seis generadoras) que suman hasta 260,57 MW de potencia, según el análisis de los documentos oficiales del proceso y las propuestas presentadas por los desarrolladores.

El proceso LPI No. ETESA 01-25, impulsado por la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA), está destinado a contratar suministro de potencia firme y energía mediante contratos de largo plazo, mientras que la adjudicación está prevista para el 24 de abril, fecha en la que se conocerá qué proyecto asegurará los contratos dentro de esta convocatoria estratégica.

De acuerdo análisis de Energía Estratégica, la potencia total del proceso depende de la forma en que se calcule, ya que varios proyectos —especialmente los eólicos— presentan generación variable según el mes del año, ya que si se suman los picos máximos de generación que cada planta puede entregar en su mejor mes, el volumen total ofertado asciende a 260,57 MW de capacidad potencial.

Sin embargo, la capacidad real disponible para el sistema no es constante durante todo el año, debido a que los proyectos eólicos dependen de la intensidad del recurso viento.

Al analizar la generación conjunta mes a mes —considerando todos los proyectos en operación— la potencia combinada oscilaría entre 138,34 MW y 250,04 MW.

¿Cómo se reparte? Febrero sería el mes con mayor potencia disponible, cuando la capacidad conjunta alcanzaría 250,04 MW, impulsada por el máximo rendimiento de los parques eólicos. En contraste, octubre registraría el nivel más bajo de generación, con 138,34 MW, debido a la menor producción de los proyectos eólicos durante ese periodo.

La potencia ofertada por cada empresa

Los documentos de la licitación detallan la capacidad que cada empresa propone suministrar al sistema eléctrico.

UEP Penonomé III, S.A. presentó una oferta de 69 MW de potencia fija para todos los meses del año, convirtiéndose en una de las propuestas de mayor capacidad dentro del proceso.

Por su parte, UKA Parque Eólico La Colorada, S.A. ofertó una capacidad variable que alcanza un máximo de 90,39 MW en febrero y desciende a 16,59 MW en octubre, reflejando la estacionalidad del recurso eólico.

El proyecto presentado por Santa Cruz Wind S.A. también corresponde a un parque eólico con potencia variable, que oscila entre 61,23 MW en febrero y 12,81 MW en octubre.

En el caso de Los Naranjos Overseas, S.A., la propuesta contempla 10 MW de potencia constante durante todo el año, aportando generación renovable estable dentro del conjunto de ofertas.

Por su parte, Hidronorth Corp. presentó una central hidroeléctrica con potencia mensual variable que fluctúa entre 1,32 MW en marzo y 4,05 MW en octubre.

Finalmente, Corporación de Energía del Istmo LTD, S.A. presentó dos propuestas distintas para la central San Bartolo.

La primera corresponde a una oferta de solo energía, con potencia variable que va desde 8,27 MW en abril hasta 20 MW entre junio y diciembre.

La segunda es una propuesta de solo potencia, que contempla 5,90 MW fijos a partir de 2031, mientras que durante los años iniciales del contrato —2029 y 2030— la oferta es de 0 MW.

Durante el acto de recepción de propuestas, la funcionaria de ETESA remarca que “no se registraron observaciones durante el proceso de apertura de sobres”, por lo que todas las ofertas continúan en competencia dentro del proceso licitatorio.

El proceso busca adjudicar contratos de suministro eléctrico a largo plazo, mecanismo utilizado en el país para asegurar abastecimiento energético y estabilidad en los precios del mercado eléctrico.

Tras la apertura de sobres, ETESA avanzará con la evaluación técnica y económica de las ofertas, etapa que determinará qué proyectos renovables serán adjudicados y se incorporarán al sistema eléctrico nacional en los próximos años.

Empresa Proponente
Tipo de Oferta
Precio Ofertado
Potencia Máxima (MW)
Potencia Mínima (MW)
UEP Penonomé III, S.A.
Sólo Energía
0.09277 USD/kWh
69.00 (Fija)
1.00 a 48.50
UKA Parque Eólico La Colorada, S.A.
Sólo Energía
0.07498 a 0.09698 USD/kWh
16.59 a 90.39
16.42 a 55.99
HIDRONORTH CORP.
Sólo Energía
0.09750 USD/kWh
1.32 a 4.05
1.29 a 4.05
LOS NARANJOS OVERSEAS, S.A.
Sólo Energía
0.07396 USD/kWh
10.00 (Fija)
10.00 (Fija)
Santa Cruz Wind S.A.
Sólo Energía
0.07097 USD/kWh
12.81 a 61.23
12.81 a 61.23
Corporación de Energía del Istmo LTD, S.A.
Sólo Energía
0.09750 USD/kWh
8.27 a 20.00
2.00 a 16.00
Corporación de Energía del Istmo LTD, S.A.
Sólo Potencia
12.500 USD/kW-Mes
5.90 (Fija)*
5.90 (Fija)*

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Paraguay proyecta hasta 800 MW de nueva capacidad y Bejarano advierte: “El sector privado va a ser el gran jugador en adelante”

Paraguay proyecta una expansión significativa de su sistema eléctrico para acompañar el crecimiento de la demanda, que en los últimos años superó ampliamente los niveles históricos y obliga a incorporar nueva generación en el corto plazo. 

Según estimaciones oficiales, el país necesitará hasta 800 MW de capacidad adicional para abastecer tanto el aumento del consumo actual como la llegada de nuevas industrias.

El sector privado va a ser el gran jugador de aquí para adelante en Paraguay”, afirmó el viceministro de Minas y Energía, Mauricio Bejarano, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina al explicar la estrategia del gobierno para movilizar capital hacia nuevos proyectos de generación eléctrica.

El funcionario detalló que el Plan Maestro de la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) prevé una expansión anual de entre 400 y 500 MW, pero advierte que esa cifra podría ampliarse ante el crecimiento de la industria y de grandes consumidores.

“Existe una necesidad de 200 a 300 MW más que tendremos que implantar para atender a la gran industria que se viene”, señala el viceministro, aclarando que no cuenta la industria convergente.

Entre las medidas previstas se incluyen contratos de compraventa de energía (PPA) de hasta 30 años, la habilitación de consorcios y la cesión de proyectos, mecanismos destinados a facilitar el financiamiento de nuevas centrales.

Uno de los hitos de esta estrategia será la primera licitación solar a gran escala del país, que prevé la construcción de un parque fotovoltaico de 140 MW en Chaco Central, que se lanzará una vez concluida la reglamentación de la normativa de promoción renovable.

“Estamos obligados a lanzar la licitación antes de mitad de año”, afirmó el viceministro, quien detalló que el proyecto podría entrar en operación entre un año y medio y dos años después de adjudicado.

“¿A qué precios se pueden instalar los proyectos? Entre USD 50-60 por MWh, por lo que entiendo que hay una rentabilidad importante y que es un punto de equilibrio para entrar al mercado”, agregó Bejarano

Esa necesidad de licitaciones y nuevos proyectos se debe al fuerte aumento de la demanda, considerando que en 2024 osciló 18% y 12,5% en 2025, comparado con los 7 puntos porcentuales tradicionales, lo que achica la franja de potencia instalada disponible. 

En este contexto, el gobierno impulsa un cambio de paradigma en el sistema eléctrico nacional, históricamente concentrado en torno a la ANDE, buscando atraer inversión privada mediante nuevos instrumentos regulatorios, incluyendo la reciente Ley de fomento a las energías renovables (Ley N° 6977/2022), que habilita distintos esquemas de participación para desarrolladores y financistas.

En paralelo, el gobierno abrió nuevas modalidades para la comercialización de electricidad, permitiendo contratos directos con grandes consumidores de más de 30 MW, así como el desarrollo de proyectos de autoconsumo.

El nuevo esquema también promueve la generación distribuida en instalaciones menores a 1 MW, donde la ANDE tiene la obligación de adquirir la energía generada por los autoproductores. Este segmento podría expandirse especialmente en el área metropolitana.

Integración regional y nuevos mercados eléctricos

La expansión energética paraguaya también contempla nuevas oportunidades de exportación hacia mercados regionales, aprovechando la infraestructura de interconexión eléctrica existente, considerando que el país ya cuenta con vínculos energéticos con Brasil y Argentina, a la vez que analiza la posibilidad de ampliar su alcance hacia Bolivia mediante futuras interconexiones.

Tenemos posibilidad de exportación de energía, dado que se abre un nuevo mercado como Bolivia y hay una posibilidad de interconexión a futuro bastante cercano”, explica Bejarano.

Además, el desarrollo de infraestructura regional como la Ruta Bioceánica podría impulsar nuevas actividades industriales en el Chaco paraguayo, lo que incrementaría la demanda energética en esa región y abriría oportunidades para proyectos renovables y de generación firme que acompañen el crecimiento del sistema eléctrico.

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Yingli Solar prevé suba de hasta 19% en precios de módulos y anticipa “un año de ajuste” en fotovoltaica

El mercado solar entra en una etapa de ajuste tras varios años de caída acelerada en el precio de los paneles. Así lo advirtió Luis Contreras, Managing Director de Yingli Solar, quien anticipó que los paneles solares podrían aumentar hasta un 19%, en un escenario marcado por ajustes en los costos de fabricación, cambios regulatorios en China y una mayor exigencia para el desarrollo de nuevos proyectos.

“En la cadena de suministro el polisilicio, la oblea y la célula están subiendo en precios. Ahora mismo han subido ya un 10% y en abril se suma un 9%. Nos enfrentamos a un año fundamentalmente de ajuste””, explicó el ejecutivo durante su participación en Future Energy Summit (FES) Iberia.

Según explicó, el sector atraviesa un punto de inflexión luego de un período de precios extremadamente bajos que, en muchos casos, resultaron difíciles de sostener para la industria. Y uno de los factores centrales detrás de este cambio es el encarecimiento de distintos eslabones de la cadena de suministro solar, especialmente en materiales clave utilizados para la fabricación de paneles.

A este incremento se sumará además un nuevo impacto proveniente del principal polo industrial del sector, dado que China eliminará, a partir del 1 de abril, un incentivo fiscal que beneficiaba a las exportaciones de fabricantes solares, lo que agregará presión sobre los costos de producción.

“Eso significa directamente un 9% de coste adicional sobre el precio nuevo”, remarcó el ejecutivo, aludiendo a que ese incremento podría modificar el escenario de precios que caracterizó al sector en los últimos años, obligando a promotores, desarrolladores e inversores a recalcular los costos de nuevos proyectos.

“El que esté diseñando ahora CAPEX en los próximos meses se está encontrando con una gran dificultad porque o no damos precios o estamos dando precios un poco inflado”, advirtió el representante de Yingli Solar.

De todos modos, el módulo fotovoltaico seguirá aportando nuevos atributos y prestaciones a la tecnología de generación renovable, siendo la tipología de celda N-Type como el principal vector de innovación para los próximos años.

Según el referente de la compañía, este tipo de soluciones permitirá mayor eficiencia energética, más potencia por metro cuadrado y mejores prestaciones operativas ante altas temperaturas y bajas radiaciones, características cada vez más valoradas en proyectos utility scale.

Hibridación y regulación: los nuevos desafíos del mercado

El crecimiento del sector también dependerá del desarrollo de proyectos híbridos que integren generación solar y almacenamiento, un modelo que gana interés entre los desarrolladores.

Sin embargo, el Managing Director de Yingli Solar enfatizó que “los desarrolladores y los promotores realmente quieren hacer hibridación y colocar baterías, pero no tienen las reglas claras”.

Entre los principales obstáculos señaló la ausencia de mecanismos para remunerar la flexibilidad del sistema eléctrico y procesos más ágiles para la conexión a la red.

“No tienen mecanismos claros en cuanto al mercado de capacidad, a la retribución de la flexibilidad y a la aceleración o agilidad en la conexión a red”, agregó.

Contreras considera que el mercado atraviesa una etapa comparable a los primeros años de expansión de la energía solar en España:  “Estamos en un momento parecido al que tuvo la fotovoltaica en 2004 o 2006”.

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Sungrow anticipa que el almacenamiento en Argentina podría superar los 6 GWh en los próximos años

El almacenamiento energético comienza a posicionarse como uno de los pilares para la próxima etapa del mercado renovable argentino, en un contexto marcado por nuevas señales regulatorias como la licitación Alma SADI por 700 MW.

En este escenario, Luiz Fernando Biagini, Head of Sales Southern Cone de Sungrow, aseguró que Argentina podría experimentar un crecimiento acelerado de sistemas BESS, con proyecciones que podrían superar ampliamente las previsiones iniciales del mercado.

En los años pasados solíamos hablar de números conservadores como 3 GWh en storage, quizás 6 GWh como una cifra más agresiva, y yo creo que va a pasar mucho más”, afirmó el ejecutivo al referirse al potencial de capacidad instalada de sistemas BESS en el país en los próximos años.

De acuerdo con el ejecutivo, esta lógica marca una nueva etapa para el desarrollo del mercado energético en Argentina, donde las baterías permitirán optimizar la gestión de la energía renovable y mejorar la estabilidad del sistema eléctrico.

Reviva FES Argentina 2026: https://www.youtube.com/watch?v=rIfbzoRGgxU&t=2002s

De acuerdo con el ejecutivo, esta lógica marca una nueva etapa para el desarrollo del mercado energético en Argentina, donde las baterías permitirán optimizar la gestión de la energía renovable y mejorar la estabilidad del sistema eléctrico.

En ese contexto, Sungrow busca posicionarse como uno de los actores tecnológicos que acompañen ese crecimiento. La compañía ya acumula más de 10 GWh de almacenamiento instalados en América Latina, experiencia que le permite trasladar conocimiento técnico y operativo a nuevos mercados como el argentino.

En 2025 ya tenemos 4,8 GWh vendidos en América Latina y para 2026 tenemos comprometidos alrededor de 5 GWh”, señaló Biagini al referirse al pipeline de proyectos BESS en la región.

Asimismo, el directivo destacó que el crecimiento del storage en Argentina no dependerá únicamente de la tecnología, sino también de la evolución regulatoria y de las señales que el mercado comience a consolidar en los próximos años.

En ese marco, Biagini sostuvo que la flexibilidad será un elemento central para los desarrolladores y proveedores de tecnología, ya que cada proyecto presenta requerimientos distintos en función del sistema eléctrico y del modelo de negocio.

“Cada cliente tiene una necesidad distinta, entonces tener un producto que se adecue a su necesidad es clave. Y tener un sistema que dure 20 años con PPAs firmados y que pueda garantizar esa energía que nuestros clientes van a entregar a la red es una responsabilidad muy grande”, señaló Biagini.

En paralelo, el ejecutivo destacó que la evolución tecnológica del almacenamiento continuará avanzando para acompañar el crecimiento del mercado, de modo que Sungrow lanzó recientemente PowerTitan 3, una solución diseñada para aplicaciones utility scale con 6,9 MWh por contenedor.

“Chile es el laboratorio de América Latina, quizás todo pasa allá primero y después se va a los otros países. Tener esa tecnología, saber que somos líderes del mercado y que tenemos la capacidad para comisionar en tiempo récord nos da mucha seguridad para llevar esa tecnología a Argentina”, apuntó.

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Sin red ni pagos por capacidad no hay bombeo: Iberdrola pide estabilidad para invertir

El cuello de botella del sistema eléctrico español dejó de ser tecnológico. Hoy es estructural. La falta de acceso efectivo a la red y la ausencia de mecanismos de estabilidad económica condicionan el desarrollo de almacenamiento de larga duración, especialmente bombeo hidráulico.

Así lo planteó José Luis Adanero, director de Planificación, Regulación e Inversiones de Iberdrola, durante el segundo panel en FES Iberia 2026. “Tú empiezas con ilusión cuando tienes un acceso”, afirmó, al explicar cómo la paralización de nudos y concursos pendientes frena proyectos estratégicos incluso cuando están técnicamente maduros.

En inversiones que se proyectan a 40, 50 o más años, la visibilidad regulatoria es determinante. Sin punto de conexión firme no hay estructuración financiera posible. El directivo insistió en la necesidad de reactivar esa dinámica. “Hay que ilusionar con ese acceso en que los permisos avancen”, sostuvo, vinculando el debate con planificación de redes y agilidad administrativa.

En este contexto, el almacenamiento aparece como la pieza que permite sostener la penetración renovable sin comprometer la estabilidad. Iberdrola acumula 125 años de trayectoria y mantiene una posición histórica en tecnologías de flexibilidad.

“La parte de almacenamiento siempre ha estado”, recordó Adanero.

«Alguien trató de comparar el tipo de almacenamiento hablando de que uno es un avión y otro es una bicicleta. Ambos te mueven, pero posiblemente si quieres llegar lejos necesites a lo mejor un avión”, explicó.

La comparación expone una visión estratégica: las baterías electroquímicas —de rápida ejecución y creciente competitividad— aportan flexibilidad operativa de corto plazo. El bombeo, en cambio, ofrece potencia y duración estructural.

Iberdrola opera activos como Tâmega en Portugal y La Muela en Valencia, y desarrolla seis proyectos electroquímicos que suman 300 MWh, de los cuales tres ya están en servicio. Sin embargo, la expansión del bombeo enfrenta restricciones adicionales.

El desarrollo de almacenamiento de larga duración exige mecanismos estables que complementen los ingresos de mercado. Adanero afirmó que es necesario que los pagos por capacidad puedan asegurar parte de ese ingreso que vas a recibir para pagar la inversión que has llevado a cabo.

En paralelo, el horizonte concesional condiciona nuevos proyectos hidráulicos. “Esas concesiones probablemente no tengan una vida de los 70 u 80 años que tú deberías esperar para viabilizar un bombeo nuevo”, advirtió.

Sin extensión adecuada de concesiones y sin pagos por capacidad bien diseñados, el bombeo pierde atractivo financiero frente a otras alternativas de menor plazo.

Más allá de la tecnología, el ejecutivo sostuvo que el foco está en la estabilidad sistémica, en equilibrio entre generación renovable, almacenamiento y capacidad firme.

El mensaje final hacia el regulador fue claro: acceso efectivo, redes modernizadas, almacenamiento estructural y señales económicas de largo plazo. Sin esos elementos, la transición pierde velocidad. Con ellos, el sistema eléctrico puede consolidar resiliencia y competitividad industrial en un entorno de creciente electrificación.

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El sector industrial y estados de México exigen transición a energías limpias ante la revisión del T-MEC

En el marco de los preparativos para la revisión conjunta del Tratado entre México, Estados Unidos y Canadá (T-MEC), los resultados de las consultas públicas a nivel nacional han revelado un consenso claro: la transición hacia las energías renovables y la sustentabilidad son pilares innegociables para mantener la competitividad y detonar el desarrollo regional en América del Norte.
A través de mesas sectoriales y consultas en las 32 entidades federativas, el sector productivo enfatizó que el desarrollo sostenible ya no puede seguir posponiéndose. Industrias clave para el comercio trilateral alzaron la voz respecto a sus requerimientos energéticos. Como señala el informe oficial: “los sectores de acero, aluminio, energía y minería insistieron en la necesidad de contar con una matriz energética limpia, asequible y estable, que garantice seguridad regulatoria y competitividad».Las consultas revelaron que la visión sobre la energía se complementa según la región del país, coincidiendo en que es un motor fundamental para el futuro:
  • Impulso industrial en el Norte y Bajío: Para sostener la competitividad de la manufactura y los procesos just-in-time, estados fuertemente industrializados demandan disponibilidad y estabilidad en el suministro eléctrico, promoviendo propuestas vinculadas a la transición energética y la cooperación trilateral. 
  • Motor de desarrollo en el Sur-Sureste: En contraste, la región sur percibe que “la energía —especialmente la limpia— puede detonar desarrollo regional, atraer inversión y generar empleo”.
Destaca el llamado conjunto de estados como Tabasco, Tamaulipas y Sonora, los cuales, si bien subrayan la relevancia del Capítulo 8 del T-MEC como garantía de la soberanía nacional, coincidieron en la necesidad de establecer un marco de transición ordenada hacia las energías limpias. Para lograrlo, demandaron reglas claras que permitan la participación del sector privado, cooperación trilateral y el impulso de mecanismos de financiamiento verde.
Asimismo, reconociendo que la infraestructura no es el único reto, se planteó la urgencia de desarrollar capital humano. En este sentido, el estado de Tabasco destacó la propuesta de crear un clúster educativo-tecnológico que sirva como plataforma para formar talento especializado específicamente en energías limpias y manufactura avanzada.
El mensaje emanado de las consultas es contundente: la revisión del T-MEC en 2026 abre una oportunidad invaluable para alinear los objetivos comerciales e industriales con una agenda de modernización que incluya la transición energética y la sostenibilidad ambiental. México se prepara para impulsar una postura que construya un bloque productivo trilateral no solo eficiente, sino profundamente sustentable e integrado.

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GameChange Solar genera confianza implementando excelencia

GameChange Solar redefine su estrategia en España con un objetivo claro: convertirse en socio tecnológico de referencia durante toda la vida útil de los proyectos fotovoltaicos, reforzando su posicionamiento en un mercado maduro, altamente competitivo y con precios de energía entre los más ajustados de Europa.

“Nuestro planteamiento desde el punto de vista estratégico para el mercado europeo es conseguir consolidarnos como partners tecnológicos de nuestros clientes”, afirmó Óscar Aira, Managing Director para Latinoamérica y Europa de GameChange Solar, durante una entrevista destacada en Future Energy Summit (FES) Iberia 2026.

“Ser un partner tecnológico significa no solo resolver los problemas que el cliente tiene en este momento, sino estar con ellos ante los problemas que puedan surgir en el medio y largo plazo. Estamos hablando de 40 años en algunos casos” sostuvo.

El concepto no es retórico. Implica un compromiso operativo extendido que trasciende el suministro de seguidores solares, por lo que se agrega una dimensión temporal que marca la diferencia.

“Hemos duplicado el crecimiento respecto al año anterior y la idea es volver a duplicarlo el próximo año. Pero nuestro objetivo no es solo hacer más megavatios, sino que los clientes repitan y se consoliden con nosotros como socio tecnológico a medio y largo plazo. Esa es la clave de nuestra estrategia de crecimiento en la región”, remarcó Aira.

Y cabe destacar que la compañía, líder global en innovación y especializada en seguidores solares de alto rendimiento, sistemas de estanterías y soluciones BOS, acumula más de 58 GW de sistemas solares entregados a nivel mundial. Sin embargo, en Iberia el desafío no es solo volumen, sino competitividad estructural.

Mire la entrevista completa: https://www.youtube.com/watch?v=DzPR27RwpDE

¿Por qué? España representa un mercado maduro, con un alto nivel de megavatios instalados y múltiples proyectos en tramitación, lo que implica presión sobre costos y reducción de márgenes. 

Según el directivo, el eje está en el coste nivelado de la energía, en ser capaces de reducir de forma consistente el LCOE de los proyectos, bajar el CAPEX y el OPEX. 

“Para adaptarnos a las pendientes tenemos básicamente dos soluciones. Una se llama Genius Terrain Following Tracker, que permite que el tracker siga las ondulaciones del terreno sin necesidad de realizar grandes movimientos de tierras que incrementan el CAPEX del proyecto”, detalló.

“ La segunda se llama TopoSmart, Con ella podemos crear diferentes configuraciones de postes para adaptar la altura del tracker en determinadas zonas, con postes más largos o más cortos, de modo que no sea necesario realizar movimientos de tierras, que hoy es una de los principales factores que incrementan el CAPEX los proyectos”, agregó.

La reducción del movimiento de suelo no solo impacta en costos directos, sino en tiempos, permisos y viabilidad técnica. No obstante, la estrategia no es absoluta, dado que se trata de hacer un balance con diferentes escenarios, lo que resalta la importancia de análisis comparativos y cálculos precisos.

“Diseñamos los componentes no pensando en la obsolescencia programada, sino realizando ciclos de vida acelerados para ofrecer soluciones que duren el máximo tiempo posible”, subrayó el Managing Director de Europa y LatAm de GameChange Solar aludiendo a que la vida útil de los componentes es central es un entorno donde los PPA se sitúan entre los más bajos del sector y la confiabilidad se convierte en un activo financiero.

Finalmente, el mensaje a desarrolladores e inversores apunta a la visión integral del proyecto: “Es más importante que tener un socio que en un momento puntual ofrezca un CAPEX atractivo, contar con un socio de largo plazo que los acompañe durante toda la vida útil de la planta”.

Es decir que, en un mercado donde la competencia es cada más elevada, GameChange Solar apuesta por una propuesta basada en reducción sostenida de LCOE, adaptabilidad técnica en terrenos complejos, compromiso de 40 años y generar confianza basada en excelencia. España se consolida así como una pieza estratégica dentro de su expansión europea.

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Mendoza prepara la licitación del proyecto hidroeléctrico Los Nihuiles para vender energía en el Mercado a Término

El gobierno de Mendoza avanza en el diseño de una licitación para un complejo hidroeléctrico, con el objetivo de reactivar y modernizar el activo, mientras se habilita su participación en el mercado entre privados mediante contratos. 

“Dentro de la Resolución SE N° 400/2025 se contractualizarán centrales hidroeléctricas. Por ejemplo, los Nihuiles contractualizará vía Mercado a Término (MAT) con una potencia de 220 MW en el estado normal”, manifestó la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre.

“Para ello, estamos apelando a una licitación que sea superadora, no sólo un revamping, sino que pueda generar más a futuro. Y la licitación debe salir en el primer semestre del año”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.

La iniciativa surge en un contexto particular para el complejo hidroeléctrico ubicado en el Cañón del Atuel, cuyo contrato de concesión original por 30 años venció en 2024 y debió extenderse hasta mediados de 2025 mientras se define el nuevo esquema de explotación.

La situación actual del activo agrega complejidad al proceso de adjudicación, dado que, a principios de 2025, una tormenta provocó serios daños materiales en las centrales hidroeléctricas del Cañón del Atuel, afectando la operatividad del complejo y dejando turbinas fuera de servicio.

En ese contexto, la estructura contractual prevista difiere de los mecanismos tradicionales utilizados para centrales hidroeléctricas en el mercado eléctrico mayorista

Aunque cabe recordar que mediante la reciente Res. SE N° 400/25, la Secretaría de Energía rehabilitó a centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares a participar del Mercado a Término (MAT), permitiendo que generadores de esta índole celebren contratos de abastecimiento eléctrico directamente con grandes usuarios.

Obras de transmisión para habilitar nuevos proyectos energéticos

En paralelo al proceso de licitación del complejo hidroeléctrico, Mendoza impulsa un programa de ampliación de infraestructura eléctrica financiado con fondos de resarcimiento de la provincia, con el objetivo de fortalecer el sistema de transporte y habilitar nuevas inversiones productivas.

Uno de los desarrollos más relevantes es la construcción de la Estación Transformadora Valle de Uco 220/132 kV y la ampliación de la Estación Transformadora Capiz, considerada una obra estratégica para robustecer el sistema eléctrico regional.

El proyecto, que contempla una inversión inicial estimada en USD 51.207.660, permitirá mejorar la calidad del suministro eléctrico para más de 150.000 habitantes, además de incrementar la confiabilidad del sistema interconectado provincial y habilitar futuras ampliaciones en redes de 132 kV.

La iniciativa ya despertó un importante interés del sector privado, de modo que seis empresas compiten en la convocatoria y desde el Poder Ejecutivo provincial destacaron que “son muy buenas ofertas y concurrencia”.

“Ese proceso alienta mucho porque ya tenemos en la calle otros pliegos para infraestructura de transporte eléctrico de Mendoza Norte, para la cual tomamos la decisión de utilizar fondos de los mendocinos porque está vinculado a la capacidad de despacho de nuevos proyectos y al desarrollo económico de la provincia”, sostuvo Latorre.

En paralelo, también se analiza un proyecto de línea eléctrica en el sur provincial, que complementaría la infraestructura vinculada a la interconexión Diamante – Charlone.

“Estamos convencidos de que si queremos más proyectos como este de Genneia y más desarrollo económico, las líneas de transmisión son clave”, concluyó la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza

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Huawei apunta a la carrera del storage en España: ¿Dónde están las oportunidades?

La evolución tecnológica y el creciente interés por las baterías comienzan a redefinir la estrategia de los principales actores del sector energético. En ese contexto, Huawei prepara el lanzamiento de un nuevo inversor fotovoltaico capaz de operar a 1000 voltios en corriente alterna, una innovación que podría modificar el diseño y la eficiencia de las plantas solares utility scale.

Actualmente, la mayoría de los inversores fotovoltaicos de tipo string trabajan con 800 voltios en corriente alterna, por lo que el salto a 1000 voltios representa un cambio relevante en la arquitectura de las plantas solares, según explicó el CTO de Huawei Digital Power, Andrés Hernando Ros, durante una entrevista exclusiva en el marco de Future Energy Summit (FES) Iberia 2026.

Mire la entrevista completa: https://www.youtube.com/watch?v=Y59ZI_mWRrI

«El producto nos abre un abanico nuevo de características. Por ejemplo, aumentar el trazo de media tensión, ya que en lugar de ir con trazos de 9 MW, podremos ir a trazos de 11 MW. Esto también nos habilita trabajar a buses de continuo más altos, por ejemplo, a 1600 voltios», aseguró Hernando Ros.

Esto impacta directamente en el diseño de los trackers y en la densidad energética de las plantas: “En el mismo tracker vamos a poder poner dos paneles más y mover más módulos con el mismo motor, lo que aumenta la eficiencia del sistema”.

El nuevo equipo evolucionará desde el actual inversor de 330 kilovatios hacia un modelo de aproximadamente 506 kilovatios, pensado para gestionar mesas fotovoltaicas más potentes y mejorar la producción energética de las instalaciones, con el foco puesto en bajar el costo nivelado de la energía (LCOE) y no necesariamente solo el CAPEX, sino también operación, mantenimiento y mayor producción.

El dispositivo también incorporará capacidades de grid forming, una funcionalidad que permitirá que los inversores solares participen activamente en la estabilidad de la red eléctrica.

Mientras tanto, el mercado energético europeo observa con creciente interés el desarrollo del almacenamiento. En España, el sector analiza el potencial de las baterías para aportar flexibilidad al sistema eléctrico, optimizar la gestión de la generación renovable y abrir nuevas oportunidades de negocio para desarrolladores y utilities.

Durante el debate sectorial en el FES Iberia, distintos actores estimaron que la demanda de almacenamiento podría alcanzar varios gigavatios de capacidad en los próximos años, impulsada por la necesidad de equilibrar la red y gestionar la variabilidad de la generación renovable.

«Parece como que es una carrera por coger la pole position para cuando entren estos mecanismos, de modo que los proyectos estén listos para participar en esos mercados”, explicó Hernando Ros.

«Ya no consiste en hacer un depósito a plazo fijo con una planta fotovoltaica y obtener retornos altos; ahora estamos invirtiendo con cierto riesgo y lo que hay que hacer es minimizar esos riesgos”, agregó.

La hibridación entre plantas solares y baterías aparece como una de las oportunidades más claras para el mercado español. Las recientes modificaciones regulatorias permiten integrar almacenamiento en instalaciones fotovoltaicas existentes, lo que puede mejorar la eficiencia del sistema y aumentar la rentabilidad de los proyectos.

Puedes conectar almacenamiento en baja tensión en paralelo a la planta fotovoltaica existente y tramitarlo con el mismo transformador, lo que reduce inversiones y mejora la eficiencia”, agregó.

Este tipo de configuraciones permite optimizar la operación de las plantas renovables, almacenar excedentes de generación y prepararse para futuros mercados de capacidad o servicios de red. En opinión del ejecutivo, cada vez más desarrolladores buscan posicionarse en esta nueva etapa del sector energético.

En paralelo al segmento utility, el almacenamiento también comienza a consolidarse en el segmento comercial e industrial, donde las baterías ya encuentran distintos modelos de negocio vinculados al autoconsumo y la gestión de la demanda energética.

“En comercial e industrial tienes muchos mercados diferentes: maximización del autoconsumo, gestión por tarifas horarias o incluso reducción de picos de demanda para electrificar flotas o procesos industriales”, explica Hernando Ros.

Tenemos proyectos en comercial e industrial desde hace dos o tres años y uno de referencia alcanza los 28 megavatios hora en una gran industria, lo que demuestra que el almacenamiento también puede tener escala en este mercado”, agregó.

En este escenario, el directivo considera que tanto el desarrollo de plantas híbridas en utility como las aplicaciones en el sector industrial comienzan a abrir un abanico de oportunidades para el almacenamiento en España, a medida que el mercado busca posicionarse ante futuros mecanismos regulatorios y nuevos servicios para la red.

Vemos bastante apetito por parte de los clientes para entender estas soluciones, donde la planta híbrida se gestiona como un sistema único”, concluyó Hernando Ros.

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VersolSolar advierte salto de madurez en Argentina: “El mercado solar argentino es más exigente que hace 3 o 4 años”

El sector solar argentino atraviesa una etapa de evolución marcada por una mayor profesionalización y exigencias técnicas más elevadas por parte de los desarrolladores, producto del crecimiento de la capacidad fotovoltaica y el nivel técnico de quienes impulsan los proyectos.

“Es enorme la diferencia en la profesionalización de Argentina en el mercado solar de lo que era hace 4 o 5 años y eso nos exige a todos ahora como fabricantes y proveedores a subir el nivel”, afirmó Humberto Di Pasquale, LATAM Regional Director de VersolSolar, durante el reciente encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina.

“El mercado solar del país es más exigente que hace 3 o 4 años y las reuniones con clientes son muy diferentes. Hoy las exigencias son mayores, hay un mercado mucho más desarrollado y, por ende, mayor conocimiento de lo necesario para llevar un proyecto exitoso hasta su punto de conexión”, agregó ante más de 600 líderes del sector.

Según datos de CAMMESA, Argentina ya cuenta con 2583 MW de potencia fotovoltaica en operación, mientras que el conjunto de las energías renovables alcanza 7980 MW instalados, sin considerar las centrales hidroeléctricas mayores a 50 MW. 

¿A qué se deben estos números? Sólo durante 2025 y los primeros meses de 2026 se sumaron 910 MW solares, consolidando la tendencia hacia esta tecnología de generación verde.

Reviva FES Argentina – Renewables & Storage: https://www.youtube.com/live/rIfbzoRGgxU?si=Ve7H8cjvvrfzegWu

Esta evolución también impacta en la forma en que los fabricantes deben diseñar y ofrecer sus soluciones tecnológicas, dado que en lugar de responder únicamente a criterios de precio, los desarrolladores buscan garantizar rendimiento y disponibilidad durante toda la vida útil de los activos solares.

“Nos estamos encontrando con profesionales a nivel de ingeniería, a nivel de compras, que entienden cada vez más que no es solamente exigir menores precios. Y como fabricantes debemos escuchar y entender las necesidades, adaptar las soluciones y garantizar que efectivamente la tecnología de trackers que ofrecemos sea capaz de proveer lo que necesita el cliente durante 25-30 años”, explicó Di Pasquale.

“Se debe adaptar el producto a una realidad de mercado, a una realidad de características climáticas particulares, diferentes sistemas de defensa, y en función del costo y de la confianza que el cliente sepa que el producto estará adaptado a su proyecto y no al revés”, indica.

Según el LATAM Regional Director de VersolSolar, la reducción del costo nivelado de energía (LCOE) surge como consecuencia de un buen diseño y una ejecución adecuada del proyecto. 

En este escenario, la adaptación de los productos a las particularidades de cada proyecto se vuelve un factor clave para los fabricantes. Esto implica trasladar esa adaptación también a los procesos industriales y constructivos.

Tecnología, optimización y defensa climática

El avance tecnológico en los sistemas de seguimiento solar también forma parte de esta evolución del mercado, aunque la diferenciación entre fabricantes se encuentra cada vez más en el servicio y la capacidad de acompañar los proyectos localmente.

“La diferencia la hace el servicio que podemos ofrecer a nivel local y de post venta, y que los clientes contarán con solidez de equipo de trabajo durante todo su proceso constructivo e instalación”, sostuvo el especialista.

Dentro de esta estrategia, VersolSolar incorporó herramientas tecnológicas para optimizar la operación de los proyectos y mejorar la capacidad de respuesta ante eventos climáticos. La compañía, fundada en 2009, ha impulsado más de 40 GW de capacidad solar en más de 70 países, consolidando su presencia global en sistemas de seguimiento y montaje.

“Tenemos capacidad de pre-ensamblaje, contamos con una aplicación de desarrollo propio que trabaja con inteligencia artificial, conectada con diferentes sistemas meteorológicos para poder predecir eventos climáticos y llevar a posición de defensa con la suficiente anticipación para que no ocurran desastres en los proyectos”, detalló Di Pasquale.

“Con todo ello queremos posicionarnos más fuerte en Argentina. El sector se encontrará con resiliencia, profesionalismo, gente capaz de seguir adelante en las situaciones más difíciles, y que hoy en día está materializado al país como uno de los grandes mercados de Latinoamérica, que no se queda en la planificación, sino que también ejecuta”, concluyó.

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