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BYD Auto Brasil alcanzó el hito de 10.000 autos producidos en su fábrica de Camaçari (BA). El logro llega apenas unas semanas después de la inauguración oficial del complejo industrial el pasado 9 de octubre. En el sitio ya se producen tres modelos: BYD Dolphin Mini, BYD King y BYD Song Pro.

A comienzos de noviembre, la empresa inició un segundo turno de producción en la fábrica, con 120 empleados trabajando durante la noche. La medida marca una nueva fase de expansión y refuerza el compromiso de la compañía con aumentar la producción y generar empleo en la región.

El complejo industrial de Camaçari tiene capacidad para producir 150.000 vehículos al año en su primera fase, y 300.000 en una etapa posterior. Durante la inauguración de la fábrica, el fundador y CEO de BYD, Wang Chuanfu, anunció al presidente de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, que duplicaría la meta. Una vez que la planta opere a plena capacidad, la producción alcanzará 600.000 vehículos por año.

«La producción de 10.000 vehículos marca un momento histórico para nuestra compañía. Este resultado es fruto de la dedicación de cada colaborador, de nuestro compromiso con la calidad y de la confianza que nuestros clientes depositan en la marca. En tan poco tiempo hemos demostrado nuestra capacidad productiva, tecnología y eficiencia industrial. Seguimos comprometidos con impulsar la movilidad sostenible en el país y contribuir al desarrollo económico de la región», señaló Tyler Li, presidente de BYD en Brasil.

LÍDER EN VENTAS

La fábrica de Camaçari es el mayor complejo de manufactura de BYD fuera de China y opera a gran velocidad en la producción de vehículos y su entrega a concesionarios en todas las regiones de Brasil del país. Desde el inicio de sus operaciones en Brasil, hace poco más de tres años, BYD ha registrado más de 100.000 vehículos 100% eléctricos en todo el territorio nacional y hoy lidera el ranking de BEVs, vendiendo más de siete veces que la marca ubicada en segundo lugar. Según datos de Fenabrave (Federación Nacional de Distribución de Vehículos Automotores), el volumen de ventas de la compañía es casi tres veces la suma total de todos los competidores ubicados entre el segundo y el décimo puesto.

«Cada auto eléctrico BYD en circulación representa menos emisiones, más tecnología y una nueva mentalidad de consumo consciente. Pero el impacto va aún más lejos: estamos transformando la forma en que los brasileños se relacionan con la movilidad. La creciente presencia de vehículos eléctricos demuestra que el país está preparado para una nueva era en la que la innovación, la sostenibilidad y la eficiencia avanzan de la mano. Este es solo el comienzo de un cambio estructural en el mercado automotriz brasileño, y BYD se enorgullece de liderar esta transición», señaló Alexandre Baldy, vicepresidente senior de BYD Brasil y director de Marketing y Ventas de BYD Auto Brazil.

La marca cuenta con más de 200 concesionarios en operación en todos los estados del país y alcanzará los 250 en los próximos meses.

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Chile se prepara para un cierre de año definitorio en materia de regulaciones. El sector renovable proyecta que el Gobierno publicará cuatro reglamentos estratégicos antes del 27 de diciembre, considerados fundamentales para destrabar inversiones en almacenamiento, transmisión, operación del sistema y generación distribuida.

Este paquete regulatorio fue uno de los temas abordados durante el Future Energy Summit (FES) Southern Cone, celebrado en Santiago el pasado 26 y 27 de noviembre. Allí, tanto autoridades como líderes empresariales coincidieron en la urgencia de contar con marcos claros para permitir que los proyectos de energía puedan avanzar sin bloqueos estructurales. La publicación de estos decretos es vista como una señal indispensable para renovar la confianza del sector privado.

Los cuatro cuerpos normativos que deben promulgarse derivan de mandatos legales vigentes y tienen plazos formalmente comprometidos: la modificación del Decreto Supremo 37 (planificación de la transmisión), el DS 10 (instalaciones de transmisión), el DS 125 (operación y coordinación del sistema), y la actualización del DS 88, que rige el régimen PMGD y debe incorporar normativas sobre almacenamiento acoplado.

De cumplirse su publicación en los plazos establecidos, se abrirá el camino para inversiones que actualmente están retenidas por vacíos o incertidumbre regulatoria, especialmente en regiones con alta generación renovable, pero limitada capacidad de evacuación. Las nuevas disposiciones también permitirán agilizar conexiones, habilitar obras urgentes y actualizar el marco para integrar almacenamiento en proyectos de generación distribuida.

En el panel de apertura del evento, los CEOs de Colbún, Enel Generación, Engie, EDF y Acciona Energía abordaron los desafíos que atraviesa el sector renovable.. Afirmaron que el país se enfrenta a un punto de inflexión, donde la falta de certezas regulatorias puede comprometer el volumen de proyectos comprometidos. Uno de los ejecutivos fue categórico: “Estamos en un momento en que hay decisiones de inversión esperando por claridad regulatoria”.

Desde el Ministerio de Energía y la Comisión Nacional de Energía (CNE) se confirmó que se está trabajando intensamente para cumplir con los plazos comprometidos para la publicación de los decretos. Según se detalló durante el desayuno VIP de FES Chile, las modificaciones permitirán formalizar la remuneración de tecnologías como las baterías, adaptar la planificación de redes a un sistema más descentralizado y facilitar la integración de la generación distribuida híbrida dentro de las reglas operativas.

En ese mismo espacio se puntualizó en que el almacenamiento ya no es una solución complementaria, sino una pieza estructural del sistema eléctrico nacional, con impactos concretos en la economía del despacho. “Hoy impacta directamente en los precios del sistema”, fue una de las definiciones expresadas. En efecto, Chile ya cuenta con más de 1.850 MW de capacidad BESS operativa, y se proyecta que la cifra supere los 8 GW hacia 2027. Estas tecnologías han permitido reducciones de hasta USD 100/MWh en el costo marginal solar en algunas subestaciones del norte del país, según datos oficiales.

Además, durante el encuentro se remarcó que existe consenso dentro del Gobierno respecto a que este paquete normativo no solo es urgente, sino esencial para consolidar el proceso de transición energética. “Estamos en los primeros 10 kilómetros de una maratón de 42”, ilustraron, subrayando que lo que está en juego no son medidas coyunturales frente al vertimiento, sino una transformación estructural del sistema eléctrico chileno que requerirá visión y continuidad.

Más allá del paquete regulatorio inmediato, el Ministerio de Energía proyecta la tramitación de hasta 12 reglamentos durante los próximos meses, en cumplimiento con leyes ya aprobadas, como la Ley de Almacenamiento y Electromovilidad, y la Ley de Estabilización Tarifaria. Según se anticipó, entre enero y marzo de 2025 se inició el proceso de consulta pública para otros textos clave vinculados a distribución, flexibilidad, infraestructura y transición energética, lo cual configurará una nueva etapa en el diseño regulatorio chileno.

FES Chile también abordó otras prioridades estratégicas para el sector: el desarrollo del hidrógeno verde como industria de exportación y factor de flexibilidad interna; el despliegue de la electromovilidad fuera de Santiago, con apoyo a flotas públicas y taxis eléctricos; la necesidad de acelerar la expansión de la red de transmisión; y el impulso a la innovación tecnológica en nuevos esquemas de operación y participación de la demanda.

Con decenas de actores del sector público, privado y financiero reunidos en Santiago, el consenso fue claro: la publicación de estos cuatro reglamentos antes de fin de 2025 marcará el ritmo de los próximos años para el sistema eléctrico chileno. Su entrada en vigor no solo despejará trabas actuales, sino que también definirá si Chile logra mantenerse como referente regional en energías renovables y almacenamiento, o si queda rezagado ante otros mercados que ya avanzan con marcos regulatorios más dinámicos.

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A días de las elecciones generales, el respaldo público del presidente de Estados Unidos, Donald Trump, al candidato Nasry Asfura reconfigura el escenario político en Honduras y suma presión a un proceso observado con atención por el sector energético.

A través de su red Truth Social, Trump pidió a los hondureños que votaran por el exalcalde de Tegucigalpa, a quien describió como “el único verdadero amigo de la libertad”. Asimismo, descalificó a Rixi Moncada, por su cercanía con el comunismo, y a Salvador Nasralla, por dividir el voto opositor. También recordó la gestión de Asfura como alcalde y advirtió: “No puedo colaborar con Moncada y los comunistas, y Nasralla no es un aliado confiable para la libertad”.

Asfura, candidato del Partido Nacional, expresó su gratitud por el respaldo del mandatario estadounidense y reafirmó su postura en defensa de la democracia y las libertades. A través de redes sociales, manifestó: “Firmes para defender nuestra democracia, nuestra libertad y los valores que hacen grande nuestro país. ¡Honduras, vamos a estar bien!”

Una elección con impacto directo en la energía

Aunque cinco figuras compiten por la presidencia, las encuestas identifican a tres candidatos con posibilidades reales de ganar. Se trata de Rixi Moncada, del oficialista Partido Libertad y Refundación (Libre), alineada con la continuidad política de Xiomara Castro; Salvador Nasralla, del Partido Liberal (PL), exvicepresidente del actual gobierno, con un perfil liberal y propuestas de apertura económica; y Nasry “Tito” Asfura, del Partido Nacional (PN), empresario y exalcalde de Tegucigalpa, con un enfoque conservador, promercado y orientado a la inversión.

Más allá de los discursos de campaña, ninguno de los tres ha definido aún cómo reorganizará la arquitectura institucional del sector energético. Persisten las dudas sobre el futuro del Ministerio de Energía, la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) o el Consejo Nacional de Energía (CND).

Según fuentes cercanas a Energía Estratégica, “ninguno de los candidatos ha definido aún cómo se conformará el Ministerio de Energía, la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), la CREE o el CND”. Esta falta de claridad genera incertidumbre en el mercado y limita la planificación de proyectos de largo plazo.

Mientras tanto, el gobierno de Xiomara Castro mantiene activa una licitación de 1500 MW en generación renovable, que incluye proyectos solares, eólicos y de biomasa. Su continuidad será una de las primeras señales que el nuevo gobierno deberá emitir al mercado, en un contexto donde el país busca reducir su dependencia de fuentes térmicas.

En materia de posicionamiento, los tres candidatos abordan el tema energético desde perspectivas distintas. Nasralla promueve un modelo competitivo con mayor apertura de mercado, mejor acceso al crédito y cooperación público-privada. Asfura enfatiza la estabilidad institucional, la descentralización y la previsibilidad regulatoria como base para atraer inversión. Moncada propone fortalecer el rol estatal, priorizando la transparencia y el control del gasto, aunque desde sectores técnicos se reconoce que su liderazgo podría aportar institucionalidad si se garantiza apertura al diálogo y marcos normativos estables.

Desde el sector remarcan que “lo fundamental es que Honduras consolide principios clave como el libre mercado, la seguridad jurídica y la estabilidad regulatoria”. Un consenso sobre estos pilares permitiría convertir las energías renovables —hidráulica, solar, eólica, biomasa o almacenamiento— en la base de una economía más resiliente y competitiva.

La elección de este domingo no solo definirá quién gobernará Honduras. Definirá cómo se gobierna el sector energético en la próxima década.

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El sistema eléctrico chileno está transitando un punto de quiebre silencioso. Mientras se acelera la salida de generación convencional y crecen las renovables con convertidores de potencia, la red pierde una pieza clave que hasta hace poco se daba por sentada: la inercia. ¿Quién asegura ahora la estabilidad si no hay máquinas sincrónicas girando?

Huawei puso esa pregunta sobre la mesa en el arranque del FES Chile, durante el panel 1 del primer día. El foco no estuvo en la promesa del almacenamiento masivo o en nuevas capacidades de arbitraje, sino en un problema más estructural: la seguridad operativa del sistema en escenarios de alta penetración renovable.

“Estamos desplazando máquinas sincrónicas por convertidores y, por ende, está disminuyendo la seguridad y la robustez de los sistemas, en particular el de Chile”, advirtió Felipe Rivero, Product Manager de Huawei Digital Power, en su intervención en el panel.

La solución técnica existe y Huawei ya la tiene lista: grid forming, la capacidad de los sistemas BESS de simular el comportamiento de generadores convencionales, aportando inercia virtual, control de frecuencia y capacidad de formar red. Pero según Rivero, nadie está pagando por eso.

“Se necesitan señales de mercado para poder utilizar el grid forming”, lanzó, sintetizando el principal cuello de botella que enfrenta la transición energética en países como Chile.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) ya lanzó una consulta pública sobre los requerimientos técnicos y anunció que en los próximos meses trabajará en el esquema de remuneración. Sin embargo, en el terreno, los proyectos de almacenamiento que se están construyendo no contemplan aún estas funciones. La mayoría vienen pensados para arbitrar energía, pero no están diseñados ni contratados para soportar la red.

Rivero fue claro en que, mientras no exista un mercado que reconozca el valor del grid forming, su adopción será marginal. En el norte del país, donde la generación solar ya domina, se ha tenido que volver a prender máquinas sincrónicas para cumplir con una restricción de inercia de 9 GVAs por segundo. Esa necesidad técnica, a su vez, implica mayor curtailment, lo que revela una paradoja: se instala más renovable, pero no se puede despachar.

“Un sistema no puede ser descarbonizado si no es seguro”, resumió el ejecutivo. Y detrás de esa frase se esconde un desafío aún mayor: garantizar estabilidad con tecnologías que aún no tienen ni precio ni contrato.

Huawei no está esperando que la regulación se alinee. Sus nuevos sistemas ya se entregan con capacidad de grid forming incorporada, incluso si el cliente no la activa. Es parte de una estrategia más amplia: verticalizar todo el paquete, desde la batería hasta el transformador, para asegurar compatibilidad y confiabilidad.

El enfoque no es menor. La compañía ya opera proyectos en condiciones extremas, como los 400 MW y 1,3 GWh de almacenamiento en Arabia Saudita, o en Mongolia, donde las temperaturas bajo cero dominan el invierno. En ambos casos, los sistemas están diseñados para operar sin interrupciones durante 20 a 25 años.

Rivero explicó que el compromiso de Huawei con sus clientes es acompañarlos en toda la vida útil del proyecto, tanto en la etapa de diseño como durante la operación. Pero también enfatizó que la competencia se está volviendo cada vez más agresiva, y eso exige seguir invirtiendo en eficiencia, durabilidad y densidad energética.

Mientras el marco regulatorio no termine de definir el valor de los servicios complementarios como el grid forming, Huawei ya está posicionando sus equipos para ese escenario. La tecnología no está esperando: el mercado sí.

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En un auditorio repleto de representantes del sector energético, Francesco Bertoli, CEO de Enel Colombia, fue categórico: «La señal que da mayor confianza es el hecho de que hay necesidad de energía en el país». Su intervención en el Future Energy Summit en Bogotá dejó en claro que el desafío ya no es solo de transición, sino de capacidad real para responder a una demanda creciente con soluciones pragmáticas y una ejecución urgente.

En un contexto de proyectos demorados, incertidumbre normativa y creciente presión de la demanda, el ejecutivo puso el foco en lo esencial: el país no puede permitirse seguir estancando inversiones.

«Si hay demanda, antes o después llegarán las condiciones para que exista la oferta», enfatizó, convencido de que el mercado se está ajustando tarde a la realidad.

Aunque Enel sigue ampliando su portafolio en renovables, la empresa reconoce la necesidad de una postura pragmática. «No estamos invirtiendo en nada de térmicas. Pero es difícil decir que el térmico no va a necesitarse en Colombia en el mediano plazo, si uno lo mide con números y datos», sostuvo Bertoli, abriendo paso a un discurso de «adición energética», más que transición.

Frente a los desafíos técnico-regulatorios, Bertoli destacó que la estabilidad de las reglas de juego es clave para que los inversionistas tomen decisiones con confianza y comprometan recursos significativos en el país.

En este sentido, el sector viene atravesando un período de intensa reconfiguración normativa. El Ministerio de Minas y Energía lanzó en octubre la reglamentación para la subasta de asignación de Obligaciones de Energía Firme (OEF) para el periodo 2027-2028, mientras que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) avanza con la consulta pública sobre modificaciones al esquema de cargo por confiabilidad.

A su vez, el proyecto de decreto de subastas de largo plazo para renovables y almacenamiento ya fue presentado, incorporando por primera vez requisitos específicos para sistemas BESS.

No obstante, persisten incertidumbres respecto a los tiempos de adjudicación, los criterios de conexión y, especialmente, las garantías frente al riesgo de congestión en redes, un tema que ha retrasado más de 12 proyectos renovables desde 2023.

Lo que está en juego: más inversión, menos excusas

La postergación de obras estructurales, los cuellos de botella en la transmisión y los retrasos en la asignación de puntos de conexión ya no son problemas técnicos, son una amenaza directa a la seguridad energética del país en plena curva de electrificación, según se conversó en el panel del que participó el CEO de Enel.

En ese marco, Bertoliindicó que la propuesta de transición energética debe incorporar una mirada de adición: al cierre de 2025, Colombia sumará más de 3 GW de proyectos renovables en ejecución, pero más del 60% enfrenta aún desafíos de conexión debido a saturación en la infraestructura. Mientras tanto, el sistema sigue dependiendo de una base térmica que, aunque envejecida y costosa, sostiene la confiabilidad frente al fenómeno de El Niño.

Más allá de las anécdotas del pasado, lo verdaderamente crítico es la convergencia entre discurso y ejecución. El Gobierno avanza con reglamentaciones clave, pero la velocidad del mercado exige mucho más que nuevos documentos: requiere decisiones prontas, reglas claras y liderazgo táctico.

Los promotores de proyectos lo saben: sin un salto forward en la capacidad de transmisión —y sin una política de incentivos efectiva para almacenamiento— el país corre el riesgo de quedar atrapado entre metas ambiciosas y un sistema operativo que no acompaña el ritmo.

En un sector donde la demanda crece, la narrativa no puede ser otra que la de la acción. A juicio de Bertoli, quienes hoy aseguren “energía en puntos de conexión estratégicos” serán los ganadores del mercado energético colombiano en los próximos cuatro años.

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En un contexto de acelerada descarbonización y creciente presión sobre los ecosistemas sensibles, Tongwei, uno de los principales fabricantes integrados de tecnología solar de China, utilizó la Tongwei Global Partner Summit 2025, realizada en Chengdu, para enviar un mensaje claro: la alta eficiencia fotovoltaica, la manufactura digital y la protección de la biodiversidad deben evolucionar de manera conjunta.

Durante dos días de conferencias magistrales, sesiones tecnológicas, visitas a fábricas y experiencias inmersivas de marca, la compañía y sus socios abordaron cómo alinear las metas climáticas de largo plazo con soluciones fotovoltaicas bancables para distintos mercados globales.

Una alianza clave con WWF para la protección del Ártico

Uno de los anuncios centrales fue la cooperación oficial entre Tongwei y el World Wide Fund for Nature (WWF) para la protección del Ártico y el desarrollo responsable de energías renovables. La compañía se convierte así en la primera empresa solar china en integrarse al programa Ártico del WWF, comprometiéndose a una colaboración sostenida en materia de clima, biodiversidad y transición energética en una de las regiones más vulnerables del planeta.

Winnie Lu, directora ejecutiva de WWF China, destacó la urgencia de actuar de manera conjunta frente al endurecimiento de la seguridad energética y al aumento de los eventos climáticos extremos. Subrayó la necesidad de fortalecer las alianzas intersectoriales para garantizar que la expansión de la energía limpia contribuya no sólo a la descarbonización, sino también a la resiliencia de los ecosistemas.

Para Tongwei, esta cooperación será una plataforma plurianual orientada a desarrollar modelos replicables que vinculen la conservación basada en ciencia con la capacidad industrial: desde monitoreo ambiental hasta participación comunitaria. La alianza Tongwei × WWF se posiciona así como símbolo y laboratorio de pruebas para demostrar cómo el sector fotovoltaico puede apoyar metas globales de sostenibilidad.

G12-Tracker Solution y TNC 3.0: la próxima generación de sistemas solares

En materia tecnológica, el encuentro también sirvió para presentar la próxima ola de innovaciones de Tongwei.
Zander Yuan, director de Producto y Tecnología, expuso los avances de la G12-Tracker Solution y los nuevos módulos TNC 3.0 multicorte.

En lugar de evaluar un solo parámetro, Yuan se centró en la optimización a nivel de sistema. Explicó cómo el diseño del módulo, la selección del seguidor solar (tracker) y la configuración del string pueden co-optimizarse para maximizar el valor de las celdas G12 de gran formato.

Mediante la optimización del largo del string y el ajuste de parámetros eléctricos a los diseños de trackers, la solución G12-Tracker busca mejorar la utilización de la capacidad en DC, incrementar la generación y reducir el Costo Nivelado de Energía (LCOE). El concepto abandona la lógica “módulo primero” para avanzar hacia una ingeniería basada en escenarios, particularmente relevante para proyectos utility-scale con limitaciones de suelo o condiciones de alto albedo.

Yuan también presentó la hoja de ruta del módulo TNC 3.0, que evoluciona a partir de la ya validada plataforma TNC 2.0. La nueva versión apunta a mejorar eficiencia, desempeño del sistema y valor a largo plazo, manteniendo compatibilidad con los seguidores e inversores predominantes en el mercado. Socios industriales debatieron necesidades reales del sector: diseño de BOS, bancabilidad y operación en climas adversos.

Dentro de la Lighthouse Factory de Tongwei: producción digital, trazable y auto-optimizante

La confiabilidad y la capacidad de manufactura siguen siendo temas críticos para inversionistas y propietarios de activos. Durante el evento, Tongwei mostró cómo aborda esos desafíos desde la fábrica.

La planta de producción de Meishan fue reconocida como la primera Lighthouse Factory del mundo en el sector de celdas fotovoltaicas, un sello otorgado a instalaciones de manufactura avanzada con altos niveles de digitalización. En su intervención, Wang Yuxiao, supervisor senior de la planta, explicó cómo Tongwei ha construido un sistema completamente trazable, inteligente y capaz de autooptimizarse.

A través del concepto “una celda, un código”, cada etapa del proceso —desde la recepción de materiales hasta la inspección electroluminiscente final— es monitoreada y registrada. Con el apoyo de IA, big data y equipos inteligentes, las variaciones se detectan de manera temprana, se identifican las causas raíz y se aplican correcciones casi en tiempo real.

Este reconocimiento es especialmente significativo porque las celdas fotovoltaicas son el núcleo del desempeño de un módulo: su eficiencia, estabilidad y confiabilidad determinan el rendimiento final. Para desarrolladores, financiadores y propietarios, la categoría Lighthouse actúa como un indicador tangible de control de procesos, consistencia de calidad y desempeño a largo plazo.

Día 2: visitas técnicas para “ver” la confiabilidad

En la segunda jornada, los invitados internacionales pasaron de la teoría a la práctica con un recorrido técnico por la fábrica.

Desde la Comprehensive Bonded Zone (CBZ) hasta el centro global de I+D, los socios pudieron observar cómo Tongwei integra manufactura inteligente, fortaleza en cadena de suministro y liderazgo tecnológico en una estructura unificada. También conocieron de cerca los módulos TNC 2.0, diseñados para ofrecer alta eficiencia y confiabilidad bancable en proyectos reales.

En el Centro de Exhibición de Tecnología Fotovoltaica de Tongwei, una experiencia inmersiva combinó sonido, luz y exhibiciones interactivas para responder a una pregunta clave: ¿por qué los módulos de Tongwei mantienen estabilidad a largo plazo?

La respuesta no depende de un número aislado de la hoja técnica, sino de un marco de calidad integral, trazable y cuantificable. Los visitantes siguieron el recorrido completo de un módulo —diseño, materiales, celdas, laminado y pruebas finales— y observaron cómo la manufactura, la tecnología y la gestión de calidad operan como un sistema totalmente integrado.

En el centro global de I+D, el concepto de “confiabilidad” se presentó como un proceso visible: los módulos TNC 2.0 se someten a pruebas aceleradas bajo altas temperaturas, alta humedad, niebla salina, ciclos de humedad-congelamiento y otros ensayos de estrés. Para los visitantes, la exposición fue casi documental: datos, análisis de fallas y resultados repetidos hasta alcanzar estabilidad.

El equipo de Tongwei enfatizó que la confianza nace cuando la tecnología se vuelve visible y se fortalece cuando puede ser comprendida, cuestionada y verificada por los socios.

Una narrativa de simbiosis: conectar pasado y futuro

Para cerrar la cumbre, Tongwei organizó la experiencia nocturna “SYMBIOSIS BEYOND BOUNDARIES – LIGHT LEADS THE WAY · TEA TELLS THE STORY”, inspirada en la histórica Ruta de la Seda como hilo narrativo.

A través de instalaciones de luz, proyecciones y música, el evento trazó un paralelismo entre las caravanas que transportaban té y seda a través de Eurasia y los actuales intercambios globales de tecnología fotovoltaica, inversión y conocimiento. Más que una mirada nostálgica, la propuesta subrayó la continuidad: así como las antiguas rutas comerciales conectaron regiones mediante bienes y confianza, las rutas energéticas modernas pueden unir mercados a través de energía confiable, baja en carbono y con objetivos climáticos compartidos.

Para Tongwei y sus socios, la “simbiosis” implica tres principios:

• alinear el crecimiento industrial con los límites ecológicos,

• vincular la escala de manufactura con la calidad basada en datos,

• y distribuir los beneficios de la energía limpia entre los mercados, evitando concentrarlos en unos pocos.

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Los principales inversionistas del sector energético renovable del Cono Sur se reunieron en el encuentro Future Energy Summit (FES) Chile y dieron en exclusiva un mensaje claro: la región se encuentra en una competencia abierta por atraer capital y sólo los países que ofrezcan marcos regulatorios confiables y procesos ágiles lograrán sostener el ritmo de inversiones.

El primero en marcar esta alerta fue Juan Villavicencio, CEO de ENGIE Chile, quien planteó con firmeza que los recursos económicos globales ya no están garantizados para ningún país. A su juicio, el desafío ya no es solo ambiental o tecnológico, sino de competitividad institucional.

“Las inversiones son globales, si no generamos condiciones habilitantes en Chile, ese capital se va a ir a otros países como Brasil o Estados Unidos”, advirtió. 

Esa mirada fue compartida por Gianluca Palumbo, CEO de Enel Chile, quien reforzó que el Cono Sur está en una etapa crítica. Si bien la región tiene ventajas naturales innegables, otros países han sabido consolidar marcos regulatorios más estables

 “Hay países más atractivos porque tienen marcos regulatorios previsibles y estables, que permiten planificar inversiones a largo plazo”, expresó ante un auditorio de más de 400 líderes del sector renovable y del almacenamiento de la región. 

Asimismo, el retraso en el desarrollo del almacenamiento energético resulta fundamental. Aunque los sistemas BESS son claves para gestionar la generación renovable, los ejecutivos indicaron que aún no existen incentivos claros para su masificación. 

Joan Leal, CEO de EDF Power Solutions Chile, fue enfático al señalar que “si no se define pronto una regulación para almacenamiento, no llegarán los proyectos, porque no se reconoce el valor que entrega a la red”.

Además de la necesidad de previsibilidad, los ejecutivos insistieron en que la regulación actual no está a la altura de los desafíos de una transición energética acelerada. Las trabas normativas, tanto en permisos como en marcos para tecnologías emergentes, están generando fricciones que ralentizan la inversión.

En ese sentido, Jaime Toledo, CEO de Sudamérica de Acciona Energía, advirtió que el actual modelo tarifario no refleja la nueva realidad tecnológica del sistema eléctrico, lo que pone en riesgo el despliegue futuro de renovables. 

“Necesitamos un cambio en las reglas de cómo se tarifica la energía, porque de lo contrario la transición energética se va a empezar a detener”, manifestó durante su intervención.

Por su parte, José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, llamó a ordenar el ecosistema institucional y a unificar las voces del sector para avanzar con urgencia en reformas estructurales.
“Tenemos que ponernos de acuerdo como industria, ser un frente común, hablar con las autoridades, hablar con el Parlamento y definir este camino urgente que requerimos”, sostuvo, apuntando a la falta de articulación entre gremios y a la dispersión de liderazgos que impide construir una hoja de ruta común.

Más allá de los aspectos técnicos, todos los ejecutivos señalaron que el escenario financiero global se ha vuelto más desafiante. El alza de tasas y las nuevas exigencias de los bancos han elevado la vara para concretar proyectos. 

En este contexto, ya no basta con tener buenos recursos naturales: la confianza en la institucionalidad, la estabilidad normativa y la previsión regulatoria se vuelven elementos centrales para acceder al capital.

Planificación y visión compartida: el rol del Estado

Hacia el final del panel, los CEOs destacaron que la coordinación entre el sector público y privado será determinante para alcanzar los objetivos de la transición energética. Coincidieron en que la planificación no puede recaer exclusivamente en el Estado y pidieron instancias formales donde aportar visión desde la industria.

Villavicencio propuso crear espacios institucionales de diálogo estratégico, mientras que Palumbo advirtió que las metas de largo plazo requieren instrumentos consistentes. “Las decisiones de inversión se toman con años de anticipación. No podemos tener incertidumbre sobre cómo funcionará el sistema en 2030”, remarcó el ejecutivo de Enel.

Con una visión compartida, los cinco CEOs dejaron claro que el desarrollo de las energías limpias en el Cono Sur no depende solo de recursos naturales o tecnologías, sino de decisiones regulatorias que generen certeza, incentivos adecuados y coordinación público-privada efectiva.

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Guatemala atraviesa un momento decisivo para consolidar su transformación energética. Aunque cuenta con un potencial renovable superior al 85% aún sin explotar y licitaciones estratégicas en curso, la falta de infraestructura de transmisión se posiciona como el principal cuello de botella para el avance del sector. Así lo consideraron desde la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER), que agrupa a más de 70 empresas con una capacidad instalada conjunta de 1.700 MW.

Desde la entidad señalaron que sin capacidad para transportar energía, la generación renovable no podrá traducirse en suministro efectivo para los usuarios. Esta advertencia cobra especial relevancia en un contexto en el que la reciente licitación PET-3 fue declarada desierta, lo que reflejó de manera concreta las limitaciones actuales del sistema de transporte eléctrico.

La expectativa está puesta ahora en que el Estado reactive un nuevo proceso —el PET-4— con bases técnicas viables, que permita acompañar la adjudicación de proyectos en PEG-5 y otros futuros. Sin resolver ese eslabón, se podrían generar distorsiones tarifarias e incluso riesgos de abastecimiento en el mediano plazo.

El avance del sector solar, por su parte, contrasta con la rigidez del sistema de transmisión. Actualmente se están instalando proyectos adjudicados en la PEG-4-2022 que sumarán 190 MW de potencia máxima al sistema. Además, se encuentran en desarrollo cerca de 800 MW adicionales, impulsados por el atractivo de una tecnología competitiva y el potencial solar del país, estimado en 7.000 MW disponibles durante la mayor parte del año.

Gran parte de estos nuevos desarrollos apuntan a abastecer no solo la demanda regulada, sino también a sectores emergentes como centros de datos, manufactura avanzada y procesos de nearshoring, altamente intensivos en consumo eléctrico.

A nivel normativo, desde AGER remarcaron la necesidad de actualizar el marco regulatorio y la política energética, en línea con las nuevas dinámicas tecnológicas. Se trata de una modernización estructural que permita integrar tecnologías como el almacenamiento, habilitar mayor penetración solar y eólica, flexibilizar la operación del sistema, expandir la red de transmisión y digitalizar la operación eléctrica.

La actualización también debe contemplar nuevas tendencias de demanda, como el crecimiento urbano, la movilidad eléctrica, la electrificación rural y el bono demográfico que alcanzará su pico en 2030. Todo esto requiere una política energética construida con participación multisectorial, manteniendo como pilares la certeza jurídica, la competencia y la eficiencia.

En paralelo, AGER mantiene un canal técnico de diálogo permanente con las principales autoridades del sector energético, entre ellas el Ministerio de Energía y Minas, la CNEE, el AMM, el MARN y las empresas distribuidoras. La agenda compartida incluye temas clave como la actualización de la política energética, la modernización de normativa operativa y comercial, la planificación de transmisión, el impulso a la inversión renovable y la simplificación de trámites.

Sobre la licitación PEG-5, la expectativa de la asociación está centrada en que se configure como una oportunidad real para ampliar la capacidad instalada del país. Para lograrlo, se requiere que las bases técnicas y económicas del proceso no limiten la competitividad de las tecnologías limpias ni introduzcan condiciones que favorezcan opciones fósiles, más costosas y sujetas a la volatilidad internacional.

“Esperamos que PEG-5 sea una oportunidad para incrementar la capacidad instalada sin limitar la competitividad de las tecnologías renovables ni favorecer las fósiles”, indicó la Directora Ejecutiva de AGER, Astrid Perdomo.

La cancelación de la PET-3 fue, para la asociación, una señal de alerta. Confirmó la necesidad de replantear la planificación de transmisión bajo una visión de largo plazo y condiciones que resulten atractivas para los inversionistas. Sin resolver este punto, el sistema no podrá absorber la energía que se adjudique en PEG-5 ni en futuras convocatorias.

“Guatemala tiene la oportunidad de consolidarse como un país competitivo, seguro energéticamente y atractivo para la inversión renovable, si se atienden los elementos técnicos planteados. Este es el momento ideal para hacerlo”, concluyó Perdomo.

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La generación distribuida consolida su expansión en México con cifras que evidencian su protagonismo en la transición energética descentralizada. De acuerdo con la Comisión Nacional de Energía (CNE), al cierre del primer semestre de 2025 se han presentado 558.617 solicitudes de interconexión de centrales eléctricas menores a 0.7 MW, que en conjunto suman una capacidad referida de 4.759,01 MW.

El 95% de esas solicitudes —equivalente a 529.051 conexiones— corresponde a esquemas de generación distribuida, lo que confirma la adopción masiva de este modelo a nivel nacional. En contraste, apenas el 5% se relaciona con solicitudes de pequeña y mediana escala (SIPyME), que representan solo 247,59 MW de la capacidad acumulada.

Desde 2007, año en que comienzan a recopilarse estos datos, las cifras muestran una curva ascendente constante. En los últimos cinco años, las solicitudes se duplicaron, pasando de 272.760 en 2020 a más de 558.000 en 2025, con un salto exponencial en capacidad solicitada, que creció más de 80% en ese mismo período.

A nivel territorial, Jalisco lidera con 90.004 solicitudes y una capacidad asociada de 665,58 MW, seguido por Nuevo León (60.658 solicitudes, 461,92 MW) y Chihuahua (44.634 solicitudes, 338,09 MW). Estas tres entidades explican juntas casi un tercio del total nacional, tanto en número de solicitudes como en megavatios vinculados.

Los datos también revelan que la capacidad promedio por solicitud es de 9,77 kW, lo que confirma el predominio de instalaciones residenciales y comerciales de baja escala. Este patrón se refuerza por la estructura de regímenes de contraprestación, donde la medición neta representa más del 93% de las solicitudes y de la capacidad acumulada, con 521.618 registros y 4.429,90 MW asociados. Los esquemas de facturación neta (6.380 solicitudes) y venta total (501) ocupan un lugar marginal, con 71,11 MW y 3,22 MW respectivamente.

Cabe recordar que, como parte de los ajustes normativos recientes, el Gobierno mexicano lanzó el llamado “esquema 0,7 MW”, que permite a instalaciones con capacidad igual o menor a 0,7 megavatios operar sin requerir un permiso de generación. Esta disposición representa una buena señal para el sector, que venía solicitando esta actualización desde hace años, y tiene como objetivo impulsar la participación de pequeños actores en la transición energética, aunque sin habilitación para acceder al mercado mayorista.

La CNE interpreta este crecimiento como una señal clara de la consolidación de un modelo descentralizado. En este contexto, el entorno regulatorio también ha sido clave. El Gobierno de México elevó el umbral de generación sin necesidad de permiso de 500 a 700 kilowatts, una medida que, según el sector, ha incentivado la inversión y acelerado los procesos de interconexión.

Gilberto Sánchez, vicepresidente 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.

Este desarrollo se apalanca en una matriz tecnológica altamente concentrada. La solar fotovoltaica representa el 94% de todas las solicitudes de generación distribuida, con 528.234 conexiones y 4.480,90 MW asociados. Le siguen fuentes como biogás (18,22 MW), biomasa (2,76 MW), cogeneración (1,36 MW), eólica (0,86 MW), además de instalaciones menores basadas en turbinas hidráulicas, combustión interna y gas.

El capital movilizado para materializar este volumen es igualmente significativo. La inversión estimada total supera los 11.578 millones de dólares, con más del 99% vinculado al desarrollo fotovoltaico distribuido, según la metodología oficial basada en costos de CAPEX estandarizados por tecnología.

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8.2 Group e.V., firma alemana especializada en ingeniería y consultoría técnica para energías renovables, destaca un 2025 de fuerte actividad en Latinoamérica, en línea con su participación distinguida en el PV BOOK 2025, publicación que reúne a los actores estratégicos del sector fotovoltaico de la región. Con base operativa en Buenos Aires, la compañía ya coordina proyectos en Argentina, Uruguay, Paraguay, Bolivia, Perú y varios países de Centroamérica, como Costa Rica, Panamá y Guatemala. Su estrategia se enfoca en tres áreas clave: almacenamiento energético, energía solar y generación distribuida.

La compañía ofrece una cartera integral de servicios técnicos, que incluye auditorías, due diligence, inspecciones de fábrica, validación de rendimiento, control de calidad e inspecciones electromecánicas, con foco en mitigar riesgos e incrementar la rentabilidad de los proyectos. Además de acompañar nuevos desarrollos, 8.2 trabaja activamente en la extensión de vida útil de activos renovables, un punto cada vez más relevante en mercados donde muchas instalaciones superan los 20 años de operación.

La experiencia internacional respalda su posicionamiento regional. Recientemente, completó la supervisión técnica de un sistema BESS de 26 MWh en Neumünster, Alemania, conectado a una planta solar de 17 MW. El proyecto fue auditado desde Argentina, evidenciando la capacidad técnica local de operar con estándares europeos. A eso se suma su participación en desarrollos de gran escala como el sistema de 500 MW / 2.000 MWh en Asir, Arabia Saudita, lo que fortalece su expertise en almacenamiento de gran porte.

Desde Buenos Aires, la compañía también articula operaciones de inspección en origen. Cuenta con una oficina en Wuxi, China, desde donde realiza controles de calidad en fábrica para baterías BESS, paneles solares e inversores. Esto le permite brindar un acompañamiento técnico desde el origen del suministro hasta la puesta en marcha en campo, garantizando que los equipos cumplan especificaciones técnicas exigentes antes de ser despachados.

En paralelo, la firma mantiene una alianza estratégica con PV Lab, uno de los laboratorios alemanes más prestigiosos en análisis de módulos fotovoltaicos. Esto permite validar componentes críticos antes de su entrega y mejorar la trazabilidad de los equipos, especialmente en proyectos financiados por banca internacional. “Contamos con un acuerdo con PV Lab para analizar y ensayar módulos solares. Es un diferencial muy importante para garantizar la calidad desde el origen”, señaló Néstor Omar Cereijo, socio responsable de 8.2 Group para Argentina.

En cuanto a la gestión de activos existentes, 8.2 Group despliega una combinación de herramientas como inspección visual con drones, ultrasonido, endoscopía de gearbox, termografía, análisis de SCADA y sistemas CMS, lo que permite diagnosticar la condición real de turbinas y paneles. Con más de 80.000 aerogeneradores inspeccionados a nivel global, la firma ha optimizado la vida útil de numerosos proyectos renovables, aportando un beneficio directo en términos de OPEX y retorno de inversión.

“En muchos casos, podemos extender la vida útil de un parque más allá de los 20 años. Esto representa un ahorro importante y una mayor rentabilidad para los desarrolladores”, subrayó el ejecutivo. Además, el equipo técnico realiza estudios para financiamiento, revisiones de diseño e ingeniería y auditorías independientes de performance, generando confianza en bancos, propietarios y aseguradoras.

De cara al corto plazo, la empresa identifica al almacenamiento en baterías como un componente estratégico para acompañar el crecimiento renovable. La expectativa es que 2025 marque un punto de inflexión, con múltiples proyectos en carpeta que demandarán soluciones técnicas confiables para acoplar generación y almacenamiento.

“Nos estamos preparando para que en 2025 haya muchos proyectos de almacenamiento en Latinoamérica, acompañados por la generación solar y la generación distribuida”, anticipó Cereijo.

El modelo de trabajo de 8.2 Group combina presencia técnica local, expertise internacional y alianzas clave para acompañar todo el ciclo de vida de un proyecto: desde la validación de módulos en laboratorio y la inspección en origen, hasta el monitoreo post-entrada en operación. La firma opera como consultor técnico independiente, con presencia activa en Europa, Asia, Medio Oriente y América Latina, y con el respaldo de una red global de especialistas que permite trasladar buenas prácticas de otros mercados hacia la región.

“Seguimos creciendo en el acompañamiento técnico en plantas solares, con foco en calidad de instalación, performance y aseguramiento técnico”, concluyó Cereijo, al reafirmar el compromiso de la firma con la transición energética en América Latina.

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El almacenamiento de energía ha tomado cada vez más relevancia en la industria y se ha convertido en una prioridad para el sector. En ese contexto, en un exclusivo evento realizado en el Rooftop del Hotel Ritz-Carlton, JA Solar presentó oficialmente JA Energy Storage, junto con las principales innovaciones de su portafolio. La compañía dio a conocer su solución integrada que combina tecnologías fotovoltaicas y sistemas de almacenamiento energético (BESS), marcando un hito estratégico para la compañía.

La actividad, realizada bajo el concepto “Beyond the Sunset: extendiendo el poder del sol”, reunió a representantes del sector energético, gremios, líderes de opinión y clientes de la compañía, reforzando el rol de Chile como punto de lanzamiento para tecnologías avanzadas que impulsan la transición energética en América Latina.

Durante el encuentro, JA Solar presentó sus novedades que integran paneles solares de alto rendimiento con sistemas BESS, bajo la marca especializada JA Energy Storage. Esta oferta permitirá, desde la integración de portafolio aplicada a proyectos en el país, aportar mayor flexibilidad al sistema, alivianar la congestión, optimizar el despacho de generación y mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico.

“Los sistemas de almacenamiento permiten capturar la energía que hoy se pierde por restricciones en la red o por exceso de oferta. Es una herramienta que transforma problemas operacionales en oportunidades económicas”, destacó Erick Melo, Technical Manager – South LATAM de JA Solar durante el bloque técnico.

Asimismo, Víctor Soares, Head of LATAM Technical Team de JA Solar complementó: “La tecnología litio-ferrofosfato se ha consolidado como el estándar global en almacenamiento por su equilibrio en seguridad, vida útil y costos, lo que la convierte en la opción más confiable hoy para proyectos solares y de baterías, que es la apuesta que estamos haciendo como compañía”.

El almacenamiento energético se ha convertido en una de las principales tendencias globales ante la necesidad de sistemas más flexibles, resilientes y capaces de responder a la creciente penetración de energías renovables. Chile, gracias a su liderazgo regional en adopción solar y a su marco regulatorio en evolución, se ha posicionado como un mercado clave para estas tecnologías.

Así lo recalcó Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM de JA Solar, quien abrió el evento señalando que “el interés que vimos en este encuentro confirma que el almacenamiento seguirá creciendo en Chile y la región, y que hoy es un habilitador clave para el desarrollo de nuevos proyectos solares. Queremos que el mercado vea a JA Solar no solo como un fabricante de paneles solares, sino como un integrador de soluciones que combina solar y almacenamiento. El país es un mercado estratégico para JA Solar, por el liderazgo que ha asumido en energía solar y porque hoy comienza una nueva etapa con el desarrollo del almacenamiento”.

Por su parte, Gabriel Magdalon, Vice president LATAM JA Solar, agregó que “además de ser líderes en módulos fotovoltaicos, hoy queremos consolidarnos también como un actor relevante en soluciones de almacenamiento energético en América Latina y así quisimos plasmarlo con la presentación de nuestras nuevas soluciones BESS”.

UN ESPACIO PARA EL DIÁLOGO Y LA INNOVACIÓN

El programa incluyó un espacio de reflexiones gremiales y análisis de las tendencias actuales del sector solar y del almacenamiento energético, a través de un diálogo protagonizado por Bárbara Barbieri, presidenta de ACESOL (Asociación Chilena de Energía Solar), y Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA (Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento). La conversación —moderada por José Tomás Ewing, Sales Manager Chile de JA Solar— abordó los desafíos regulatorios, la creciente demanda por soluciones híbridas y la necesidad de fortalecer la resiliencia energética en la región.

“El almacenamiento es clave para resolver la brecha entre dónde generamos energía y dónde se consume. Chile produce mucha energía solar en el norte y gran parte de la demanda está en la zona central, y ahí esta tecnología se vuelve estratégica para el sistema eléctrico”, indicó Bárbara Barbieri, presidenta de ACESOL, la Asociación Chilena de Energía Solar.

Por su parte, Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA, el gremio que reúne al ecosistema renovable y del almacenamiento, destacó: “El desafío ya no es solo integrar más proyectos renovables: es asegurar que exista demanda suficiente para absorberlos. El efecto sustitución por retiro de carbón se va a agotar, y lo que definirá el futuro del sector será nuestra capacidad de electrificar el país. Sin electrificación profunda, especialmente en la industria minera, la transición energética quedará incompleta”.

La jornada culminó con un cierre a cargo de Paco Tang, Senior Business Develoment Manager, quién reforzó la visión de la compañía respecto al futuro de Solar y Storage y su compromiso por aportar soluciones integrales que acompañen la transición energética en América Latina.

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Durante su intervención en el FES Colombia, María Fernanda Suárez, CEO de Banco Popular, expuso con crudeza uno de los principales cuellos de botella del sistema energético colombiano: la ejecución. No basta con tener planes; lo que está fallando es su implementación. Las demoras en proyectos de transmisión, que en algunas regiones alcanzan hasta 8 años, reflejan que la planeación está siendo desbordada por la realidad institucional y territorial.

La situación se agrava por una mala distribución de riesgos entre el sector público y privado, que desalienta la inversión y termina trasladando los costos al usuario. En este esquema, el capital privado asume riesgos para los que no tiene control, mientras las entidades públicas no asumen responsabilidades claras.

“Las demoras tienen que volverse inadmisibles”, expresó durante el panel.

El escenario se agrava con una creciente imprevisibilidad regulatoria y fiscal, que ahuyenta a los inversionistas. Para Suárez, si el país no garantiza reglas del juego estables, la inversión se va a frenar, sin importar lo ambiciosa que sea la hoja de ruta energética. Esto será especialmente sensible de cara a 2026, cuando los desafíos de abastecimiento eléctrico serán aún más visibles.

Desde el punto de vista técnico, propuso abandonar la narrativa de transición energética como sustitución y adoptar una mirada de adición energética. La demanda crecerá inevitablemente, tanto por la electrificación del transporte como por el consumo asociado a la inteligencia artificial y nuevas tecnologías. Por lo tanto, Colombia debe incorporar más energía, no simplemente reemplazar una fuente por otra.

El sector privado, subrayó Suárez, ha sostenido la operación del sistema en medio de la incertidumbre. A pesar de las trabas regulatorias y territoriales, las empresas han continuado invirtiendo y presentando soluciones que han evitado crisis de suministro. Esa capacidad de respuesta, según la CEO, es uno de los principales activos para generar confianza en el sistema.

Desde el sistema financiero, Suárez identificó un patrón de debilidad estructural en los proyectos renovables: muchos no llegan bien estructurados, sin estrategias claras para mitigar riesgos técnicos y comerciales. Esto impide que sean aprobados por los comités de crédito. “Vemos muchas veces proyectos que vienen cojos desde el punto de vista financiero”, advirtió.

Además, anticipó que en los próximos 18 meses entrará en vigencia la regulación SARASOC, impulsada por la Superintendencia Financiera, que definirá nuevos criterios para la evaluación de riesgos en proyectos. Según Suárez, quienes logren alinear sus proyectos con esta metodología, tendrán más posibilidades de acceso a financiamiento.

Finalmente, alertó sobre la pérdida de narrativa pública del sector energético frente a intereses particulares, que bloquean proyectos a nivel territorial. Aunque el sector cuenta con empresas fuertes y múltiples gremios, no ha logrado comunicar de manera efectiva los impactos negativos que estas barreras generan sobre el bienestar colectivo.

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La reciente publicación de los mapas de capacidad de la red de distribución eléctrica confirmó lo que el sector renovable español venía señalando hace tiempo: el 83,4% de los nudos están saturados, lo que impide nuevas conexiones tanto para generación como para grandes consumos. Este dato, revelado por Red Eléctrica, pone en evidencia el desfase entre la red disponible y los objetivos de transición energética e industrialización del país.

“Nos hemos encontrado con una evidencia que ya conocíamos: hay una deficiencia de redes tanto en la distribución como en la del transporte”, afirmó Abelardo Reinoso, especialista en redes eléctricas y socio de Malaika Net Energy, en diálogo con Energía Estratégica. Desde su visión, el problema no se reduce a la infraestructura técnica, sino a un modelo regulatorio y de planificación que no se ha adaptado al ritmo ni al volumen de inversiones que España necesita atraer.

Para el consultor, el sistema actual basado en planificación quinquenal no permite responder a la velocidad que exigen los grandes proyectos industriales, logísticos, digitales o energéticos. “No es solo que falten infraestructuras; es que la regulación no acompaña, ni incentiva, ni permite planificar con agilidad”, advirtió Reinoso.

En ese sentido, plantea que España podría estar bloqueando hasta 60.000 millones de euros en inversiones por falta de red, y advierte que muchas empresas ya están evaluando instalarse en otros países europeos con mejor disponibilidad eléctrica y mayor certidumbre normativa. “Estamos perdiendo inversiones que se van a Marsella, a Milán o a Lyon. Porque allí hay red disponible y claridad regulatoria”, remarcó.

Uno de los puntos clave es el marco retributivo de las distribuidoras, actualmente bajo revisión por parte de la CNMC (Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia). Reinoso explicó que las empresas de distribución no tienen incentivos para invertir anticipadamente y que el sistema actual no permite adaptar la red al nuevo perfil de demanda.

“Si mañana llega una empresa que quiere electrificar un proceso o montar un centro de datos, es clave poder ofrecerle una conexión en un plazo razonable. De lo contrario, optará por otros destinos”, sostuvo.

A esto se suma que la planificación de la red de transporte, estructurada en ciclos quinquenales, dificulta responder con agilidad a nuevos polos de crecimiento industrial o urbano. Además, el especialista planteó que los plazos legales para acceso y conexión no siempre se cumplen, lo que introduce incertidumbre y complica la toma de decisiones para los inversores.

Reinoso también señaló  la urgencia de implementar un modelo de planificación más dinámico y territorializado, que articule el crecimiento de la demanda con la capacidad real de las infraestructuras. A su juicio, hay que acompasar el desarrollo de la red con sectores estratégicos como la electromovilidad, los centros de datos, la vivienda y los procesos industriales descarbonizados, todos actualmente impactados por la saturación de los nudos.

Otrofoco clave que plantea corregir es el uso especulativo de los puntos de conexión. Desde 2020 se otorgaron alrededor de 50 GW de potencia para demanda, buena parte de los cuales no están siendo utilizados.

“La especulación con puntos de conexión debe terminar. Si no se usan en tiempo y forma, tienen que liberarse para quienes sí están listos para construir”, propuso.

Como medidas inmediatas, destaca la necesidad de habilitar posiciones disponibles en subestaciones, permitir el uso compartido entre demanda y generación, flexibilizar los criterios de acceso, y priorizar proyectos con mayor madurez técnica y financiera. También considera que figuras como el acceso flexible, recientemente introducido en la Circular 1/2024, pueden aportar soluciones si se aplican correctamente: “Lo importante es que se entienda que no toda la potencia se necesita 24/7, y que el sistema pueda valorarlo”, explicó.

Mirando hacia el corto plazo, el consultor analizó: “En 2026 no vamos a ver grandes cambios si seguimos con este modelo. Las redes no se construyen en dos años. Lo que podemos hacer ahora es maximizar el uso de lo que ya tenemos”.

“Esto no es un problema técnico, es un problema estratégico. O acompañamos el crecimiento con red, o lo veremos ocurrir en otra parte”, concluyó el especialista.

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IFEMA MADRID cierra con éxito el Salón Internacional de la Climatización y la Refrigeración, C&R, y la Semana Internacional de la Electrificación y la Descarbonización, con GENERA + MATELEC, que por primera vez se han celebrado en coincidencia. Entre las tres ferias, han convocado a más de 102.000 visitantes profesionales y cerca de 1.200 empresas que consolidan esta convocatoria como referente europeo en la transición energética, la innovación industrial y la sostenibilidad.

Un ecosistema único al servicio del impulso de la transición energética

A través de este formato, IFEMA MADRID reafirma su compromiso de consolidar a España como uno de los polos europeos con mayor dinamismo en electrificación, descarbonización y transformación del parque edificatorio. Celebradas del 18 al 20 de noviembre, la coincidencia de las tres ferias ha generado un ecosistema que abarca toda la cadena de valor de la energía junto con la climatización, la refrigeración, la eficiencia, la digitalización y las instalaciones, potenciando las sinergias entre fabricantes, instaladores, distribuidores, ingenierías, arquitectos, prescriptores y administraciones y creando un espacio de encuentro único para el negocio y la transferencia tecnológica.

C&R 2025 ha cerrado una edición especialmente sólida, marcada por un incremento en la presencia de soluciones de alta eficiencia, la consolidación de la bomba de calor como tecnología protagonista y la creciente integración de la digitalización. En su 27ª edición ha reunido a 45.000 profesionales de 88 países y las últimas soluciones de más de 400 empresas, presentando las últimas innovaciones y tendencias que marcan el futuro del sector, desde la calidad del aire interior y el mantenimiento inteligente hasta las soluciones orientadas a la descarbonización del parque edificatorio. C&R refuerza así su papel como cita de referencia internacional en climatización y refrigeración en un momento de profunda transformación regulatoria y tecnológica.

Por su parte, la Semana Internacional de la Electrificación y la Descarbonización ha reunido la oferta de más de 800 expositores y 57.000 visitantes profesionales, con un 10% de participación internacional procedente de 76 países —principalmente de Europa (61%, con Portugal, Italia, Alemania y Francia a la cabeza), América (18%) y África (6%, especialmente del Magreb), consolidando a estas ferias como pilares clave para reforzar el ciclo de la energía. Bajo este paraguas, GENERA, organizado con el apoyo del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, ha reafirmado su liderazgo en renovables, transición energética y soluciones de almacenamiento constatando el avance de la digitalización y la hibridación de sistemas, subrayando la importancia de acelerar la rehabilitación energética.

Finalmente, MATELEC se ha consolidado como cita clave para todo el sector de la electrificación, la automatización, los materiales y la eficiencia en edificios y entornos industriales, con una oferta que ha puesto el foco en la digitalización y la gestión energética, reforzando su valor como plataforma para impulsar un modelo eléctrico más eficiente y conectado. Este proyecto ha contado con el patrocinio principal de Simon, quien presentó CLUB by Simon, un espacio diseñado para el instalador profesional.

Jornadas técnicas: visión 360º sobre el futuro energético y del parque edificatorio

Las jornadas técnicas en C&R, MATELEC y GENERA ofrecieron una visión integral del futuro energético, abordando climatización, calidad del aire, electrificación, automatización y energías renovables. Se analizaron cómo la IA, la digitalización y las nuevas normativas están transformando la operación de edificios y las instalaciones técnicas, así como los desafíos para descarbonizar el parque edificado. Los debates resaltaron que la transición energética requiere un enfoque integrado, combinando renovables, eficiencia, sistemas inteligentes y rehabilitación para mejorar rendimiento, salud y resiliencia de los edificios.

En C&R, las jornadas destacaron la creciente relevancia de la calidad del aire interior, la integración de ventilación, filtración y monitorización, y el papel de la IA para optimizar el mantenimiento y adaptar la climatización a escenarios climáticos cambiantes. También se subrayó que tecnologías ya maduras —como la bomba de calor, la rehabilitación integral o los sistemas híbridos— permiten avanzar en la descarbonización del parque edificado, siempre que exista un marco regulatorio estable. Se completó con sesiones prácticas en el Taller de Climatización, organizado por Agremia; el Taller de Refrigeración, por AEFYT; Ágora de Data Centers, Ágora de Regulación y Control y la iniciativa Nuevos Talentos.

En el caso de La Semana Internacional de la Electrificación y la Descarbonización, se desarrolló una agenda especializada que puso el foco en los contenidos estratégicos claves para la reindustrialización verde y la transformación del tejido productivo, además de la flexibilidad de la demanda y la electrificación. Esta programación se articuló a través del Global Forum, que reforzó la visión común de este proyecto con debates institucionales y sectoriales impulsados por entidades como IDAE, quien a través del Secretario de Estado de Energía, inauguró las tres ferias, y participó en una jornada para impulsar la cadena de valor renovable made in Spain, además de AFME, APPA, CIDE, AEPIBAL, ENTRA, APLIQA, SOLARTYS o AEDIVE, y culminó con la presentación del Informe OREVE 2025, de la mano de AFME sobre la rehabilitación y el estado de la electrificación del parque de viviendas, un observatorio que incluye a las principales asociaciones sectoriales. 

Además, el programa de actividades contó con espacios destacados como el Foro Genera Solar (UNEF), donde se abordó el autoconsumo, almacenamiento e innovación fotovoltaica; el Mundo del Instalador (FENIE), que destacó por sus talleres formativos y la celebración XVIII Concurso de Jóvenes Instaladores; el Foro CAE’s (ANESE y A3E) donde se analizó la eficiencia energética y la certificación de ahorro; y el Foro KNX donde se presentaron las mejores experiencias en automatización y domótica y los Foros en el Centro de Convenciones Norte, desarrollados por múltiples asociaciones como COGEN, AEH2, AEEólica o ASIT, entre otras, configurando un recorrido completo por todas las áreas que impulsan la electrificación, la digitalización y la eficiencia.

El contenido del programa se centró en reindustrialización y electrificación verde, renovables, autoconsumo, almacenamiento y comunidades energéticas, así como en instalación eléctrica, materiales, CAE’s y automatización, destacando el papel de las infraestructuras en la descarbonización

Reconocimiento a la excelencia

Además, IFEMA MADRID ha sido escenario del reconocimiento a la excelencia, desde los perfiles más jóvenes hasta los más veteranos de la industria. 

El Premio Climatización y Refrigeración, que bienalmente otorga el Comité Organizador de C&R en reconocimiento a los profesionales con toda una vida de especial dedicación al desarrollo, progreso y mejora del sector, ha destacado la labor de Luis Mena, director general de Daikin España.

Por su parte, Carlos Larraz ha ganado el título de Mejor instalador Novel 2025 en la final del XVIII Concurso Nacional de Jóvenes Instaladores organizada por FENIE (Federación Nacional de Empresarios de Instalaciones Eléctricas, Telecomunicaciones y Climatización de España) en MATELEC.

La celebración simultánea de C&R, GENERA y MATELEC ha sido capaz de agrupar en un único espacio la producción energética, la gestión inteligente, la eficiencia, la climatización, la digitalización de edificios y las instalaciones. Esta visión facilita que la industria afronte la transición energética como un proceso sistémico y no segmentado, donde cada eslabón influye directamente en los objetivos de sostenibilidad y competitividad.

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El Reino Unido ya ha logrado importantes avances en el sector del almacenamiento en baterías en 2025, con 7,86 GW / 11,8 GWh de almacenamiento en baterías a gran escala ya operativos, y casi 2 GW / 3,5 GWh añadidos solo en los primeros diez meses de 2025, lo que supone un aumento interanual del 36 %. En consonancia con esta tendencia positiva, el proyecto Thorpe Marsh será el mayor proyecto de baterías del Reino Unido y uno de los proyectos de baterías stand alone más ambiciosos del mundo.

Como proveedor de tecnología, Sungrow suministrará unidades de su PowerTitan 2.0 BESS con una capacidad de almacenamiento de energía de 1,6 GW / 3,3 GWh, suficiente para abastecer de energía a más de 785 000 hogares al año y capaz de exportar más de 2000 GWh al año. Al añadir una capacidad equivalente a más del 20 % de toda la flota de baterías actual del Reino Unido, el proyecto representa un momento crucial en el camino de la región hacia la resiliencia energética.

«Este es un momento histórico para la transición energética del Reino Unido y para la industria mundial del almacenamiento de energía», afirmó James Li, director de ESS Europe en Sungrow. «Estamos orgullosos de apoyar a Fidra Energy y a todos los partners en la ejecución de un proyecto que establecerá nuevos estándares en cuanto a escala y rendimiento. Thorpe Marsh demuestra cómo la tecnología de vanguardia en baterías puede acelerar el cambio hacia un sistema energético más limpio y resistente. El compromiso de nuestro equipo de proporcionar el máximo nivel de apoyo a nuestros partners es la piedra angular de nuestra estrategia para allanar el camino hacia un futuro sostenible».

Soluciones flexibles para satisfacer escalas sin precedentes

El PowerTitan 2.0 es una solución totalmente refrigerada por líquido y modular diseñada para aplicaciones a gran escala. Diseñado para maximizar la eficiencia y la fiabilidad, al tiempo que simplifica la instalación, el PowerTitan 2.0 ofrece la flexibilidad necesaria para proporcionar un rendimiento constante a una escala sin precedentes, como es el caso del proyecto Thorpe Marsh.

«Sungrow ha demostrado que será un socio excelente, y estamos deseando trabajar con ellos para apoyar nuestras ambiciones de crecimiento en el Reino Unido y Europa», afirma Chris Elder, director ejecutivo de Fidra Energy.

Una importante inversión respalda el potencial de Thorpe Marsh

El proyecto obtuvo una inversión de aproximadamente 750 millones de libras esterlinas y contó con el respaldo de EIG, el Fondo Nacional de Riqueza del Reino Unido y un sindicato de prestamistas internacionales que incluye a Natwest, Santander CIB, Deutsche Bank AG, Societe Generale y Standard Chartered Bank, entre otros. La construcción ya ha comenzado y la puesta en marcha está prevista para mediados de 2027.

Thorpe Marsh también cuenta con acuerdos de compra a largo plazo con EDF, Octopus Energy y Statkraft, que cubren alrededor del 80 % de su capacidad, además de una adjudicación del mercado de capacidad por parte del Gobierno del Reino Unido por un periodo de 15 años a partir de 2028. En conjunto, estos acuerdos proporcionan una base de ingresos estable para una de las instalaciones de almacenamiento más ambiciosas jamás financiadas.

Impulsando la ambición energética del Reino Unido más allá de Thorpe Marsh 

Además del proyecto Thorpe Marsh, Sungrow también suministrará sus innovadoras soluciones al proyecto ESS West Burton C de 500 MW/1,1 GWh. Este último cuenta con el apoyo de EIG y el Fondo Nacional de Riqueza y también será desarrollado por Fidra Energy.

A medida que el Reino Unido avanza rápidamente hacia su objetivo de energía limpia para 2035, los proyectos de baterías a gran escala como Thorpe Marsh son esenciales para integrar la generación renovable, suavizar la intermitencia y apoyar la estabilidad de la red. Desde el Reino Unido hasta Bélgica, Irlanda, los Países Bajos y Finlandia, Sungrow se compromete a promover el almacenamiento de energía de vanguardia que permita la transición hacia la energía limpia en toda Europa y más allá, para todos.

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La ecuación financiera de las renovables en la región está cambiando. Según Héctor Nuñez, North Latam Director de Sungrow, la drástica caída en los precios de los sistemas de baterías hace que un parque híbrido ya sea más viable que una central convencional para brindar energía 24×7. 

“Un parque solar con almacenamiento puede tener un CAPEX menor que una central térmica y construirse más rápido”, afirmó durante la quinta edición del encuentro Future Energy Summit (FES) Colombia. 

Este cambio no solo mejora la competitividad del sector, sino que transforma la manera en que se diseñan y financian los nuevos proyectos, de manera que el ejecutivo detalla que este salto tecnológico entre FV + BESS se podría materializar en el país en el corto plazo.

Para la empresa, esto significa que los parques híbridos —solar más baterías— no sólo son una solución tecnológica, sino una alternativa económica superadora frente a las centrales convencionales.

Y cabe recordar que Sungrow acumula 1,4 GW en contratos fotovoltaicos firmados en Colombia, de los cuales casi 1 GW ya está inyectando energía a la red. Además, la compañía fue adjudicada con un sistema BESS de casi 7 MWh, en operación actualmente, acoplado en DC a un inversor fotovoltaico. Se trata de uno de los primeros casos en el país de integración avanzada entre generación solar y storage.

En esa línea, el Proyecto de Resolución N° 701-103 de 2025 de la CREG es vista como un paso positivo, ya que establece las condiciones técnicas, comerciales y operativas para la integración de Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB) en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), y por tanto, podría evitar vertimientos solares que hoy ocurren por los plazos de desarrollo y construcción de líneas de transmisión.

Sin embargo, uno de los cuellos de botella más relevantes para el avance de las ERNC en Colombia es la conexión de proyectos a la red. A juicio de Núñez, agilizar los permisos es fundamental para que la oferta energética crezca al ritmo de la demanda.

Incluso, desde el gobierno actual remarcaron en diversas oportunidades que diversos proyectos con puntos de conexión asignados desde gestiones anteriores no mostraban avances reales, por lo que se determinó liberar más de 5000 MW de la red para nuevos parques renovables. 

Expectativas de crecimiento y experiencia regional

Aunque Sungrow históricamente se ha enfocado en proyectos a gran escala, el mercado colombiano también ha despertado su interés en la generación distribuida. Según Nuñez, hay atractivo en segmento de minigranjas de 1 MW, que ofrecen ventajas como conexión más rápida y menor complejidad regulatoria. 

“Estamos apuntando ahora ese mercado y hemos tenido una explosión de ventas muy interesante. Ese segmento crecerá mucho, lo que ayudará a diversificar la matriz para que las renovables sean más del 12% de participación”, indicó durante FES Colombia. 

Asimismo, la compañía no solo apuesta fuerte por Colombia, sino que a nivel regional ya ha suministrado más de 25 GW solares y superado los 10 GWh en contratos de almacenamiento, lo que respalda su visión de que la tecnología ya está madura. 

“Queremos llevar esa experiencia al caso colombiano”, afirma Nuñez. Desde su punto de vista, el desarrollo futuro dependerá de factores clave como la permisología, licenciamiento ambiental y disponibilidad de financiamiento, pero resalta que los equipos de Sungrow están preparados para adaptarse incluso a cambios normativos o técnicos.

“Hay una necesidad de crecimiento de oferta ante el aumento de la demanda”, concluyó, y dejó claro que el storage ya no es solo una promesa tecnológica, sino una solución financiera viable y una palanca real para la transición energética.

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El Directorio Ejecutivo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) aprobó un préstamo de USD 70 millones bajo la modalidad de Préstamo de Inversión Específica (ESP) para apoyar la expansión del sistema de transmisión de alta tensión y el fortalecimiento institucional de la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) en Paraguay.

Esta operación constituye la tercera etapa de una Línea de Crédito Condicional para Proyectos de Inversión (CCLIP, por sus siglas en inglés) de USD 400 millones, aprobada en mayo de 2020 para financiar el Programa de Inversiones en Energía Sostenible del país.

El proyecto busca incrementar la confiabilidad y capacidad máxima de transmisión eléctrica del Sistema Interconectado Nacional (SIN), así como mejorar la eficiencia y flexibilidad operativa de la red de transmisión en el Área Metropolitana de Asunción (AMA). Además, contempla el fortalecimiento de la gestión del sistema de comercialización de ANDE mediante la modernización de su sistema informático.

El proyecto en general beneficiará a 1,8 millones de clientes del Sistema Interconectado Nacional (SIN) a nivel nacional, contribuyendo a mejorar la calidad del servicio y la atención al cliente. De manera más específica, impactará directamente a 1,2 millones de usuarios en el Área Metropolitana de Asunción (AMA), asegurando un suministro eléctrico más confiable, flexible y eficiente.

El proyecto apoyará la adquisición del predio y derechos de servidumbre para las líneas de transmisión, la construcción de la subestación Emboscada en el área metropolitana, la reconfiguración de dos líneas de transmisión en 500kV existentes, y la interconexión de la nueva subestación con la red de 220kV mediante de la construcción de dos líneas de transmisión de 220kV.

Asimismo, impulsará la implementación de un sistema informático moderno e integrado para optimizar la gestión comercial de ANDE, junto con actividades de fortalecimiento institucional que incluyen capacitación técnica y operativa, y planificación estratégica.

El préstamo de USD 70 millones tiene un plazo de amortización de 24 años y medio, un período de gracia de 6 años, una tasa de interés basada en SOFR y una contrapartida local de USD 16.4 millones.

La operación se complementa con un cofinanciamiento de USD 70 millones del Banco Europeo de Inversiones (BEI) y un aporte no reembolsable de USD 11,5 millones proveniente de la Facilidad de Inversión para América Latina y el Caribe (LACIF) de la Unión Europea.

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Marcelo Álvarez, actual responsable de Relaciones Institucionales & Desarrollo en Coral Energía, fue elegido nuevo presidente de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) para el período 2026-2027.

Lo acompañarán como vicepresidente Agustín Siboldi, socio en O’Farrell; Martín Dapelo, socio fundador de On Networking; como secretario; y Alejandro Parada, gerente de Proyecto en Silvateam, hará lo propio como tesorero de CADER.

La elección de los miembros titulares y suplentes de la Comisión Directiva y del Revisor de Cuentas para el período 2026 – 2027 se llevó a cabo durante la Asamblea Ordinaria de socios, en la cual también se evaluó la gestión de la Comisión Directiva saliente, entre ellos Memoria, Balance, Inventario e Informe de Revisor de Cuentas del ejercicio cerrado al 30 de junio de 2025.

Luego de la Asamblea Ordinaria, los socios de CADER presentes compartieron el tradicional brindis de fin de año junto a representantes de diversas empresas asociadas, que sirvió como oportunidad para celebrar los logros alcanzados durante 2025, agradecer el acompañamiento y renovar el compromiso conjunto de seguir trabajando por el desarrollo sostenible del sector energético en Argentina, de cara a los desafíos que traerá el 2026.

De este modo, Marcelo Álvarez vuelve a la presidencia de la Cámara Argentina de Energías Renovables tras cuatro años desde su última gestión, ya que estuvo al frente de la entidad a lo largo de tres períodos directivos entre 2015 y 2021.

Asimismo, forma parte de la Junta Directiva y coordinador del Task-Force LATAM del Consejo Mundial de Energía Solar (Global Solar Council – GSC), entidad que incluye asociaciones que representan tanto a mercados emergentes como maduros, así como a empresas de toda la cadena de suministro solar.

A continuación, la conformación de la nueva Comisión Directiva de CADER:

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La región de Ñuble avanza hacia un suministro eléctrico seguro y confiable, gracias al inicio de los trabajos de la Línea 66 kV Charrúa-Chillán, obra propiedad de CGE Transmisión, los cuales dispondrán de la nueva infraestructura en un plazo máximo de 24 meses, con una inversión cercana a los US$45 millones.

Por ello, este jueves 20 de noviembre, autoridades regionales y nacionales, junto a representantes de la academia, gremios y organizaciones productivas locales, se congregaron para celebrar la “Primera Piedra” del proyecto, en una especial ceremonia, encabezada por el Subsecretario de Energía, Luis Felipe Ramos Barrera.

“Este hito para el desarrollo energético regional fue concretado gracias al “Plan Especial Ñuble”; impulsado por el Gobierno del presidente, Gabriel Boric Font, mediante la “Ley de Transición Energética”, promulgada en San Carlos, Ñuble el pasado 20 de diciembre de 2024, y que propició el marco regulatorio que permitió destrabar proyectos emblemáticos, que otorgarán la potencia suficiente para las demandas de consumos condicionadas y proyectadas. A su vez, esto permitirá impulsar la capacidad de transmisión, dinamizando el desarrollo productivo de la región”, indicó el Subsecretario Ramos.

Las obras triplicarán la potencia de la línea, de 30 a 90 MVA, garantizado la cobertura de la demanda actual y proyectada, con holgura. Además, desde otra mirada, las faenas para la construcción de esta obra implican la contratación de mano de obra local calificada, compromiso de la Compañía General de Electricidad (CGE), abriendo oportunidades laborales para vecinas y vecinos de Ñuble, propiciando puestos laborales estable durante, al menos, 24 meses.

Desde la Delegación Presidencial Regional de Ñuble, el delegado, Rodrigo García Hurtado, aplaudió el inicio de las obras y agregó que “la Línea Charrúa-Chillán representa un avance estratégico para enfrentar el crecimiento urbano e industrial de Ñuble. La estabilidad energética que proporcionarán es fundamental para el desarrollo de nuevas viviendas, industrias y servicios, lo que se traduce en una mejora directa en la calidad de vida para las familias ñublensinas”.

Para CGE Transmisión, esta obra marca un precedente para Ñuble, así lo afirmó su Gerente General, Iván Quezada Escobar, quien añadió “destacaría y no me olvidaría de agradecer al Presidente Boric por haber impulsado la ley, pero asimismo quiero agradecer al exministro Pardow, quien fue uno de los grandes impulsores de la Ley de Concesión Energética que finalmente hoy día termina consumándose en el punta pie de iniciar la construcción de esta obra”.

A su vez, desde la cartera energética local, el Seremi, Dennis Rivas Oviedo, indicó que “este proyecto estaba decretado desde 2018, pero con el apoyo del Ministerio de Energía, mandatado por el presidente, Gabriel Boric, y tras la articulación y trabajo conjunto de todos los entes regionales vinculados, se concretó el cambio de valores necesario para que la compañía responsable comience con las faenas de esta importantísima obra para el desarrollo regional”.

También, desde la mirada local, el Seremi de Economía, Juan Pablo Arévalo Yáñez, destacó la importancia de la Línea y agregó que “con la concreción de este tipo de proyectos nuestra región se continúa desarrollando con fuerza y posicionándose como un territorio preparado para impulsar a los sectores productivos, propiciando las condiciones requeridas para la llegada y ejecución de nuevas y mejores inversiones. Esto se traduce directamente en más empleos de calidad y un mayor bienestar para todas las familias de nuestra región”.

Ahora, la región afronta el futuro a corto y mediano plazo con la certeza de un respaldo energético para toda la demanda proyectada, lo cual se reforzará con la próxima obra a iniciar: la Línea Monterrico-Cocharcas.

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Generadora Metropolitana —propiedad de AME y EDF power solutions Chile— inició oficialmente la construcción de Dune Plus, uno de los proyectos de almacenamiento de energía más grandes de Chile, ubicado en María Elena, Región de Antofagasta. 

La iniciativa integra los proyectos Dune y La Pampina: el primero incluye un sistema BESS de 333 MW con una duración de 4 horas, y el segundo una planta fotovoltaica de 186 MWp y un sistema BESS de 175 MW con duración de 4 horas. En conjunto, incorporarán 406 contenedores de baterías, más de 297.000 paneles y más de 150 transformadores, en una superficie total de 186 hectáreas.

Dune Plus obtuvo financiamiento de bancos internacionales bajo una estructura de project finance sin recurso, que incluye un crédito a plazo y garantías asociadas de BNP Paribas Securities Corp., Crédit Agricole Corporate and Investment Bank, MUFG Bank, Ltd., Société Générale y Sumitomo Mitsui Banking Corporation, además de un crédito IVA otorgado por Banco de Crédito e Inversiones.

“Con este proyecto reafirmamos nuestro compromiso con la descarbonización, entregando energía limpia y fortaleciendo la seguridad del sistema. Dune Plus marca un hito para Generadora Metropolitana, no solo por su escala y complejidad, sino también porque cuenta con respaldo financiero internacional que nos permitirá consolidar nuestro crecimiento, capacidad de almacenamiento y liderazgo en la transición energética en Chile”, señaló Diego Hollweck, CEO de Generadora Metropolitana.

La energía de Dune Plus abastecerá un contrato de 15 años y 1.000 GWh con Codelco, una de las compañías mineras más grandes del mundo, y será inyectada al Sistema Eléctrico Nacional.

Cesar Norton, presidente de AME, afirmó: “El lanzamiento de Dune Plus reafirma la capacidad de Generadora Metropolitana para entregar proyectos complejos que combinan innovación, sostenibilidad y visión de largo plazo. Es una prueba concreta de cómo Chile puede liderar la integración de energías renovables y almacenamiento a gran escala, fortaleciendo su competitividad y seguridad energética. En AME seguimos comprometidos con impulsar iniciativas que eleven los estándares de la transición energética y posicionen a Chile como un actor clave global”.

EDF power solutions Chile destacó el impacto del proyecto, que refleja la experiencia industrial de la compañía. Joan Leal, CEO de EDF power solutions Chile, enfatizó que “Dune Plus es un ejemplo concreto de nuestra visión y capacidad para impulsar proyectos innovadores y de gran escala que aportan de manera real a la transición energética. A través de esta asociación, reafirmamos nuestro compromiso de apoyar a empresas estratégicas como Codelco en su proceso de descarbonización y de construir un sistema energético más seguro y sostenible”.

Especificaciones técnicas:

El proyecto Dune Plus incluye una capacidad total de almacenamiento de 509 MW / 2036 MWh (4h).

Está compuesto por un Sistema de Almacenamiento de Energía (ESS) independiente ubicado dentro de CEME1 (Dune BESS, 333,5 MW / 1.334 MWh) y por una Planta Renovable con Capacidad de Almacenamiento (CRCA) llamada La Pampina, que integra una planta fotovoltaica de 186 MWp junto con un sistema de almacenamiento de 175,5 MW / 702 MWh (4h).

Además, incluye una sala eléctrica de 33 kV para la interconexión con CEME1, la planta solar de Generadora Metropolitana, lo que permitirá una operación integrada del sistema.

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Guatemala ajusta su política energética con una visión clara: corregir el rumbo del Programa de Expansión de Transmisión 3 (PET-3) e iniciar el despliegue del Programa de Expansión de Generación 5 (PEG-5). Ambos instrumentos se posicionan como claves para una transición energética sólida, centrada en una red eléctrica confiable y una matriz diversificada.

En este contexto, el viceministro de Energía y Minas, Juan Fernando Castro Martínez, afirmó a Energía Estratégica: “Sin transmisión no hay transición, es fundamental”, subrayando que el país debe fortalecer su infraestructura para sostener la política energética y habilitar nueva generación limpia. El funcionario reconoció que la licitación del PET-3 no arrojó los resultados esperados, pero aclaró que se están realizando las enmiendas necesarias.

El PET-3, aunque fallido en su proceso licitatorio, no quedará desechado. Varias de sus obras serán ejecutadas por otras vías. El caso más emblemático es la línea de transmisión hacia Petén, cuya licitación directa por parte del INDE ya está prácticamente lista. Desde el Ministerio aseguran que el proyecto será retomado porque existen mecanismos legales para ello.

El PET-3 fue concebido como un plan integral para ampliar y modernizar el sistema de transmisión eléctrica del país, con obras estratégicas destinadas a fortalecer la conexión entre las regiones norte y centro. Sin embargo, la licitación pública no logró atraer suficiente interés ni ofertas viables, lo que obligó a revisar sus condiciones y dividir su ejecución en etapas más flexibles, recurriendo a mecanismos como la contratación directa, donde la ley lo permite.

Mientras tanto, el PEG-5 ya se encuentra en revisión por parte de los actores del sector. A diferencia de su antecesor, se plantea desde una lógica más pragmática, aprendiendo de los errores pasados. El objetivo es ampliar y fortalecer la infraestructura necesaria para responder a la creciente demanda y habilitar nuevos nodos de generación.

Este nuevo programa se enmarca en el esfuerzo por diversificar las fuentes de generación, integrando proyectos hidroeléctricos, solares y de biomasa, e incorporando criterios técnicos más estrictos desde su diseño. El enfoque preventivo busca evitar fallas como las del PET-3, garantizando desde el inicio la viabilidad financiera y técnica de cada componente.

Desde el Ejecutivo también valoran positivamente el respaldo legislativo. Un grupo de diputados presentó una iniciativa para agilizar la ejecución de proyectos de transmisión. Y, en caso de que no se logre avanzar con licitaciones públicas, se contemplan alternativas previstas por la ley de contrataciones del Estado, como la adquisición directa, siempre bajo procesos transparentes.

De hecho, se espera que proyectos estratégicos como el cierre técnico de los 59 pozos de Campo Chan, así como los trabajos en la fundería, tengan definiciones concretas a inicios del próximo año. Para ello, el Ministerio solicitará un incremento presupuestario, dado que “no hay otro camino”, según expresó el viceministro.

Durante su participación en un foro empresarial, Castro Martínez remarcó que el sector privado será decisivo en este proceso de transformación energética. También hizo referencia al rol histórico del Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE), entidad que ha impulsado durante décadas la diversificación de las matrices en la región. En el caso de Guatemala, destacó iniciativas como la central hidroeléctrica Chabal y la planta de bioeléctrica San Antonio, que funcionan como ejemplos de innovación y sostenibilidad.

La transición energética de Guatemala está en marcha, aunque enfrenta desafíos operativos y regulatorios. El Gobierno apuesta por corregir procesos fallidos, abrir nuevas rutas legales para la ejecución de obras y establecer alianzas con el sector privado. Con decisiones que ya se encaminan para principios del próximo año, la administración busca consolidar una matriz energética moderna, resiliente y limpia.

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En un contexto de alta competitividad global en el sector solar, la agrovoltaica se posiciona como una alternativa rentable. La tecnología gana tracción en Europa y comienza a abrirse paso en América Latina, mientras los fabricantes responden con soluciones específicas adaptadas a esta nueva demanda.

“La agrovoltaica está muy apoyada y subvencionada por todos los gobiernos, no solo en Europa, sino que ahora va a empezar a ser un referente en América Latina”, aseguró José Oscar Rubio González, director comercial de SL Rack, una empresa fabricante de sistemas de montaje fotovoltaicos que se encuentra trabajando activamente en este segmento.

España es uno de los países que avanza en el marco regulatorio para integrar esta tecnología. Recientemente, el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) lanzó ayudas por 77 millones de euros destinadas a 62 proyectos agrovoltaicos, que deberán incluir sensores, parcelas testigo y un seguimiento técnico de cinco años.  

Además, el Ministerio de Agricultura lanzó una consulta pública que incluye a la agrovoltaica en el artículo 9 sobre pagos directos de la Política Agraria Común (PAC), aunque el desafío sigue siendo articular esta tecnología con las ayudas agrícolas tradicionales. 

Si bien el país avanza con proyectos piloto, el sector reconoce que el mercado aún “va un paso atrás” frente a países como Italia, que define metas claras en su PNIEC, o Francia y Alemania, que ya regulan el bienestar animal en los marcos agrovoltaicos. El futuro del modelo dependerá de cómo se articule la regulación energética con la PAC y las necesidades del sector agrícola.

José Oscar Rubí González, director comercial de SL Rack,

Por su parte, América Latina avanza con experiencias en fase piloto. En Chile, se instaló un sistema de 22 kW sobre un huerto de cerezos en Maule de la empresa NobleFruit con la participación de siete instituciones, entre ellas Solar Energy Research Center (SERC Chile); en Colombia, los parques solares Guamo y Numbana integran pastoreo de camuros bajo paneles en proyectos de hasta 9,9 MW desarrollados por Erco Energía y LONGI; mientras que en Uruguay, se desarrolla la primera planta agrofotovoltaica en Durazno, impulsada por la Universidad Tecnológica del Uruguay (UTEC). 

En cuanto al mercado solar fotovoltaico tradicional, Rubí González observa un notable dinamismo en Centroamérica y el Caribe, donde SL Rack ya firmó un proyecto de 55 MW y espera cerrar otros 100 MW antes de fin de año.

“Tenemos muchas expectativas puestas en Guatemala, Panamá, Honduras, El Salvador y, sobre todo, en el Caribe”, aseguró el ejecutivo en diálogo con Energía Estratégica, en el marco de la cobertura de GENERA 2025.

Además, indicó que siguen con atención los avances en Colombia y Perú, mercados donde mantienen una postura expectante. En cuanto a México, afirmó que “es la gran incógnita”, y añadió: “Dependiendo de cómo veamos el mercado, daremos el paso o no”.

Estas proyecciones regionales ya habían sido adelantadas por Rubí González durante su participación en Future Energy Summit (FES), donde analizó el potencial del mercado centroamericano y las oportunidades en grandes plantas solares en Latinoamérica. En esa instancia, destacó la necesidad de adaptar soluciones técnicas a cada realidad nacional.

Revive la entrevista en Future Energy Summit (FES): https://youtu.be/IwWJ4BHHBu8?si=b4wTk_8ftCwMO_eK 

En Europa, la empresa se encuentra ejecutando desarrollos agrovoltaicos de entre 5 y 20 MW, con la mirada puesta en alcanzar los 100 MW en los próximos años. En la región ibérica en particular, el foco está puesto en autoconsumos industriales de menor escala, pero apuestan por dar el salto a utility scale a corto plazo. Además, durante el encuentro FES Caribe, el ejecutivo había asegurado que SL Rack cerró contratos marco con clientes de España, Italia, Alemania y Holanda, lo que les garantiza una base sólida para encarar el año con proyecciones positivas en estos mercados.

Los objetivos para 2026 en Iberia y América Latina son concretos. SL Rack apunta a ejecutar al menos 70 MW, articulando instalaciones adaptadas a las necesidades del modelo agrovoltaico.

“En Europa, y principalmente en el mercado español, el próximo año volveremos a hablar de proyectos utilities que se han dejado de hacer. Los cuales apuestan mayoritariamente por seguidores”, analizó el referente de SL Rack.

Además, destacó que durante el segundo semestre de 2025 ya observan un repunte en el autoconsumo industrial, un segmento donde están trabajando activamente y en el que proyectan expectativas aún mejores para 2026.

Óscar Rubio contó su historia en una entrevista realizada durante Future Energy Summit, la gira de eventos líder en Latinoamérica y España tiempo atrás que Energía Estratégica vuelve a compartir.

Nuevo desarrollo: SL Track, la apuesta técnica para agrovoltaica

Con este panorama, la compañía eligió GENERA para presentar su nuevo desarrollo: el seguidor SL Track, una estructura diseñada para responder a los requerimientos técnicos del modelo agrovoltaico. Se trata de un diseño monoposte que permite una inclinación de hasta 90 grados, lo que mejora la eficiencia solar y optimiza el uso agrícola del suelo.

“Somos el único fabricante que puede ofrecer esa inclinación con un sistema de disco que garantiza una fijación absoluta en cada posición”, explicó Rubí González. Esta característica permite enfrentar con seguridad las condiciones de viento extremo, especialmente en zonas como el Caribe.

La solución es compatible con configuraciones 1P y 2P, adaptándose a cualquier tipo de terreno y manteniendo costes de mantenimiento bajos. Además, la compañía ofrece esquemas de producción flexibles, con fabricación 100 % europea o 100 % china, según el tipo de proyecto.

La estructura admite rotación de hasta 90° en menos de seis minutos, con un rango de movimiento total de 153°. Su diseño premontado y compacto permite un montaje ágil, y es apta para terrenos con inclinaciones de hasta 10°. Cada fila integra motores de 300 W, control inteligente, comunicación inalámbrica y funciones específicas para nieve, tormenta y mantenimiento.

Ficha técnica del producto: https://www.sl-rack.es/fileadmin/user_upload/downloads/Datenblaetter/SL_Tracker/SL_Rack_Tracking_System-Ficha_tecnica-ES.pdf

Como detalle distintivo, la empresa también produce su propia cerveza artesanal, lo que refuerza su identidad de marca y genera cercanía con el cliente en ferias y eventos.

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América Latina y el Caribe enfrentan un desafío estructural: la energía renovable crece, pero la red eléctrica no acompaña. En 2024, se vertieron más de 53.000 GWh por falta de capacidad para evacuar la generación, lo que equivale al 3,2% de toda la electricidad producida en la región. Esos vertimientos significaron una pérdida directa cercana a los USD 7.000 millones. Energía limpia, generada y pagada, que nunca llegó a los usuarios.

Esta situación está lejos de ser excepcional. Con la electrificación del transporte y la industria en marcha, las renovables en expansión y los eventos climáticos extremos más frecuentes, la red ya no es solo un canal de conexión: es el corazón del sistema energético. Pero ese corazón está saturado.

Un nuevo informe del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) plantea que la infraestructura de transmisión debe ser tratada como una política de desarrollo, no solo como un componente técnico del sistema. Las demoras en ejecución, la falta de planificación anticipada y la rigidez de los marcos regulatorios están frenando inversiones y comprometiendo objetivos climáticos.

Para enfrentar este cuello de botella, el estudio recomienda una transformación profunda en la forma de planificar. Se propone dejar atrás los esquemas lineales y centralizados, y avanzar hacia modelos de planificación resiliente, multisectorial y con visión territorial. Esto incluye anticiparse a la demanda futura, incorporar criterios climáticos y articularse con autoridades ambientales, financieras y sociales desde el inicio de los proyectos.

Además, pone sobre la mesa soluciones tecnológicas concretas que hoy están subutilizadas. Las llamadas Grid Enhancing Technologies (GET) —como sensores, automatización y controladores de flujo— pueden aumentar la capacidad de las líneas existentes sin necesidad de grandes obras. Son más rápidas de implementar y menos conflictivas desde el punto de vista ambiental y social. Sin embargo, los marcos regulatorios actuales no las consideran parte de los planes de expansión, lo que desalienta su adopción.

El salto de escala en la red necesita respaldo financiero. Según el informe, la región debería invertir entre USD 6000 y 8000 millones por año hasta 2030 para sostener el crecimiento renovable. A 2050, esa cifra podría triplicarse. Pero los niveles actuales están muy por debajo: en 2022 se movilizaron apenas USD 3300 millones para transmisión.

El problema no es solo fiscal. El modelo de negocio de la transmisión no está atrayendo capital privado, en parte porque los ingresos no son previsibles, los procesos licitatorios son lentos y los esquemas de remuneración siguen anclados en la infraestructura física, sin premiar eficiencia ni desempeño. El BID propone actualizar estos marcos, incorporar mecanismos de mitigación de riesgo y aprovechar instrumentos financieros climáticos.

A esto se suman los cuellos de botella normativos. El licenciamiento ambiental y social sigue siendo uno de los grandes desafíos. La falta de digitalización, los trámites redundantes y la baja capacidad técnica de las autoridades generan incertidumbre jurídica, desincentivan inversiones y dilatan obras clave. Según el estudio, hay oportunidades claras para acelerar sin comprometer estándares, a través de procesos más transparentes, reglas claras y participación temprana de las comunidades.

Por último, el informe pone el foco en la integración energética regional. Conectarse entre países no es solo una cuestión de eficiencia: es una garantía frente a los riesgos climáticos y una herramienta clave para reducir costos. Se estima que una mayor interconexión permitiría bajar hasta un 15% el costo de generación regional. Pero hoy, los avances son marginales. Faltan planificación coordinada, reglas armonizadas y voluntad política.

“Los intercambios transfronterizos se convierten en un componente clave no solo para la eficiencia económica sino para la seguridad energética y la resiliencia del sistema”, advirtieron los autores del informe.

Más allá del diagnóstico, el mensaje es claro: sin transmisión, no hay transición. El informe concluye que invertir en redes no debe verse como un gasto sectorial, sino como una apuesta estructural por un desarrollo económico resiliente, equitativo y territorialmente integrado. La pregunta es si los gobiernos y reguladores de la región están listos para tratar a la red como lo que es: la columna vertebral de la energía del siglo XXI.

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SISENER participa en la edición 2025 del PV Book, el catálogo digital elaborado por Energía Estratégica, con una propuesta tecnológica orientada a resolver los desafíos estructurales de la industria renovable: intermitencia, eficiencia, integración y rendimiento operativo. Con sede en Zaragoza y más de 250 profesionales, la firma española combina su historial como ingeniería energética con soluciones específicas para la nueva etapa de crecimiento renovable global.

El corazón de su propuesta es el diseño de sistemas híbridos inteligentes que integran tecnologías como fotovoltaica, eólica, BESS e incluso hidrógeno verde, ajustándose al potencial energético disponible en cada emplazamiento. Este enfoque permite configurar soluciones adaptadas a entornos con demanda de alta confiabilidad, donde la energía renovable debe operar de forma continua, predecible y segura.

Entre sus principales aplicaciones se destacan los sistemas aislados y los proyectos conectados a red —ya sea en ámbitos industriales o de gran escala—, aportando soluciones donde la integración tecnológica sea clave para reducir emisiones, minimizar interrupciones y mejorar la cobertura energética. El diseño personalizado permite ajustar el tamaño y configuración de las plantas de acuerdo con la disponibilidad de recursos y las necesidades de cada cliente.

Además, la compañía destaca por ofrecer una alta eficiencia y confiabilidad operativa, reduciendo tanto el CAPEX como el OPEX, al mismo tiempo que simplifica la integración con tecnologías emergentes como el hidrógezno verde y sistemas de respaldo.

Uno de los desarrollos más diferenciales de SISENER es SAGLAN, una plataforma all-in-one diseñada en conjunto con SAROEN, pensada para gestionar de forma integral plantas solares, eólicas y de almacenamiento, tanto en la etapa de construcción como en la de operación y mantenimiento (O&M).

Durante la obra, SAGLAN permite un seguimiento detallado del progreso mediante gemelo digital, lo que mejora la planificación, optimiza el uso de recursos y reduce costos asociados a demoras o sobredimensionamientos. En operación, emplea analítica avanzada basada en inteligencia artificial, lo que permite realizar ajustes proactivos y tomar decisiones con base en datos propios, mejorando el rendimiento general del activo.

La plataforma representa una respuesta concreta a la necesidad de contar con herramientas digitales que permitan controlar en tiempo real el comportamiento técnico y económico de cada planta, dotando al desarrollador de mayor autonomía y visión estratégica sobre su operación.

SISENER también incorpora modelización eléctrica avanzada para garantizar que cada planta opere de manera armónica con la red eléctrica. Esto incluye evaluaciones de impacto, coordinación de protecciones, análisis de flujos de carga y dimensionamiento óptimo, lo que permite optimizar los componentes técnicos, evitar errores de diseño y reducir pérdidas eléctricas.

Este tipo de modelado no solo evita sobrecostos por sobredimensionamiento, sino que también contribuye a elegir de forma precisa los equipos que deben instalarse, lo que impacta directamente en el rendimiento final del proyecto. A su vez, permite realizar estudios de expansión y refuerzo de redes, aportando un valor añadido para los desarrolladores que buscan proyectar crecimiento a mediano y largo plazo.

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El Gobierno Federal, a través de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), presentó la “Actualización de la Contribución Determinada a Nivel Nacional 3.0” (NDC 3.0), que establece los compromisos de México ante el Acuerdo de París para enfrentar la crisis climática: alcanzar un l 38.5 % de generación eléctrica por fuentes limpias en 2030 y 43.3 % para 2035.

Para ello, se proyecta que entre 2025 y 2030, cerca del 70 % de la nueva capacidad instalada provenga de energías renovables, principalmente solar fotovoltaica y eólica, acompañada de almacenamiento e infraestructura moderna.

La estrategia se sustenta en el Plan de Fortalecimiento y Expansión del Sistema Eléctrico Nacional 2025–2030, que incluye la ejecución de 21 nuevos proyectos de generación, distribuidos en siete parques eólicos, nueve solares y cinco de ciclo combinado, además de una serie de desarrollos tecnológicos en baterías y sistemas de almacenamiento.

La inversión pública para este plan asciende a 8177 millones de dólares estadounidenses, destinados a 275 nuevas líneas de transmisión y 524 obras adicionales en subestaciones eléctricas, lo que permitirá fortalecer la Red Nacional de Transmisión y mejorar la calidad y cobertura del servicio. Con estas obras, se estima que se beneficiarán 50 millones de personas en diferentes regiones del país.

Además de ampliar la generación limpia, la NDC 3.0 enfatiza la necesidad de retirar progresivamente las centrales convencionales de bajo desempeño ambiental, como parte de una transición justa. El documento señala que se desarrollará un plan para la sustitución estratégica de centrales termoeléctricas, que incluirá la remediación de suelos contaminados, el manejo seguro de materiales peligrosos y garantías para la seguridad del personal y las comunidades.

“Identificar oportunidades para la sustitución progresiva del combustóleo por gas en la generación de electricidad” es una de las acciones contempladas, en línea con la necesidad de disminuir la intensidad de carbono del sistema.

En paralelo, se impulsa la generación distribuida como vía para descentralizar la producción de energía y empoderar a las comunidades. La NDC establece metas concretas para incrementar esta tecnología en usuarios comerciales y residenciales de baja tensión. Esta estrategia se complementa con un programa de instalación de paneles solares para viviendas en el norte del país, enfocado en la democratización del acceso a energías limpias.

En el marco del Plan México, se integrará un portafolio inicial de 100 proyectos orientados a la ampliación y modernización de la red eléctrica. A su vez, se implementarán programas de acceso universal a la energía, con el fin de llevar electricidad a más de 500,000 hogares para 2030 y alcanzar una cobertura nacional del 99 %.

La dimensión industrial también ocupa un lugar central en la estrategia nacional. La NDC 3.0 propone mejorar el desempeño ambiental del sector productivo mediante medidas como la electrificación de procesos industriales, el uso de fuentes biogénicas y combustibles alternativos, y el fortalecimiento de la eficiencia energética y la circularidad de materiales.

El Gobierno subraya que estas transformaciones se llevarán a cabo en estrecha colaboración con el sector privado, promoviendo la modernización tecnológica e impulsando soluciones innovadoras que contribuyan a reducir la huella ambiental.

Además, el plan advierte que México está aumentando a una tasa de 3.2 ºC por siglo, más rápido que el promedio mundial, lo cual representa una llamada de atención para actuar con urgencia. En ese sentido, la transición energética se presenta no solo como una medida climática, sino también como motor de desarrollo económico, justicia social y soberanía energética.

En conjunto, la NDC 3.0 articula una política climática que apuesta por un modelo energético renovable, inclusivo y tecnológicamente avanzado. Con metas concretas, inversiones claras y una visión de largo plazo, México reafirma su compromiso por la transición energética.

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 Los 37 aerogeneradores de última tecnología que conformarán el parque eólico Caravelí, el más grande de la región Arequipa, llegaron al Perú desde China y México hasta el puerto de Paracas, informó la compañía Celaris Energy. 

La CEO de Celaris Energy, María del Pilar Matto, señaló que el proyecto avanza conforme al cronograma establecido y ha superado el 56 % de ejecución, consolidándose como la iniciativa de generación eólica de mayor escala en Arequipa. La ejecutiva indicó que este arribo refleja el compromiso de la compañía con el desarrollo de infraestructura renovable de gran escala y alto impacto bajo estándares internacionales, contribuyendo de manera decisiva a la transformación estructural del sistema energético peruano.

“Esta operación constituye un desafío logístico de alta complejidad, debido al traslado de componentes de gran dimensión a lo largo de más de 342 kilómetros de rutas con condiciones geográficas y operativas heterogéneas. Su ejecución ha demandado una planificación detallada, una articulación interinstitucional eficiente y la aplicación de capacidades técnicas especializadas necesarias para desarrollar infraestructura renovable de gran escala, como lo es Caraveli”, resaltó Matto.

La ejecutiva señaló que el proyecto ubicado en el distrito de Lomas, provincia de Caravelí es uno de los desarrollos de energía renovable en ejecución más relevantes en el Perú, pues demandará una inversión de alrededor US$ 240 millones, para lograr una capacidad instalada de 218 MW, lo que permitirá una generación estimada mayor a los 600 GWh anuales. 

“Este hito marca una nueva etapa en la diversificación de la matriz energética del Perú, impulsando un modelo más limpio, competitivo y alineado con los objetivos de descarbonización nacional. Para nosotros, es motivo de orgullo aportar al desarrollo del Perú con infraestructura moderna y sostenible, capaz de generar valor económico, social y ambiental en el largo plazo”, afirmó Matto.

Finalmente, la CEO de Celaris Energy destacó que el parque eólico Caravelí operará con energía certificada bajo el estándar International Renewable Energy Certificate (I-REC), un sello reconocido a nivel global que acredita el origen 100 % renovable de la generación eléctrica. Esta certificación respalda la trazabilidad y transparencia del proceso, garantizando que cada megavatio producido proviene de fuentes limpias y está libre de emisiones de gases de efecto invernadero, reafirmando así el compromiso de la compañía con una operación responsable y sostenible.

Datos:

• En 2025, Perú cuenta con 10 parques eólicos en operación, que en conjunto suman una capacidad instalada de 1.015 MW.
• Estas centrales eólicas se ubican principalmente en la costa y sierra del país, en regiones como Ica, La Libertad, Piura y Arequipa.
• La energía eólica aporta 6,5 % de la matriz eléctrica nacional.
• El Perú tiene un potencial eólico de 20 GW, del cual solo se aprovecha el 5 %.

La entrada Celaris avanza en la construcción del mayor parque eólico de Arequipa en Perú se publicó primero en Energía Estratégica.

El sistema eléctrico atraviesa una evolución sin precedentes, impulsado por dos transformaciones simultáneas: la penetración masiva de recursos distribuidos, que exige una operación mucho más compleja con un papel central de la digitalización, y un aumento histórico de la demanda eléctrica que se evidencia por el aumento de las solicitudes de acceso y conexión. Este es el contexto que han descrito los participantes en la jornada organizada por la Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (aelēc) en Genera 2025.

La presidenta de aelēc, Marina Serrano, inauguró la jornada subrayando que vivimos un momento crítico para el éxito de la transición energética. A continuación, consultores de EY y del IIT presentaron un estudio que proyecta la demanda eléctrica y las necesidades de inversión en redes de distribución en España para la próxima década.

El informe señala que la demanda podría crecer entre un 33% y un 54% en 2030 respecto a 2025, impulsada por la electrificación industrial, el vehículo eléctrico y nuevas demandas, como las de los centros de datos. A su vez, las necesidades de inversión en red se sitúan entre los 4.500 y 6.300 millones de euros anuales a 2030, niveles de inversión coherentes con el límite establecido en el proyecto de Real Decreto del Gobierno anunciado en septiembre.

La primera mesa de debate, ‘Electrificación y redes: un binomio para el crecimiento económico’, permitió a la industria y a los centros de procesamiento de datos (Pedro González, Director General de AEGE y Begoña Villacís, Directora Ejecutiva de Spain DC) exponer el desafío que supone para su competitividad el acceso y conexión a las redes. Las distribuidoras, por su parte, representadas en esta mesa por Irene Bartol, Secretaria General de ASEME y Marta Castro, Directora de Regulación de aelēc, subrayaron que la electrificación sólo será viable si se acometen inversiones urgentes en digitalización y refuerzos de capacidad.

Asimismo, insistieron en que más del 80% de los nudos de distribución están saturados y que, sin un marco retributivo alineado con la realidad inversora no será posible absorber nuevas cargas industriales, almacenamiento, autoconsumo ni puntos de recarga. Asimismo, destacaron la importancia de una planificación ágil, de eliminar cuellos de botella administrativos y de avanzar en mecanismos que permitan ordenar y priorizar las solicitudes de acceso y conexión. 

En la segunda mesa, ‘Integración de las renovables y seguridad de suministro’, almacenistas, distribuidores y productores coincidieron en que la seguridad del suministro es pieza clave para mantener el impulso de las energías renovables. También resaltaron la necesidad de dotar al sistema de los medios técnicos y regulatorios que faciliten el control de tensión y garanticen una operación segura y eficiente. Participaron la Subdirección General de Energía del Ministerio para la Transición Ecológica, AEPIBAL, CIDE, APPA y aelēc. 

José María González Moya (APPA) puso de manifiesto la necesidad de ser diligentes en habilitar a las renovables para que puedan aportar control dinámico de tensión. De hecho, afirmó que desde APPA han propuesto medidas al Operador del Sistema para agilizar la acreditación de las instalaciones. Néstor Cortés (Subdirector General Adjunto de Energía Eléctrica del Ministerio para la Transición Ecológica y Reto Demográfico) destacó que en el corto plazo las prioridades regulatorias deben centrarse en el adecuado funcionamiento de los servicios de balance con el fin de asegurar la estabilidad operativa del sistema. En el medio y largo plazo, subrayó la necesidad de reforzar la flexibilidad y la firmeza del mix energético.

Asimismo, apuntó la conveniencia de avanzar en el diseño de un mercado de capacidad que actúe como complemento del mercado de energía, aportando señales de inversión sólidas y de largo plazo que garanticen la rentabilidad y la adecuada cobertura de capacidad. Todo ello, con el objetivo último de preservar la seguridad de suministro, asegurando al mismo tiempo la plena coherencia con la política energética y los objetivos de transición ecológica. 

Desde AEPIBAL, Luis Marquina destacó el papel creciente del almacenamiento como herramienta estructural para la seguridad de suministro y para la integración eficiente de renovables, señalando que la falta de mercados de capacidad bloquea el despliegue del almacenamiento. Además, comunicó la necesidad de agilidad el proceso de permitting. Por su parte, Leonardo Hervás, de CIDE, apuntó que la integración segura del volumen de renovables previsto exige que la red disponga tanto de infraestructura física como de capacidades operativas avanzadas. La digitalización es básica para las redes, aporta visibilidad de la red y habilita la flexibilidad tanto propia del distribuidor como de usuarios a la red, por lo que da un plus de capacidad sólo por existir. 

Finalmente, Marta Castro, de aelēc, señaló que el control dinámico de tensión es una asignatura pendiente y subrayó la necesidad de implementar sin demora el nuevo Procedimiento de Operación 7.4, que permitirá a las renovables contribuir de forma activa a la estabilidad del sistema. Adicionalmente, tanto la puesta en marcha del P.O. 7.4 como el cumplimiento de la planificación de herramientas de control de tensión por parte del Operador del Sistema es esencial para reducir al mínimo la operación reforzada, que encarece los costes del sistema y limita la integración renovable.

El encuentro ha servido para que aelēc y el resto de entidades y asociaciones participantes hayan podido ratificar la importancia del diálogo entre todos los agentes como palanca indispensable para una transición energética sólida y competitiva.

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Con una trayectoria consolidada en energías renovables, Growatt integra el PVBook 2025, el catálogo digital de Energía Estratégica que reúne a los principales actores del sector solar. En este espacio, la compañía presenta una oferta compuesta por microinversores monofásicos, inversores string trifásicos y baterías de litio LFP, pensada para atender las necesidades del segmento residencial y comercial con equipos de alto rendimiento, eficiencia y respaldo técnico.

El enfoque de Growatt se orienta a la eficiencia energética, la compatibilidad con múltiples configuraciones y la certificación internacional de sus tecnologías.

En el segmento de microinversores, la compañía ofrece el NEO 2500M-X2, un equipo monofásico con potencia nominal de salida de 2.5 kW, diseñado para operar en un rango de voltaje de entrada de 16 a 60 V. Este modelo soporta una corriente máxima de entrada de 18 A y un rango MPPT de 16 a 55 V, logrando una eficiencia máxima del 96.5% y una eficiencia MPPT del 99.5%. Está optimizado para instalaciones solares distribuidas, ofreciendo seguimiento MPPT independiente por módulo y una arquitectura de fácil integración.

Para proyectos comerciales, Growatt presenta el MID 30-50KTL3-X2, un inversor string trifásico con versiones de 30 kW a 50 kW. Este modelo admite un rango de voltaje de entrada de 200 a 1100 V, con un rango de operación MPPT entre 200 y 1000 V. Soporta corrientes máximas de 32 A o 48 A, con hasta 4 MPPTs, y alcanza una eficiencia máxima del 98.8%, con una eficiencia MPPT del 99.9%. Su diseño robusto y su flexibilidad de configuración lo convierten en una opción confiable para sistemas de mayor escala.

En almacenamiento, la firma destaca la batería Hope 5.0L-B1, una unidad de litio tipo LFP con capacidad nominal de 5.0 kWh y voltaje de 51.2 V. Está diseñada para conexión en paralelo, con más de 6.000 ciclos de vida útil y una profundidad de descarga del 98%. Su corriente máxima de carga es de 100 A, y cuenta con certificaciones IEC 62619, UN38.3 y RoHS. Sus dimensiones compactas (440 × 480 × 130.5 mm) y peso de 43+2 kg facilitan su instalación en espacios reducidos.

Estas soluciones están pensadas para integrarse de manera versátil en instalaciones de distinta escala, ofreciendo fiabilidad operativa, eficiencia energética y compatibilidad con los requerimientos técnicos del mercado latinoamericano.

Reconocimientos internacionales y posicionamiento regional

En 2024, Growatt fue reconocida por S&P Global como proveedor Tier 1 de inversores fotovoltaicos, una distinción que considera la solidez financiera y la participación en proyectos bancables. Asimismo, recibió por octavo año consecutivo el premio Top Brand PV de EUPD Research, basado en encuestas realizadas a distribuidores e instaladores en seis mercados, incluyendo América Latina.

Su participación en el 6º Congreso Internacional de Energía, Gas y Petróleo también reflejó su compromiso con la transición energética, presentando soluciones orientadas a la optimización del consumo y la reducción de la dependencia de la red mediante el almacenamiento inteligente.

La presencia en el PVBook 2025, junto a su reconocimiento global y su portafolio tecnológico actualizado, refuerzan el rol de Growatt como un proveedor estratégico para proyectos solares en la región. Su propuesta combina eficiencia, certificaciones internacionales y adaptabilidad, elementos clave para el desarrollo sostenido del mercado fotovoltaico latinoamericano.

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Queda menos de una semana para Future Energy Summit (FES) Chile. La ciudad de Santiago será sede por cuarto año consecutivo de la gira de encuentros de profesionales del sector, consolidando su posición como el evento más importante de Hispanoamérica en materia de energías renovables y almacenamiento energético.

Bajo la premisa Renewables & Storage, la agenda reunirá a las empresas más influyentes del sector, autoridades de alto rango y actores clave que delinean las decisiones estructurales de inversión y desarrollo en América Latina. De modo que se esperan cientos de participantes y una destacada agenda de networking, donde representantes del sector público y privado intercambiarán posiciones técnicas, regulatorias y de mercado.

¡ENTRADAS DISPONIBLES!

Uno de los momentos más esperados será el panel de CEOs titulado “Visión de los grandes inversionistas del sector energético del Cono Sur”, que reunirá a máximos referentes corporativos para compartir su perspectiva sobre el desarrollo renovable y la integración de sistemas de almacenamiento en la región. Participarán:

• Juan Villavicencio – CEO – ENGIE Chile
• Gianluca Palumbo – CEO – Enel Chile
• Joan Leal – CEO – EDF Power Solutions Chile
• Jaime Toledo – CEO Sudamérica – Acciona Energía
• José Ignacio Escobar – CEO – Colbún
• Moderadora: Fernanda Varela– Directora Ejecutiva – Agencia Polux Comunicaciones

Además, se destaca la participación de Luis Felipe Ramos Barrera, subsecretario de Energía de Chile, quien asistirá al desayuno exclusivo de networking VIP del segundo día del evento, espacio reservado para encuentros de alto nivel entre funcionarios y ejecutivos del sector privado.

El funcionario de la cartera energética chilena se encargará de la apertura de la Experiencia BESS, tecnología que gana protagonismo como pilar operativo de la transformación energética regional, siendo Chile pionera en la materia con más de 1800 MW operativos y la proyección de superar los 8 GW en 2027, que le permitiría anticiparse a metas oficiales.  

Este crecimiento no solo es técnico: también empieza a mostrar resultados económicos concretos. Según fuentes oficiales, la incorporación de baterías ya permitió reducir en hasta USD 100/MWh el costo marginal solar en determinadas subestaciones del sistema eléctrico, un dato que reconfigura las proyecciones de rentabilidad para los nuevos desarrollos.

¡ENTRADAS DISPONIBLES!

El diálogo público-privado continuará durante FES Chile, con un panel de apertura en el segundo día, en alianza con la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), que abordará la visión energética de los gobiernos del Cono Sur, con la participación de:

• Mauricio Bejarano – Viceministro de Minas y Energía – Paraguay
• María Helena Lee – Jefa División Planificación Estratégica – Ministerio de Energía de Chile
• Agustín González – Gerente de Eficiencia Energética – Dirección Nacional de Energía Uruguay
• Antonio Milanese – Subsecretario de Transición y Planeamiento Energético – Argentina
• Andrés Rebolledo – Secretario Ejecutivo – OLADE

Otro foco de análisis será el avance de las licitaciones a nivel regional. Por lo que los procesos tendrán un rol clave en la discusión sobre la evolución del mix energético, la bancabilidad de nuevos contratos y la participación de tecnologías de almacenamiento en el sistema.

La edición 2025 de FES Chile también estará respaldada por un sólido grupo de empresas patrocinadoras. Se destacan Sungrow; CATL (firma que será Storage Elite Partner de FES), JA Solar, Huawei Trina Solar, NextPower y empresas como Canadian Solar, Yingli Solar, ZNShine Solar, Nordex, Black & Veatch, Solar Steel, Elecnor Chile y Siemens.

¡ENTRADAS DISPONIBLES!

A ellos se suma el acompañamiento de BLC Power Generation, Forbis, Alurack, Great Power y Generadora Metropolitana, como también aliados estratégicos como GPM, Agencia Pólux, ACERA, OLADE y Generadoras de Chile.

Además, el evento también reafirmará su identidad institucional y compromiso con la equidad. Y cabe recordar que en 2024, Future Energy Summit fue distinguido con el sello «Las Mujeres Suman», otorgado por el Ministerio de Energía de Chile, en reconocimiento a su impulso por la igualdad de género en la industria. 

FES es liderado por un equipo multicultural, integrado mayoritariamente por mujeres profesionales, que trabajan por acelerar la transición energética en América Latina desde una visión técnica e inclusiva.

Con entradas disponibles y transmisión en vivo a través de su canal oficial de YouTube, FES Chile será el escenario donde se construyan acuerdos, se analicen políticas de largo plazo y se tracen las estrategias que guiarán el futuro energético del Cono Sur.

¡ENTRADAS DISPONIBLES!

La entrada Quedan pocos días para FES Chile: los líderes del sector renovable y storage se reunirán en Santiago se publicó primero en Energía Estratégica.

Venios tiene en la Enlit Europe 2025 en sala 5 su stand 5.D90e en el Pabellón Alemán. La feria tiene lugar en el Bilbao Exhibition Center del 18 al 20 de noviembre de 2025, para conectar, inspirar y evolucionar.

La tecnología central de Venios es la plataforma energética Venios.NET que permite el análisis geográfico y temporal de los sistemas de energía eléctrica y está diseñada para el procesamiento paralelo masivo de diferentes fuentes de datos y modelos (Big Data). El enfoque híbrido combina la información disponible sobre la topología de la red con datos secundarios sobre la zona de suministro relevante y abre así un enorme potencial para aumentar la eficiencia y reducir los costes.

 Venios está presente en dicha feria para los operadores de las redes eléctricas de distribución de España y otros países europeos, así como para expertos e interesados de en las redes eléctricas inteligentes del futuro. En el marco de la feria estén presentes por parte de Venios durante los tres días de la feria: Dr. Michael Schöpf – Business Development Manager, y Tobias Gierling – Sales Manager LATAM & IBERIA.

Contacto para más información:

Tobias Gierling, gerente de Ventas LATAM & IBERIA de Venios GmbH: Venios.NET

M: +49 173 4234024

tobias.gierling@venios.de

Venios GmbH

Desde 2012, Venios GmbH desarrolla soluciones de software innovadoras como empresa tecnológica, especialmente para la gestión eficiente de los nuevos retos en el suministro de energía. La tecnología central de Venios es la plataforma energética Venios.NET que permite el análisis geográfico y temporal de los sistemas de energía eléctrica y está diseñada para el procesamiento paralelo masivo de diferentes fuentes de datos y modelos (Big Data). El enfoque híbrido combina la información disponible sobre la topología de la red con datos secundarios sobre la zona de suministro relevante y abre así un enorme potencial para aumentar la eficiencia y reducir los costes. Venios ha recibido varios premios por sus enfoques innovadores y desarrolla su actividad a escala internacional.

Venios.NET ya se utiliza en más de 80 aplicaciones en diversos operadores de redes de distribución de cuatro países europeos, así como en Australia y la India. Argentina y Colombia son los primeros mercados de aplicación en América Latina.

www.venios.de

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Future Energy Summit (FES) vuelve a Chile con la cuarta edición del encuentro más relevante del sector energético en Hispanoamérica. La cita se realizará el 26 y 27 de noviembre en el Hotel Intercontinental de Santiago y contará con la presencia confirmada de exministros, funcionarios en ejercicio y altos cargos técnicos de los principales gobiernos del Cono Sur,

El evento tendrá transmisión en vivo a través del canal oficial de YouTube de Future Energy Summit (FES) y, entre los paneles de alto nivel, se destacan los espacios coorganizados junto a la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), donde se abordarán los desafíos institucionales, regulatorios y financieros de la transición energética en la región.

ENTRADAS DISPONIBLES

Durant la primera jornada, se desarrollará un panel de cierre con la participación de los ex ministros de Energía de chile, Claudio Huepe (ocupó el cargo entre marzo y septiembre de 2022), Juan Carlos Jobet (se desempeñó entre junio 2019 y marzo 2022), y Carolina Zelaya, ex Secretaria Ejecutiva (S) de la Comisión Nacional de Energía (CNE).

La conversación, denominada “Prioridades de política pública en materia energética para el futuro Gobierno”, será moderada por Andrés Rebolledo, actual Secretario Ejecutivo de OLADE y también exministro de Energía de Chile, por lo que pondrá foco en los próximos pasos que debiera dar el país para avanzar hacia una matriz más limpia. 

La particularidad es que FES Chile se desarrollará apenas diez días después de las elecciones presidenciales y parlamentarias, marcando una instancia estratégica para analizar las propuestas energéticas de los distintos espacios políticos que aspiran a gobernar el país entre 2026 y 2030.

ENTRADAS DISPONIBLES

Por otro lado, la segunda jornada del encuentro estará centrada en el almacenamiento con baterías, bajo la premisa #ExperienciaBESS, con un desayuno de networking VIP que abrirá el día junto a Luis Felipe Ramos Barrera, actual subsecretario de Energía de Chile. 

Luego será el momento del Panel 1, titulado «La visión energética de los gobiernos en el Cono Sur», donde se darán cita Mauricio Bejarano, viceministro de Minas y Energía de Paraguay; Agustín González, gerente de Eficiencia Energética de la Dirección Nacional de Energía de Uruguay; y Antonio Milanese, subsecretario de Transición y Planeamiento Energético de Argentina, nuevamente con moderación de Andrés Rebolledo.

El evento también coincide con un punto de inflexión en el despliegue de sistemas de almacenamiento en la región, de modo que Latinoamérica y el Caribe ya superó los 3 GW de capacidad instalada, impulsada principalmente por sistemas electroquímicos que representan el 60% del total.

ENTRADAS DISPONIBLES

En este escenario, Chile lidera la región con más de 1800 MW de capacidad BESS en operación y se encamina a superar los 2 GW en enero de 2026, cuatro años antes de su meta oficial fijada para 2030.

Y si se suman los proyectos en construcción, la capacidad BESS instalada en Chile podría alcanzar los 8,6 GW en 2027, lo que superaría ampliamente el objetivo de 6 GW al año 2050.

Es decir que será una de las grandes temáticas que se abordarán durante FES Chile, el encuentro que se posiciona como una plataforma esencial para el debate técnico, el análisis político y la articulación empresarial. 

Por lo que las principales empresas de energías renovables, junto a autoridades de primer nivel, se congregarán en Santiago para delinear las tendencias y decisiones que definirán la transición energética en los próximos años.

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La licitación de suministro 2025/01 de Chile sólo atrajo el interés de seis empresas generadoras para abastecer los consumos eléctricos de los clientes regulados entre 2027 y 2030. 

Colbún, Guacolda, BTG Pactual, Enel Generación, Evol Energy y Grenergy presentaron sus ofertas administrativas y económicas el pasado viernes durante el acto llevado a cabo por la Comisión Nacional de Energía (CNE) y compiten por los 1680 GWh, segmentado en cuatro bloques zonales (norte, centro, centro-sur y sur), y distribuidos en tres bloques horarios. 

“La recepción de propuestas en esta licitación de corto plazo refleja el interés de los actores del mercado por participar en un proceso competitivo y transparente”, manifestó el secretario ejecutivo (s) de la CNE, Mauricio Funes, tras la presentación de las ofertas. 

La licitación de suministro 2025/01 volvió a tener baja competencia a comparación de convocatorias pasadas, aunque sí mantuvo la misma tendencia que se vio en la subasta del 2023 (la misma fue la más baja desde 2013 con sólo 5 oferentes) a pesar de las expectativas existentes en aquel entonces. 

Es decir que se esta licitación será la segunda con menor cantidad de participantes en lo que va de la última década, aunque cabe aclarar que tiene diversas particularidades con respecto a otros llamados y que realiza en un contexto electoral, marcado por vertimientos energéticos, expectativas sobre precios, y un entorno regulatorio aún incierto.

Incluso, la magra competitividad ya había sido anticipada por Energía Estratégica (ver nota), considerando que se trata de una licitación de corto plazo y desde el sector auguraron que los PPAs no estarían apalancados en nueva infraestructura, sino en excedentes de energía o energía des-contratada de portafolios existentes. 

Es decir que se pronosticó que los players naturales serían comercializadoras y proyectos utilities de gran escala, habituadas a operar contratos de mediano plazo y que tienen portafolios que colocan contratos de 4, 6 u 8 años de horizonte. 

¿Quiénes son los oferentes? 

Colbún es uno de los players recurrentes del mercado renovable, de manera que participa con un portafolio diversificado de más de 5000 MW distribuidos en 29 centrales de generación en Chile y Perú. 

Y entre sus hitos recientes se encuentra la operación del parque Diego de Almagro Sur y la entrada en funcionamiento del parque eólico Horizonte, el más grande de Chile, ubicado en Taltal, Región de Antofagasta.

Guacolda Energía, por su parte, cuenta con más de 30 años de experiencia en generación termoeléctrica en Chile. La compañía opera una central con cinco unidades instaladas entre 1995 y 2015, y desde 2021 pertenece a Capital Advisors, tras adquirirla a AES Andes. La propiedad se gestiona mediante El Águila Energy, sociedad chilena creada por Global Infrastructure Partners.

BTG Pactual, firma vinculada al banco brasileño homónimo, se presenta como otro actor internacional en competencia. También participa Evol Energy, el negocio eléctrico de Lipigas, orientado a clientes libres con potencia conectada superior a 300 kW. 

Por el lado de Enel, vuelve a competir en una convocatoria de esta índole tras haber sido la gran ganadora del proceso 2023/01 cuando se adjudicó los 3600 GWh/año subastados (1500 GWh en el bloque N°1 y 2100 GWh en el bloque N°2) en los tres sistemas zonales contemplados y en todos los sub-bloques horarios, a un precio de USD 56,679 MWh. 

En aquel entonces, fue la empresa con el mayor número de proyectos presentados (15 parques son renovables por 2802 MW de potencia y 5 centrales térmicas a gas por 1959 MW), por lo que aportó 216 ofertas económicas (108 en cada bloque de suministro) ya que competía en todos los segmentos de la convocatoria.

Mientras que la española Grenergy completa el grupo de oferentes. Fundada en 2007, esta multinacional desarrolla y opera proyectos solares fotovoltaicos y de almacenamiento, a tal punto en Chile, avanza con la planta híbrida Monte Águila en la Región del Biobío, que contará con 340 MW solares y 960 MWh de almacenamiento, dentro de su plataforma Oasis Central, que proyecta 1,1 GW solares y 3,8 GWh de almacenamiento. 

Próximos pasos

De acuerdo con el programa definido en la Licitación de Suministro 2025/01, la apertura y evaluación de sobres A (ofertas administrativas y técnicas) se realizará el martes 25 de noviembre. En tanto que la apertura de ofertas económicas, con el detalle de las seis empresas interesadas y los precios bloque por bloque, tendrá lugar el viernes 5 de diciembre.

La adjudicación llegará el jueves 11/12, pero en caso de requerirse una segunda etapa de la subasta, se hará un día después, es decir el 12 de diciembre del presente año. Por lo que resultará una señal concreta para medir el interés del mercado y tener parámetros sobre proyectos y precios, en este caso, para el suministro eléctrico a corto plazo en Chile. 

La entrada Seis empresas compiten por 1680 GWh en la Licitación de suministro de corto plazo de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

Tras el cierre del proceso de licitación de transmisión PET-3, el Ministerio de Energía y Minas debe trabajar en la preparación del lanzamiento de nuevas licitaciones de transporte eléctrico con el objeto de fortalecer la infraestructura de transmisión y garantizar el desarrollo de la red eléctrica guatemalteca.

Durante el proceso PET-3, la única oferta presentada no completó los requisitos de la evaluación técnica por fallas documentales. Sin más oferentes en competencia, el proceso fue declarado desierto, lo que abre la oportunidad de replantear las condiciones de licitación para atraer una mayor participación.

“No se logró la adjudicación de los proyectos, y el Ministerio deberá buscar los mecanismos idóneos para poder ejecutar las obras en el corto plazo”, sostuvo David Eduardo Cabrera Palomo, presidente de la Asociación Guatemalteca de Transportistas de Electricidad (AGTE) en entrevista con Energía Estratégica.

Cabrera agregó que Guatemala cuenta con un marco jurídico sólido que contiene mecanismos que respaldan la expansión del sistema de transmisión eléctrica mediante diversas modalidades, por lo que resulta fundamental explorar alternativas que fortalezcan e incentiven la inversión en esta infraestructura.

El MEM ya trabaja en el relanzamiento de la PET-3, que podría incluir condiciones más favorables para atraer inversión privada y dinamizar la expansión del sistema. Desde el gremio, consideraron que este nuevo llamado debe impulsarse con celeridad y completarse con nuevas licitaciones —al menos tres— que permitan reordenar la planificación de transporte, recuperar los proyectos no adjudicados y responder a las necesidades que generará la PEG-5, prevista para el primer trimestre de 2026.

La planificación energética en Guatemala enfrenta una presión creciente. Según datos oficiales, el país deberá duplicar su red de transmisión en los próximos 20 años para sostener el ritmo actual de la demanda, que crece entre 5% y 6% anual, con zonas urbanas que ya muestran incrementos de dos dígitos. A ello se suman los efectos de la industrialización y urbanización, que seguirán impulsando el consumo, así como la necesidad de acelerar los planes de Electrificación Rural.

A corto plazo, la adjudicación de la PEG-5 derivará en la necesidad de obras de refuerzo en transmisión. Esto ya ocurrió con licitaciones anteriores, pero ahora los plazos están más ajustados. De hecho, uno de los lotes incluidos en la PET-3 estaba diseñado para atender las necesidades generadas por la PEG-4, adjudicada hace dos años. El desfase entre ambos procesos evidencia la urgencia de dinamizar el calendario de convocatorias.

Para mejorar la participación privada, AGTE recomendó rediseñar el reparto de riesgos. La PET-3 cargaba con una alta exposición para un solo actor, lo que redujo el atractivo de la convocatoria. La solución no implica que el Estado absorba ese riesgo, sino que desarrolle condiciones más equilibradas y predecibles para los oferentes.

“Creemos que, en la medida en que el riesgo se distribuya de manera más equitativa, los procesos de licitación serán más atractivos, fomentando una mayor competencia y generando condiciones que se traduzcan en mejores precios en las ofertas que se trasladarán a los usuarios finales”, explicó Cabrera Palomo. También sugirió dividir los proyectos en lotes más pequeños, de modo que más empresas calificadas puedan participar, elevando así las probabilidades de éxito.

En paralelo, el Ministerio deberá aprobar en enero el nuevo Plan de Expansión de Transmisión, con horizonte de urgencia a dos años y de planificación mínima a cinco. Este documento, obligatorio por normativa, servirá de base para definir las obras prioritarias. Una vez clasificadas como proyectos del sistema principal, el Estado podrá licitarlas formalmente.

Desde AGTE ya se presentó una propuesta de nodos críticos en los que se visualizan futuras limitaciones, elaborada a partir del monitoreo actual de la red. El listado es un insumo técnico que no reemplaza estudios formales, pero busca apoyar el trabajo del Ministerio y la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, con el objetivo de que las necesidades del sector queden reflejadas en la planificación oficial.

“Esperamos que nuestras sugerencias puedan ser tomadas en cuenta en el documento final que debe presentarse en enero”, planteó Cabrera Palomo.

En todo caso, planificar no será suficiente si no se resuelven obstáculos estructurales. El avance de los proyectos de transporte eléctrico sigue condicionado por problemas de permisología, servidumbre y licencias municipales, que extienden los plazos de ejecución en múltiples frentes. Mientras estos cuellos de botella no se atiendan, el crecimiento del sistema de transporte eléctrico seguirá estancado en torno al 1,5% anual, muy por debajo de lo requerido para acompañar la expansión necesaria del sistema eléctrico del país.

La entrada Guatemala relanzará la PET-3 y prepara nuevas licitaciones para reforzar la red de transmisión en 2026 se publicó primero en Energía Estratégica.

ACCIONA Energía anunció la construcción de un proyecto de almacenamiento de energía en baterías (BESS) de 1GWh de capacidad en su complejo fotovoltaico Malgarida (238MWp) en el desierto de Atacama en Chile.

Con puesta en marcha prevista a principios de 2027, será uno de los proyectos de almacenamiento en baterías más grandes de América Latina.

El sistema BESS tendrá 200 MW de potencia y 1 GWh de capacidad, lo que significa que podrá suministrar 200 MW de energía durante cinco horas. Esto permitirá almacenar, gestionar y despachar la energía fotovoltaica producida en Malgarida a distintas horas, garantizando que la energía limpia generada por la planta durante el día también pueda utilizarse por la noche. De este modo, el sistema contribuirá a reducir la dependencia de los combustibles fósiles y las emisiones de CO₂ asociadas.

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

La compañía también está desarrollando una cartera de tres proyectos de almacenamiento de energía en baterías por un total de 1,5GWh, vinculados a sus plantas fotovoltaicas en Chile. Aprovechando la importante reducción de costes y el gran potencial de la tecnología de almacenamiento, ACCIONA Energía impulsará un uso más eficiente de la abundante generación solar diurna del país, permitiendo que se utilice cuando la demanda energética lo requiera.

Los sistemas BESS a escala utility desempeñan un papel fundamental para facilitar la integración de las energías renovables, permitiendo el suministro de energía limpia durante los picos de demanda y fortaleciendo la seguridad del suministro eléctrico nacional.

La entrada ACCIONA Energía instalará un proyecto BESS de 1 GWh en el desierto de Atacama se publicó primero en Energía Estratégica.

El Gobierno de Colombia, a través del Ministerio de Minas y Energía y la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), liberó 5000 MW de capacidad en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) durante los últimos tres años, una cifra que marca el mayor incremento de espacio disponible en la red eléctrica del país, depurando de la red proyectos inciertos.

De acuerdo con la UPME, hasta agosto de 2024 se habían depurado 54 proyectos de conexión que representaban 3155 megavatios (MW) de capacidad de generación eléctrica. Durante 2025 se sumaron 47 adicionales, con más de 1.400 MW, resultado de un proceso técnico y riguroso que evaluó el avance real de cada proyecto y su cumplimiento con la normativa vigente.

En total, 101 proyectos revisados permitieron recuperar cerca de 5000 MW, equivalentes al 25% de la capacidad eléctrica instalada del país. Este logro representa un hito para el sector energético colombiano, al liberar espacio en la red de aquellos proyectos que, luego de años, no avanzaron en su proceso de desarrollo. Esta depuración aunada a procesos de aplicación mucho más rigurosos permitirá el ingreso de nuevos proyectos de generación y consumo de energía limpia, fortaleciendo la seguridad y confiabilidad del sistema eléctrico nacional y consolidando los avances hacia una Transición Energética Justa y sostenible.

El proceso fue coordinado por la UPME con el apoyo de XM, las empresas transportadoras de energía y la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). Las entidades identificaron proyectos que, pese a contar con aprobaciones previas, no registraban avances ni cumplían con los requisitos establecidos, lo que permitió recuperar capacidad ocupada y optimizar la operación del sistema eléctrico.

“Con esta liberación eliminamos cuellos de botella y abrimos espacio para nuevos proyectos de fuentes limpias, lo que contribuye a una red más segura y eficiente”, explicó Manuel Peña Suárez, director (e) de la UPME.

Esta medida se enmarca en el Plan 6 GW+, una estrategia del Ministerio de Minas y Energía orientada a modernizar la red eléctrica, actualizar estudios técnicos y liberar capacidad comprometida en proyectos sin desarrollo.

Esta cartera aclaró que la liberación no afecta proyectos activos, sino que recupera espacio de iniciativas sin avances reales. El proceso mejora la transparencia en el sector y ofrece mayor certeza a inversionistas, comunidades y empresas.

“Durante la investigación exhaustiva descubrimos situaciones inaceptables: muchos proyectos con puntos de conexión asignados desde gobiernos anteriores no mostraban avances reales. Eran proyectos de papel, presentados solo en Power Point, que durante años bloquearon el ingreso de verdaderas soluciones energéticas al Sistema Interconectado Nacional. Adicionalmente, encontramos empresas que intentan acaparar la capacidad de transporte y los puntos de conexión en la red, presentando decenas e incluso cientos de aplicaciones de puntos de conexión”, afirmó el ministro Edwin Palma.

El funcionario agregó que “como no costaba nada el ingreso o la presentación de ese proyecto, pues era fácil hacer una suerte de carrusel en los puntos de conexión y nosotros tomamos una determinación con firmeza en este gobierno de liberar, entre antes de mi llegada y posterior a esta, cerca de cinco gigavatios de capacidad de puntos de conexión en nuestra red para que entren proyectos de verdad”.

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Christopher Atassi Morales, CEO de Solar Steel, participó del encuentro Future Energy Summit (FES) Perú y aseguró que la compañía alcanzó más del 30% de participación de mercado en Perú, posicionando al país como su tercer destino más relevante a nivel global. “Somos líderes, es nuestro tercer mercado más importante”, manifestó el ejecutivo.

Este nivel de penetración responde a una trayectoria que comenzó en el país en 2012, cuando la empresa participó de los primeros proyectos solares a gran escala.

Atassi Morales recordó que “Tacna y Panamericana fueron dos de ellos, y los primeros en contar con trackers suministrados por nosotros. Ahí empieza nuestra relación con Perú y con el mercado fotovoltaico”.

Solar Steel ingresó al país con un suministro inicial de 40 MW, una cifra que, aunque hoy pueda parecer menor, representaba un hito en su momento. El ejecutivo apuntó que “en 2015, hablar de 40 megas era otra dimensión”. A modo de comparación, remarcó que dos años antes de eso, la planta más grande de Europa tenía apenas 26 MW.

Revive la entrevista completa con Christopher Atassi, CEO de Solar Steel, aquí: https://www.youtube.com/watch?v=3QG11FIi314 

Desde entonces, la presencia de la compañía se ha mantenido constante en el país, gracias a una estrategia basada en la cercanía con sus clientes y en la experiencia local acumulada. El CEO expresó que la relación con Perú se consolidó porque “a veces tienes feeling con un país, como es el caso con el mercado peruano”.

Mirando al futuro inmediato, la meta es ambiciosa: superar los 1.000 MW de suministro acumulado en 2025 en el país. Parte de ese crecimiento está vinculado al proyecto CSF Illa, que se posiciona como el más grande del país y uno de los de mayor escala en Latinoamérica. Este parque solar, de 472 MWdc (396 MWac), desarrollado por Inver Renewable Management, contempla el suministro por parte de SolarSteel de más de 6.800 seguidores solares 1P, que soportarán más de 740.000 módulos de alta potencia.

Estabilidad, almacenamiento y estrategia frente a la competencia

Atassi Morales señaló que uno de los elementos diferenciales de esta nueva etapa del mercado es la incorporación del almacenamiento como tecnología disruptiva. Explicó que su madurez tecnológica coincide con el despliegue renovable en Perú, lo que permite planificar de manera más eficiente el desarrollo del sistema energético.

Además, destacó que Perú tiene la posibilidad de anticiparse a problemáticas que ya se vivieron en otros países. En ese sentido, afirmó que “Perú tiene la oportunidad de adelantarse a otros países si apuesta por un marco regulatorio estable y una planificación energética clara”.

El CEO también hizo hincapié en la importancia de la seguridad jurídica para atraer inversiones. Subrayó que “el dinero es miedoso, y la inseguridad puede frenar el despliegue renovable”, y asu vez, valoró las condiciones naturales del país.

En cuanto a las particularidades del mercado local, el especialsita explicó que uno de los principales desafíos operativos tiene que ver con la logística. Comentó que, si bien Perú ofrece proyectos de gran escala, eso también implica una mayor complejidad en términos de despacho, tramitaciones portuarias y coordinación operativa.

Gracias a más de una década de experiencia en el país, Solar Steel ha podido sortear estas dificultades de forma eficaz. Según detalló, esa experiencia acumulada actúa como una garantía de éxito: permite anticiparse a los problemas, aunque —reconoció— nunca se está completamente exento de ellos.

Sobre el entorno competitivo, el CEO de Solar Steel expresó que la compañía se prepara para mantener su posición de liderazgo. “Vivimos en un entorno competitivo y nuestra misión es competir primero contra nosotros mismos”, indicó y agreegó que disfrutan de la competencia, que la ven como una motivación y una forma de mejora continua.

En esa línea, reafirmó que seguirán su propio camino estratégico: “Vamos a ir por todo y a mantener esta cuota de mercado, haciendo las cosas como creemos y a nuestra manera”.

El caso peruano, en comparación con otros mercados donde opera la compañía, presenta ventajas específicas. El ejecutivo destacó que es un país dolarizado, con precios energéticos competitivos y con un balance oferta-demanda relativamente estable. Estas características lo convierten en un destino atractivo para inversiones en infraestructura energética.

En la visión global de la empresa, España se mantiene como su mercado principal, seguido por Latinoamérica, donde Chile y Perú son los focos más fuertes. “Nos sentimos muy cómodos en Perú, es nuestra segunda casa, y esta nueva etapa nos anima a ser todavía más ambiciosos”, aseguró.

Al cierre de la entrevista, Atassi Morales proyectó sus expectativas hacia la próxima edición de FES Perú. “Lo primero que me gustaría contar es que seguimos igual de activos y con un mercado mucho más grande dentro del Perú”, expresó. Además, deseó que las energías renovables se mantengan como tema prioritario para el país y que Solar Steel siga consolidando su liderazgo.

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Con más de 60 años de trayectoria en el sector energético, Amara NZero consolida su liderazgo como proveedor estratégico en la región. Desde su participación en el PVBook 2025, el cátalogo digital elaborado por Energía Estratégica, la compañía posiciona su modelo de negocio como una solución integral para el desarrollo de proyectos de energía solar en México y Latinoamérica, articulando distribución de materiales, servicios EPC y almacenamiento inteligente.

El modelo operativo de Amara NZero está diseñado para atender tanto proyectos de generación distribuida como a gran escala, optimizando costos y tiempos de ejecución, gracias a la integración vertical de sus servicios. Desde la empresa remarcan que su propuesta se basa en garantías técnicas, materiales confiables y adaptabilidad a cada cliente.

Uno de los casos que refleja este enfoque es el proyecto de almacenamiento energético en la Riviera Maya, donde grandes hoteles —altos consumidores de energía— han confiado en la compañía para implementar soluciones BESS. 

En estas instalaciones, se almacena energía durante horarios base de bajo costo, que luego se utiliza durante los picos de demanda para reducir hasta un 30% el costo energético.

Además de la optimización tarifaria, los sistemas BESS proveen respaldo ante intermitencias, garantizando el funcionamiento de servicios esenciales. Desde la firma subrayan que la solución también permite mejorar la calidad de energía, integrar fuentes renovables, y conectar estaciones de carga para electromovilidad.

El proyecto implementado en Cancún se caracteriza por utilizar baterías de litio-ferrofosfato, con un sistema de refrigeración líquida, equipos Huawei, y una configuración de escala utility. Esta tecnología permite maximizar la eficiencia térmica y operativa, reduciendo riesgos y aumentando la vida útil de los sistemas.

Presencia regional y estrategia técnica

La compañía opera activamente en México y distintos mercados de Latinoamérica, donde despliega su experiencia tanto en la distribución de soluciones solares completas como en el desarrollo de proyectos EPC, especialmente en segmentos como almacenamiento, sistemas solares, microgrids, operación industrial y electromovilidad.

En línea con esta estrategia, la empresa enfatiza la importancia de considerar no solo la inversión inicial de los proyectos, sino también su desempeño económico a largo plazo.

El enfoque integral que propone la compañía no se limita a proveer equipamiento o servicios. Por el contrario, busca alinear los objetivos técnicos con las metas financieras del cliente, diseñando soluciones específicas que respondan a las necesidades operativas de cada sitio.

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Brendan Oviedo, socio de Hernández & Cía, brindó una entrevista exclusiva en el marco de Future Energy Summit (FES) Perú, donde señaló que el Ministerio de Energía y Minas debe publicar un cronograma oficial y transparente de implementación de la Ley 32249 si para acelerar las inversiones concretas en energías renovables.

El especialista estimó que, con una reglamentación eficaz y oportuna, Perú podría incorporar entre 2000 y 3000 megavatios de capacidad renovable al año 2030. Las condiciones macroeconómicas y jurídicas ya están dadas, pero que se requiere una última pieza normativa para destrabar los desarrollos.

“Se le ha pedido al Ministerio un cronograma público para poder dar predictibilidad y transparencia a este proceso. Muchos inversionistas están a la espera de tener claridad de cómo se va a materializar esa reglamentación para proceder con sus inversiones”, manifestó Oviedo.

Revive la entrevista exclusiva con Brendan Oviedo en el marco de FES Perú: https://www.youtube.com/watch?v=pJ_GbekR3bg

Esta señal permitiría activar nuevos esquemas de contratación, mejorar la estructuración financiera de los proyectos y destrabar una cartera de iniciativas que hoy se mantienen en suspenso. El abogado apuntó que, sin este marco claro, se limita la capacidad del sector para traducir el potencial renovable en inversiones concretas.

Y según datos de la Dirección General de Electricidad, Perú cuenta con una cartera de proyectos de generación con energías renovables no convencionales por más de 13700 MW.

En ese sentido, los tres reglamentos clave que deben ser aprobados están vinculados a licitaciones de distribuidoras, sistemas aislados y servicios complementarios.

El primero ya fue sometido a consulta pública y recibió más de mil comentarios, lo que ha retrasado su revisión. El segundo, que regula la figura del operador independiente para sistemas aislados, estaría próximo a publicarse, según estima Oviedo. Mientras que el tercero mencionado es más complejo, ya que implica la creación de un nuevo mercado, y podría conocerse hacia el último trimestre del año.

Ante este panorama, el sector ha solicitado al Gobierno no solo que publique los reglamentos, sino también los comentarios técnicos recibidos y el cronograma que defina los próximos pasos. Esto permitiría ordenar el avance regulatorio y, al mismo tiempo, fortalecer la confianza de los inversionistas nacionales e internacionales.

“Otorgará una opción de contratación adicional a las que existen ahora en el mercado”, subrayó Oviedo, al referirse al impacto positivo que tendría la entrada en vigor de estos nuevos marcos. Y explicó que con los nuevos contratos que se habiliten, será posible mejorar la estructuración financiera de los proyectos, lo que facilitará su bancabilidad y acelerará su desarrollo.

En concreto, este nuevo esquema no se limitaría a un solo tipo de contrato, sino que ofrecería un paquete diversificado: acuerdos con generadores, usuarios libres y distribuidoras. Eso daría más herramientas a los desarrolladores y permitiría contar con ingresos más predecibles, condición necesaria para obtener financiamiento.

Desde su rol en el estudio legal, Oviedo enfatizó que la Ley 32249 ya representa un avance legislativo relevante, pero que su verdadero potencial dependerá de la capacidad del Estado para reglamentarla a tiempo y con calidad técnica. “Brindará un mecanismo adicional en la estructuración del financiamiento de proyectos renovables”, indicó.

Para Oviedo, el mensaje político y técnico que se emita desde el Gobierno será determinante. La existencia de una hoja de ruta pública y vinculante permitirá, además de atraer capital, demostrar que Perú está decidido a aprovechar su potencial renovable como motor de crecimiento económico.

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El pasado 11 de noviembre de 2025, República Dominicana sufrió el peor apagón total desde 2015, lo que evidenció las tensiones acumuladas en la operación del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) del país. Si bien el evento fue provocado por una falla técnica puntual en la subestación San Pedro de Macorís, su impacto dejó en claro que el sistema requiere ajustes estructurales.

Con una matriz energética cada vez más diversificada y una creciente incorporación de fuentes renovables variables, el desafío no es su presencia, sino garantizar que existan condiciones técnicas, operativas y de respaldo adecuadas para sostener la estabilidad de la red ante eventos críticos.

Durante el evento, la generación solar y térmica colapsó a cero, mientras que la hidroelectricidad se sostuvo en niveles mínimos y apenas un puñado de parques eólicos logró mantenerse en línea, de modo que el sistema pasó de abastecer una demanda de 2978 MW a operar con solo 41 MW. Mientras que el Esquema de Desconexión Automática de Carga (EDAC) fue activado y retiró 913 MW de carga desconectando 147 circuitos, pero no logró contener el desplome.

Las causas, más allá del punto de falla inicial, estuvieron asociadas a la pérdida de inercia del sistema, a la falta de soporte de frecuencia y a la insuficiente coordinación de las protecciones que permitieron que una perturbación puntual derivara en un colapso generalizado.

Desde A&A Business Intelligence Group, su gerente general, Augusto Bello, explicó que el SENI necesita una actualización integral para operar de forma segura en su nuevo contexto técnico. Según detalló, el sistema eléctrico dominicano no puede seguir funcionando con la lógica operativa de hace seis años, cuando la capacidad renovable apenas superaba los 300 MW.

«Hoy, con más de 2000 MW de energías limpias inyectando a la red —principalmente fotovoltaica y eólica—, la infraestructura y las reglas de operación deben adaptarse para responder a dinámicas más complejas», indicaron.

Una de las propuestas centrales de AABI Group es la incorporación inmediata de al menos 300 MW de almacenamiento energético en baterías (BESS). No se trata solo de almacenar energía solar durante el mediodía y liberarla en las horas pico, sino de habilitar una infraestructura capaz de brindar soporte de frecuencia, inercia sintética y respaldo ante eventos de desconexión, aspectos que hoy el sistema no puede garantizar. Bello señaló que los BESS deben ser tratados como una herramienta operativa esencial, no como un complemento tecnológico opcional.

A su vez, el análisis de AABI Group recomendó revisar en profundidad el diseño del EDAC y actualizar la lógica de protecciones del SENI. En opinión de Bello, si este esquema debe activarse con cada evento significativo, entonces ha dejado de ser un mecanismo de última instancia para transformarse en la única barrera entre la estabilidad y el colapso. Según el especialista, este patrón refleja una falta de adecuación del sistema a su nueva matriz energética.

Otra línea de acción propuesta es la redefinición de los requisitos técnicos para nuevas centrales renovables. AABI Group plantea que las futuras instalaciones —y eventualmente algunas ya operativas— cuenten con inversores con capacidad grid forming, capaces de generar su propia frecuencia y tensión, operar en sistemas de red débil y contribuir activamente a la estabilidad. Estas características permitirían que las renovables se integren no solo como fuentes de energía, sino también como recursos que participan en el control y la recuperación del sistema frente a contingencias.

En paralelo, la firma recomendó fortalecer la capacidad de arranque en negro en centrales estratégicas como hidroeléctricas o térmicas, así como modernizar los sistemas de control del Organismo Coordinador. Esto permitiría anticiparse a escenarios de riesgo a partir de pronósticos más precisos y capacidades de respuesta en tiempo real, considerando la variabilidad de generación renovable que caracteriza al sistema actual.

Bello sostuvo que todas estas medidas deberán estar sustentadas por estudios técnicos actualizados. El sistema necesita determinar cuánta inercia mínima requiere para una operación confiable, revisar la disponibilidad de reservas frías y rodantes y analizar si es necesario modificar el Reglamento de Administración del Sistema (RALGE), particularmente en lo que refiere a los márgenes de regulación de frecuencia.

En el contexto de una curva de pato cada vez más profunda —que en 2025 alcanzó una demanda neta mínima de 1.437,99 MW—, el sistema enfrenta condiciones de operación más exigentes. La reducción de inercia, la falta de soporte reactivo y la desconexión de bloques completos de generación revelan la fragilidad actual.

AABI Group planteó que el blackout del 11 de noviembre no debe leerse como una excepción, sino como la consecuencia lógica de una infraestructura que no ha evolucionado al ritmo de la transición energética. Las soluciones están disponibles. El desafío es aplicarlas con rigor técnico, visión de largo plazo y un sentido de urgencia alineado con los riesgos crecientes del sistema.

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El Grupo Banco Interamericano de Desarrollo (Grupo BID) anunció hoy la Plataforma de Aceleración de la Transmisión de Energía (PTAP, según sus siglas en inglés), una nueva iniciativa regional destinada a ayudar a los países de América Latina y el Caribe a ampliar y modernizar sus redes eléctricas y cerrar la brecha de infraestructura.

El anuncio se produjo tras una reunión bilateral entre el presidente del Grupo BID, Ilan Goldfajn, y el secretario de Estado Jochen Flasbarth, del Ministerio Federal de Medio Ambiente, Acción Climática, Conservación de la Naturaleza y Seguridad Nuclear de Alemania.

Las autoridades alemanas anunciaron su intención de contribuir con hasta 15 millones de euros (alrededor de US$17.3 millones) a través de la Iniciativa Climática Internacional para apoyar la implementación de PTAP, incluyendo 3 millones de euros (alrededor de US$3.5 millones) para apoyar directamente a los 16 países que participan en la iniciativa Renovables en América Latina y el Caribe (RELAC, según sus siglas en inglés), centrada en alcanzar al menos un 80% de electricidad renovable para 2030.

“La seguridad energética en América Latina y el Caribe depende más que de la generación: depende de contar con una red de transmisión confiable y resiliente. Con el apoyo de Alemania, PTAP ayudará a los países a fortalecer la transmisión, desbloquear inversiones y construir sistemas energéticos más resilientes. El Grupo BID actúa como puente, conectando las prioridades nacionales con el capital global”, agregó.”, afirmó Goldfajn.

«Las redes son la columna vertebral de la transición energética global y esenciales para lograr el objetivo de triplicar la capacidad de energía renovable para 2030. Alemania, junto con socios clave, ha preparado un ´paquete de redes´ para la COP30 y nuestra colaboración con el BID es parte de eso. Como socio de larga data de América Latina y el Caribe, Alemania se siente honrada de contribuir a PTAP y da la bienvenida a la declaración de RELAC sobre redes. Tanto PTAP, como la declaración, apoyan la transición hacia sistemas energéticos resilientes y descarbonizados, brindan oportunidades para el sector privado y mejoran la cooperación regional», dijo Jochen Flasbarth.

PTAP es una plataforma regional que apoya a los países en la modernización y expansión de sus redes eléctricas, mediante la mejora de los marcos de planificación, concesión de permisos, regulación e inversión. Está diseñada para atraer capital privado, reducir los retrasos en los proyectos y conectar más energía renovable a la red.

PTAP, que se presentará formalmente a los gobiernos socios e instituciones internacionales el 15 de noviembre en la COP30, será acompañada por otros tres anuncios clave:

• La Declaración de Belém sobre Redes Eléctricas, respaldada por los países miembros de RELAC, en la que se comprometen a acelerar la transmisión y el almacenamiento.
• El informe insignia Desbloqueando la Red, que describe cómo cerrar la brecha de inversión en transmisión, para lo que se estima requerirá triplicar la inversión anual para 2035.
• Y el apoyo del Grupo BID a los Principios de Financiamiento Climático para Redes Eléctricas Verdes, lanzados por la Iniciativa de Redes Eléctricas Verdes en la COP30.

En la última década, el Grupo BID ha financiado más de US$1.000 millones en proyectos de transmisión y ha apoyado reformas regulatorias en toda la región. PTAP ahora agrega capacidad dedicada para convertir planes en proyectos financiables, vinculando las prioridades energéticas nacionales con los bienes públicos regionales y los objetivos climáticos globales.

El anuncio de Alemania refuerza una alianza más amplia con el Grupo BID en el marco de la International Climate Initiative (IKI), que desde 2016 ha aportado más de 135 millones de euros (alrededor de US$156,4 millones) en apoyo a programas climáticos y naturales en América Latina y el Caribe.

Entre las iniciativas recientes, se incluyen inversiones y reformas en materia de política fiscal, biodiversidad, seguridad hídrica y finanzas verdes, así como el Fondo de Movilización del Sector Privado para el Clima IKI-LAC con BID Invest, un fondo de 46 millones de euros (alrededor de US$53,3 millones), anunciado a principios de este año, que se enfoca en apoyar y movilizar inversión del sector privado en proyectos de mitigación del cambio climático destinados a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en América Latina y el Caribe.

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Colombia atraviesa un momento decisivo para atraer inversiones en generación, almacenamiento y nuevas tecnologías, y el mensaje del Future Energy Summit (FES) de Bogotá evidenció que el país tiene demanda, recursos y oportunidades, pero está enviando señales insuficientes para movilizar capital.

Así lo planteó Raúl Lancheros, director de Asuntos Sectoriales y Regulación de ACOLGEN, quien centró su intervención en el eje: “Lo que realmente acelera o frena la transición es que las reglas para invertir sean claras, coherentes y predecibles”.

En un escenario regional donde competidores directos como Brasil, Chile y Perú actualizan sus marcos normativos para atraer fondos internacionales, Colombia corre el riesgo de quedar rezagada si no fortalece la previsibilidad regulatoria.

Datos recientes muestran la magnitud del desafío y la oportunidad. Según la International Energy Agency (IEA), las inversiones en energía limpia en América Latina alcanzaron los US$ 70 mil millones en 2025, y Colombia estuvo entre los países con mayor crecimiento anual.

Sin embargo, Lancheros remarcó que los inversionistas —locales y extranjeros— requieren claridad sobre los tiempos, criterios y metodologías que la regulación aplicará en los próximos años, especialmente cuando se trata de proyectos con CAPEX intensivo y retornos prolongados.

El directivo explicó que el país ingresó en una etapa de “adición energética”, donde la demanda crece de forma sostenida y obliga a sumar tecnologías diversas: renovables, hidráulicas, térmicas, almacenamiento y nuevas soluciones flexibles.

“La pregunta ya no es si la oferta será suficiente, sino si estamos generando las condiciones para atraer la inversión que realmente necesitamos”, afirmó.

En este marco, ajustar los procesos regulatorios para que las empresas puedan participar con confianza en la próxima subasta del cargo por confiabilidad será determinante para financiar nuevas plantas y asegurar energía firme hacia 2028–2029.

Las resoluciones 66 y 69 —actualmente en discusión— introducen cambios que podrían afectar la energía que los generadores pueden declarar y, por lo tanto, el apetito inversor en el proceso.

Lancheros insistió en que las normas que regulan la expansión deben acompañarse de análisis de impacto normativo sólidos, periodos de consulta adecuados y lineamientos claros que reduzcan la exposición a ajustes posteriores.

Para los agentes, la incertidumbre se traduce en mayores costos financieros, demoras en el cierre de proyectos y cautela por parte de la banca comercial e instituciones internacionales.

Asimismo, mencionó que la modernización del mercado eléctrico es una condición indispensable para activar inversiones en almacenamiento, energías renovables y servicios complementarios.

Señales de precios horarios, esquemas de remuneración acordes para tecnologías flexibles y un diseño que permita capturar el valor real de nuevas soluciones son, en su visión, elementos esenciales para que Colombia resulte competitiva.

“El país tiene ventajas naturales y recursos; lo que falta es actualizar el diseño de mercado para que las nuevas tecnologías puedan cerrar sus modelos financieros”, enfatizó el especialista.

En el FES Colombia se evidenció un consenso transversal: la transición energética avanza cuando el sector privado tiene reglas claras y confianza para comprometer inversiones de largo plazo.

Un estudio del Stockholm Environment Institute (SEI) estimó que el país necesitará más de US$ 92 mil millones en inversiones para cumplir las metas de expansión solar y eólica establecidas en su hoja de ruta hacia 2052.

En 2024 se movilizaron cerca de US$ 9 mil millones solo en proyectos de energías renovables, reflejando un apetito creciente por parte de fondos internacionales, utilities regionales y desarrolladores locales que ven en Colombia un mercado con alto potencial, pero aún condicionado por la calidad de sus señales regulatorias.

Y según Lancheros, estos desafíos no surgieron ahora, sino que responden a una acumulación de señales confusas a lo largo del tiempo: “Desde hace cinco o seis años hemos perdido predictibilidad, y no ha sido solo con este gobierno; es un problema de cumplimiento de agenda regulatoria que se ha venido acumulando”.

Para el director de Asuntos Sectoriales y Regulación de ACOLGEN, la salida no es compleja en términos conceptuales, pero sí exige voluntad institucional: recuperar la disciplina regulatoria, ordenar la agenda de trabajo y enviar señales predecibles que permitan a los inversionistas estructurar proyectos con confianza. Solo así —subrayó— Colombia podrá movilizar el capital que necesita para crecer y asegurar la energía firme del próximo ciclo.

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Canadian Solar anticipa un salto en eficiencia en sus próximos lanzamientos: antes de fin de año comenzará la distribución de paneles solares con potencias de hasta 725 W. Esta evolución responde a una estrategia centrada en aumentar la densidad energética y reducir costos asociados al espacio, la instalación y el mantenimiento.

“Hoy llegamos a potencia de 720 W, pero hacia final de año vamos a estar distribuyendo paneles con más potencia. Esto reduce el área de instalación, que tiene un costo muy significativo en la implementación de los parques. Es uno de los elementos que más limita los desarrollos. Al tener mayor potencia en menor área tenemos mejor densidad de energía, reduce costos de materiales de instalación y de operación y mantenimiento”; aseguró Carlos Burgos, senior sales manager de Candian Solar para Sudamérica, en el marco de Future Energy Summit (FES) Colombia.

Revive el Future Energy Summit (FES) Colombia 2025:

La compañía se posiciona actualmente como un fabricante de soluciones integrales. Con 24 años en el mercado, ha dejado de ser un proveedor exclusivo de equipos, y ahora ofrece un paquete completo para instalaciones fotovoltaicas: paneles, inversores, centros de transformación y sistemas de almacenamiento.

“A final del 2025 se incorpora también la fabricación del vidrio bajo la responsabilidad de Canadian Solar”, indicó Burgos.

A excepción de los marcos, todos los componentes estarán bajo responsabilidad directa de la compañía. Este modelo de fabricación integrada permite ofrecer productos con mayor valor agregado y adaptados a las condiciones específicas de cada proyecto. 

“Esto facilita que en los temas de investigación y desarrollo seamos mucho más ágiles cuando queremos implementar cualquier cambio, mejora o nueva tecnología”, sostuvo el ejecutivo.

Además de aumentar la potencia de sus módulos, Canadian Solar apuesta por tecnologías que mejoren el rendimiento en condiciones desafiantes. La bifacialidad es uno de los avances que mayor impacto genera, permitiendo un incremento de entre el 10% y el 30% en la producción energética según el tipo de superficie. Esta característica se vuelve especialmente valiosa en terrenos con alta reflectividad o áreas limitadas, donde maximizar cada metro cuadrado es fundamental.

El diseño de los módulos también incorpora mejoras en el coeficiente de temperatura y mayor resistencia a la humedad, aspectos determinantes en climas complejos. “La degradación del panel va a ser mucho menor, con lo cual también vamos a garantizar la entrega de energía eficiente y estable a lo largo del tiempo”, explicó el directivo.

Cabe recordar que Canadian Solar busca posicionarse como EPC y fortalecer su presencia en Latinoamérica, acompañando al cliente desde la etapa de ingeniería hasta la etapa de operación y mantenimiento, incluyendo inclusive una gestión de financiamiento.

Particularidades del mercado colombiano: terreno, clima y logística

En el mercado colombiano, las condiciones geográficas representan un desafío técnico y logístico para el despliegue de proyectos fotovoltaicos. La complejidad del terreno, las ondulaciones y la humedad obligan a adaptar las tecnologías para garantizar estabilidad y eficiencia en la instalación. “Las estructuras y los trackers tendrán que avanzar muchísimo porque se tienen que adaptar a las condiciones de terreno que tenemos”, señaló Burgos.

A estas dificultades se suma el acceso limitado a ciertas zonas, lo que implica considerar soluciones logísticas más flexibles. El ejecutivo advirtió que no es viable trasladar contenedores de gran peso a cualquier ubicación. Por ello, insistió en diseñar plantas que sean resilientes desde el inicio, tanto en tecnología como en operación.

En ese sentido, la incorporación de sistemas de almacenamiento resulta clave para garantizar la disponibilidad energética en horas sin sol. Sin embargo, su eficacia depende de un control preciso y anticipado del funcionamiento general del sistema.

 “Necesitamos un instrumento de gestión y control que sea muy eficiente, que pueda anticipar un poco las fallas, que sea muy inteligente en cuánto tenemos de consumo y cuánto tenemos de generación”, remarcó Burgos.

Además, la creciente presión sobre el uso del suelo en Colombia plantea nuevos desafíos. Burgos apuntó sobre una inminente disputa por la tierra, ante el avance simultáneo de proyectos solares y actividades productivas tradicionales. Para mitigar ese conflicto, planteó alternativas como la agrovoltaica, que permite un uso compartido del terreno sin sacrificar rendimiento ni funcionalidad.

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El próximo año será determinante para el desarrollo del hidrógeno bajo en carbono en Brasil. Al menos siete proyectos industriales, que en conjunto representan inversiones por 63000 millones de dólares, tienen prevista su decisión final de inversión en 2026. El país deberá demostrar si está listo para avanzar en la consolidación de esta industria, en un contexto que exige señales claras desde la política energética.

El éxito de estas iniciativas dependerá no solo de la madurez técnica de los proyectos, sino también del marco regulatorio e incentivos que garanticen competitividad frente al hidrógeno gris. Aunque Brasil aprobó el Programa de Desarrollo del Hidrógeno de Bajo Carbono (PHBC), aún está pendiente su reglamentación. El sector espera que esa subasta se concrete durante 2026.

En paralelo, el mercado internacional juega un rol fundamental en la evolución de la demanda. Las subastas de H2Global, que anunciarán ganadores en ese mismo año, definirán quiénes podrán abastecer a Europa con hidrógeno verde o sus derivados. Además, la Organización Marítima Internacional (IMO) evalúa adoptar el IMO Net-Zero Framework, que pondría precio a las emisiones del transporte marítimo, creando oportunidades para combustibles como el metanol y el amoníaco.

Según explicó Luana Gaspar, analista de PSR – Energy Consulting and Analytics, 2026 será un punto de quiebre. “El próximo año será decisivo para definir si este mercado avanzará o no”, afirmó, destacando la importancia de la demanda firme como motor del crecimiento.

Aunque el potencial está, los costos del hidrógeno verde aún superan a los del gris. Sin políticas activas de fomento al consumo, la demanda no se generará de forma espontánea. Por eso, los próximos movimientos de gobierno y mercado son cruciales para convertir el interés actual en inversión concreta.

La COP30, que se está celebrando en Brasil, es vista como una plataforma estratégica para cerrar acuerdos de largo plazo con países que ya incentivan el uso del hidrógeno verde. Para Gaspar, uno de los elementos más relevantes es garantizar que los proyectos cuenten con compradores comprometidos, lo cual puede inclinar la balanza al momento de decidir si avanzar o no.

“La región podrá aprovechar la COP30 para cerrar acuerdos comerciales con países que ya incentivan el hidrógeno, con el fin de garantizar demandas firmes para los proyectos de hidrógeno locales”, señaló la especialista.

La articulación entre instrumentos nacionales e internacionales será clave. Con demanda asegurada, reglas claras y mecanismos de incentivo alineados, Brasil podrá posicionarse como uno de los grandes productores de hidrógeno verde en América Latina. Pero el margen de maniobra es estrecho: el 2026 marcará el momento de decidir si se transforma la oportunidad en realidad.

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Gotion refuerza su estrategia de expansión regional con un portafolio de soluciones de almacenamiento energético de alta densidad, que van desde 5 MWh hasta 20 MWh, diseñadas para aplicaciones comerciales, industriales y utility scale. 

Presentadas recientemente en el PVBook 2025, el catálogo digital elaborado por Energía Estratégica, las tecnologías están pensadas para responder a las necesidades actuales de los proyectos latinoamericanos, con foco en modularidad, eficiencia y facilidad de integración.

Entre los productos insignia destaca el Gotion GRID 5MWh, un sistema completamente integrado en un contenedor de 20 pies, con una densidad energética de 5 MWh y voltaje nominal de 1331 V, que incorpora diseño modular A/B, lo que permite su instalación flexible y escalable. 

Esta solución se presenta bajo un formato “plug & play”, orientado a reducir los tiempos de implementación y facilitar el despliegue en campo. Las celdas utilizadas permiten alcanzar hasta 12.000 ciclos de vida, lo que eleva su competitividad frente a otras tecnologías del mercado.

Uno de los diferenciales técnicos del GRID es su sistema de refrigeración avanzada, que combina submersión de celdas, spray y enfriamiento líquido, mejorando en un 30% la eficiencia térmica. A esto se suma un control de temperatura inteligente y monitoreo a nivel de celda, garantizando una operación estable en entornos exigentes y aportando a la seguridad operativa del sistema. Además, su compatibilidad con múltiples protocolos de comunicación lo convierte en una solución versátil para integraciones complejas o multi-proveedor.

Complementando esta propuesta, Gotion ofrece el sistema EDGE-Block, orientado a entornos comerciales e industriales o redes de baja tensión, también con enfoque “plug-and-play” y basado en celdas LFP-300Ah. Su arquitectura permite escalar desde un pack de 42,2 kWh, hasta un sistema completo de 760 kWh, con voltajes nominales que alcanzan los 1.267,2 V. En cuanto a configuraciones, se destacan los esquemas internos 1P44S, 1P396S y 2P396S, que garantizan más de 8000 ciclos de vida útil.

“EDGE-Block es ideal para edificios urbanos, industrias y proyectos con limitaciones de espacio”, subrayan desde la empresa. El sistema ocupa apenas 3,3 m², puede ser manipulado con montacargas o grúa y está diseñado para instalarse sobre cimentaciones prefabricadas, lo que acelera la puesta en marcha y reduce los trabajos en sitio. 

Expansión productiva y operativa global

El avance tecnológico de Gotion está respaldado por una red industrial en plena expansión. La empresa cuenta con una mina de litio en Jujuy (Argentina) y una planta de fabricación en Chicago (EE.UU.), además de centros operativos en China, Asia-Pacífico y Alemania, donde se fabrica el sistema GRID. 

También se encuentran en construcción complejos productivos en Marruecos y Eslovaquia, lo que afianzará su capacidad de suministro global.

Gotion proyecta alcanzar una capacidad de producción de 300 GWh en 2025 y 600 GWh en 2030, en línea con la creciente demanda de sistemas de almacenamiento a nivel mundial. 

En este contexto, América Latina se vuelve una región estratégica. Hasta ahora, la firma operaba principalmente en Chile, considerado el principal mercado BESS de la región, pero en 2025 comenzó a enfocarse también en Brasil, México y Colombia.

En Brasil, particularmente, Gotion implementará soluciones para todos los segmentos: desde instalaciones residenciales e industriales hasta proyectos de generación centralizada. En este último rubro, la compañía ya presentó contenedores de 5, 7, 20 y hasta 20 MWh de capacidad en ferias internacionales, y planea replicar su modelo operativo global mediante alianzas estratégicas. 

Para el segmento medio, trabajará con socios locales, mientras que para el sector utility scale, ofrece soluciones llave en mano, que incluyen soporte técnico, comisionamiento, repuestos y servicio posventa.

Con un catálogo tecnológico robusto, alta densidad energética, modularidad, sistemas de refrigeración avanzada y una fuerte apuesta por la regionalización de sus operaciones, Gotion consolida su posicionamiento como proveedor clave para los proyectos BESS que definirán el futuro energético de América Latina.

La entrada Gotion escala su tecnología BESS: soluciones modulares de 5 a 20 MWh ya disponibles para LATAM se publicó primero en Energía Estratégica.

S-5!, líder de la industria en soluciones de fijación solar para techos metálicos, presenta su nueva abrazadera para aplicaciones solares en carports, expandiendo su tecnología de fijación solar certificada a estructuras tipo canopy y carport.

La abrazadera S-5-CP™ (*“CP” por carport) está diseñada para adaptarse a estructuras con polinería tipo C y Z, ofreciendo un anclaje seguro y sin perforaciones para aplicaciones solares. Su diseño proporciona una instalación más rápida, mayor resistencia y confiabilidad a largo plazo, al mismo tiempo que previene la corrosión al eliminar la necesidad de realizar perforaciones.

“El segmento de carports solares es uno de los de mayor crecimiento dentro de la tecnología de fijación,” comentó Rob Haddock, fundador y director general de S-5!. “La abrazadera

S-5-CP permite a ingenieros e instaladores diseñar sistemas solares para carports más resistentes, sencillos y rentables, utilizando la tecnología confiable de S-5!”

La abrazadera se combina perfectamente con el sistema de montaje solar PVKIT®, ofreciendo una instalación sin rieles que reduce tanto el número de componentes como los costos de mano de obra. Con un tornillo opresor orientado hacia abajo, la instalación puede realizarse desde la parte inferior del canopy, lo que simplifica el trabajo, mejora el acceso para el cableado y mantenimiento, y a su vez, permite realizar ajustes sobre la marcha.

Combinada con un gasket de EPDM (se vende por separado), la solución solar para carports de S-5! ofrece un rendimiento resistente a infiltraciones de agua entre módulos, reduciendo el riesgo de las mismas y protegiendo la estructura y los autos bajo el carport.

A diferencia de los sistemas de estructura para instalar sobre carports que suelen implicar costos elevados, la abrazadera S-5-CP brinda a ingenieros y contratistas la flexibilidad de diseñar sus propios sistemas y seleccionar sus polinerías y espaciamientos preferidos, reduciendo costos sin comprometer el rendimiento.

Las fijaciones de S-5! están diseñadas para ofrecer resistencia, rapidez y durabilidad, brindando soporte a las instalaciones solares en carports y estructuras tipo canopy con conexiones resistentes al agua y una excepcional resistencia a la succión de viento y a cargas en pendiente, todo respaldado por décadas de experiencia e ingeniería comprobada en campo.

“Desde techos hasta carports, nuestro equipo continúa innovando y adaptando nuestra tecnología de fijación para satisfacer las demandas de las aplicaciones solares,” agregó Haddock. “La abrazadera S-5-CP convierte espacios subutilizados en una valiosa fuente de energía limpia: una solución ideal para contratistas y desarrolladores que buscan una integración solar confiable y resistente al agua en estructuras tipo canopy.”

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. Sus abrazaderas sin perforación y soportes permiten fijar casi cualquier cosa en techos metálicos engargolados o de fijación expuesta, sin comprometer la integridad ni la garantía del techo. Las soluciones de S-5! están diseñadas para una amplia gama de aplicaciones sobre techos metálicos y ya se han instalado en más de 3 millones de techos metálicos, incluyendo 9GW de energía solar a nivel global, ofreciendo resistencia y durabilidad sin precedentes.

Para más información visite: es.s-5.com.

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El 26 y 27 de noviembre, Future Energy Summit (FES) celebrará su cuarta edición en Chile, precisamente en el Hotel Intercontinental de Santiago, con transmisión en directo a través del canal oficial de YouTube de FES

El evento, que ya se ha consolidado como el encuentro más influyente de la industria en la región, contará con la participación de las principales compañías del sector, funcionarios clave y más de mil profesionales del ecosistema energético. 

ENTRADAS DISPONIBLES PARA FES CHILE

Durante las dos jornadas se abordarán los desafíos estructurales de la transición en la región, con un enfoque estratégico sobre el rol del almacenamiento como habilitador del nuevo paradigma eléctrico. 

El segundo día del encuentro estará íntegramente dedicado a esta tecnología, bajo el bloque temático BESS Session, donde se analizarán escenarios de corto, mediano y largo plazo. Allí se espera una discusión de alto nivel técnico, visiones corporativas y regulatorias sobre cómo escalar soluciones de almacenamiento que respondan a la creciente necesidad de flexibilidad del sistema.

Una de las claves centrales que definirá el futuro del almacenamiento BESS es la implementación del nuevo Decreto Supremo N° 70/2023, que actualiza el reglamento de transferencia de potencia y entrega una señal regulatoria clara tras una década sin revisiones. 

Este marco permite, por primera vez, una valorización diferenciada según la duración de los sistemas de almacenamiento: no se reconoce potencia en sistemas menores a una hora, pero a partir de ese umbral se reconocen porcentajes crecientes que llegan hasta el 100%. Este ajuste genera un incentivo directo para que los desarrolladores prioricen soluciones con mayor capacidad de respaldo, robusteciendo la matriz.

ENTRADAS DISPONIBLES PARA FES CHILE

El segundo punto clave es el fuerte crecimiento en capacidad operativa. A la fecha, Chile ya opera 1850 MW de BESS y superará los 2 GW a inicios de 2026, adelantándose cuatro años a la meta oficial del país. 

A esto se suma una cartera de proyectos que, entre pruebas, construcción y evaluación ambiental, podría elevar la capacidad total instalada hasta 8,6 GW en 2027. Y de cumplirse esta proyección, posicionará a Chile como uno de los líderes en almacenamiento energético de América Latina. 

En tercer lugar, se encuentra el desafío asociado a la gestión de excedentes renovables. El sistema chileno ha experimentado recortes de generación del orden del 40% en 2024, principalmente por la incapacidad de absorber toda la energía que se produce en determinadas horas del día. 

Ante este escenario, los sistemas BESS ofrecen una solución inmediata para reducir la pérdida de energía limpia, con una capacidad de 5 GWh instalados y duraciones promedio de entre 4 y 5 horas. 

ENTRADAS DISPONIBLES PARA FES CHILE

Su despliegue flexible —tanto como infraestructura independiente como parte del parque generador— permite resolver limitaciones operativas críticas en plazos de hasta 18 meses, lo que los convierte en una herramienta clave para la estabilidad de la red.

La cuarta clave está vinculada al impacto económico. La incorporación de baterías ya está modificando la lógica de precios en el mercado mayorista. En ciertas subestaciones, su uso ha permitido disminuir el costo marginal solar en hasta USD 100/MWh. 

A esto se suma la creciente volatilidad entre horas de alta generación (con precios cercanos a USD 0/MWh) y horas punta (con picos de hasta USD 130/MWh), lo que convierte al arbitraje energético en una oportunidad concreta de valorización para operadores y desarrolladores. En este contexto, el almacenamiento no solo ofrece eficiencia técnica, sino también una herramienta de gestión de ingresos con impacto directo en la rentabilidad de los proyectos.

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Finalmente, la discusión técnica en FES también abordará la necesidad de preparar al sistema para escenarios prolongados de baja generación renovable. Las soluciones de almacenamiento de larga duración (LDES), con ventanas de entre 8 y 24 horas, están comenzando a adquirir madurez comercial en otros mercados, y serán fundamentales para cubrir déficits de energía en jornadas completas. 

El desarrollo de estas tecnologías representa la quinta clave estratégica para el futuro del almacenamiento en Chile, donde aún resta avanzar en escalabilidad, modelos de financiamiento y diseño regulatorio.

De este modo, FES Chile 2025 se proyecta como el espacio donde se articularán estas cinco variables clave, reuniendo a los actores que están definiendo el rumbo del sistema eléctrico. Con una agenda centrada en el análisis técnico y espacios de networking diseñados para facilitar la toma de decisiones y el avance de acuerdos comerciales, el evento reforzará su papel como el foro de referencia para la transición energética en el Cono Sur.

ENTRADAS DISPONIBLES PARA FES CHILE

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360Energy transita una etapa de crecimiento acelerado que la posiciona como uno de los desarrolladores solares más dinámicos de Latinoamérica. En 2024, la empresa duplicó su capacidad instalada en Argentina —pasando de 120 a 248 MW—, y actualmente desarrolla más de 400 MW en distintos mercados, con proyectos activos en Brasil, México, España y Argentina. Además, la firma también proyecta su desembarco en Colombia, Italia y Estados Unidos.

“El crecimiento de estos años nos obliga a pensar como una empresa global, no solo por los mercados donde operamos, sino por cómo organizamos nuestra estructura y estrategia”, expresó Federico Sbarbi Osuna, CEO de 360Energy, en el marco de Ciclo Leaders, organizado por Strategic Energy Corp (SEC).

Como parte de su diversificación tecnológica, la compañía evalúa abrir su filial en Estados Unidos en 2026 con foco en soluciones energéticas para data centers, un segmento en expansión en el país. 

Revive la entrevista exclusiva con Federico Sbarbi Osuna, CEO de 360Energy: https://www.youtube.com/watch?v=GlmR4ZtRJV4

En Brasil, desarrolla tres plantas solares en Goviana, Porto Real y Betim, por un total de 90 MW, con fecha de operación prevista para el primer cuatrimestre de 2025. Si bien reconoce la competencia como un reto, considera al país un motor clave: “El mercado brasilero es un continente en sí mismo, tiene un potencial monstruoso”.

La empresa trabaja en un proyecto de autoconsumo solar en la planta de Stellantis en Saltillo en México, el cual esperan comenzar a construir a finales del 2026. Si bien el CEO de 360Energy señaló que el marco normativo sigue siendo una traba para el desarrollo de los privados en el país, aseguró que el próximo año empezarán un proceso de scouting comercial para evaluar nuevas oportunidades de negocio.

Argentina sigue siendo el eje operativo de la firma, entre los desarrollos activos en el país se destacan Palomar y Atlántico, junto a dos plantas con baterías en Narciso y Realicó, y una posible ampliación de 46 MW en La Rioja dentro del régimen MATER La compañía también participa de proyectos RENMDI consolidando su portafolio local.

“Tenemos el mejor recurso solar y eólico del mundo, pero el sistema eléctrico en algunos puntos está colapsado. Para impulsar nuevos desarrollos es fundamental implementar mecanismos como un RIGI adaptado para medianas empresas, ya que no todas pueden hacer proyectos de 400 MW; el tema es la infraestructura y el incentivo financiero”, planteó Sbarbi Osuna.

Dentro de su avance sobre el continente europeo, 360Energy trabaja en una planta solar de más de 12 MW en España, país donde ya cuenta con oficina propia. El CEO destacó que, si bien se trata de un proyecto de escala reducida, “será nuestro primer paso hacia el viejo continente”. En Italia, donde anteriormente se evaluaban tres iniciativas, la cartera permanece abierta, aunque por el momento sin avances concretos.

 En tanto, en Colombia, el interés se mantiene activo: el país tiene entre 3 y 4 GW de capacidad solar instalada y un potencial estimado en 50 GW. “El mercado colombiano puede ser una gran oportunidad”, anticipó el ejecutivo.

Este proceso de expansión territorial está respaldado por un modelo de negocio verticalmente integrado, que permite a 360Energy ejecutar todas las etapas de sus proyectos, desde el desarrollo hasta la operación. Para sostener ese crecimiento, la compañía se reorganizó internamente y durante 2024 incorporó 100 nuevas personas, alcanzando un equipo de 270 empleados, sin contar a los trabajadores en obra.

Otro de los impulsores clave de esta nueva etapa fue el ingreso del Grupo Stellantis como socio en 2023, una alianza que fortaleció el capital accionario de la empresa y la posicionó como proveedora directa de infraestructura energética para las plantas industriales del grupo.

“Tenemos que parar la pelota, consolidar lo que tenemos y ver cuál es el siguiente paso. Pero creo que correrá por Brasil, México o Colombia.Hay que tener mucha claridad de cuál es nuestra estrategia y no distraernos”, concluyó.

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El futuro del sector energético se consolidó como uno de los temas centrales de cara a las elecciones presidenciales de Costa Rica en febrero de 2026.

Durante el 5to Informe de Competitividad Nacional organizado por el Consejo de Promoción de la Competitividad de Costa Rica, los principales candidatos y candidatas expusieron sus propuestas, con un enfoque transversal: la necesidad urgente de reformar el sistema eléctrico y avanzar hacia una matriz más diversa, eficiente y abierta a la inversión privada.

Natalia Díaz Quintana, candidata por el Partido Unidos Podemos, propuso armonizar el sector eléctrico, impulsar la exploración e importación de gas natural y fortalecer la energía geotérmica. También defendió la implementación efectiva de la ley de generación distribuida como una herramienta para mejorar la competitividad empresarial mediante la reducción de costos energéticos.

Desde el Partido Avanza, José Aguilar Berrocal planteó modernizar la red eléctrica y permitir una mayor participación privada. Resaltó el impulso a paneles solares y energías limpias, junto con la necesidad de explorar nuevas fuentes como el gas natural. Sostuvo que abrir el mercado eléctrico es esencial para fomentar la inversión y dinamizar el aparato productivo.

Juan Carlos Hidalgo, del Partido Unidad Social Cristiana, vinculó su propuesta energética a una reforma del entorno institucional. Planteó universalizar la ventanilla única de inversión y simplificar los trámites como vías para acelerar proyectos. Además, propuso transformar colegios académicos en técnicos y crear un plan nacional de certificaciones que permita preparar el talento humano para los desafíos del sector energético.

Tania Molina Rojas, candidata a la vicepresidencia por el Partido Liberal Progresista, incluyó entre sus prioridades eliminar la burocracia que frena la productividad. Propuso reducir la carga patronal del 26% al 19%, medida que podría generar mejores condiciones para la formalización de empresas del sector renovable y facilitar nuevas inversiones.

Por su parte, Claudia Dobles, de la Coalición Agenda Ciudadana, hizo hincapié en reducir las brechas urbano-rurales como un paso necesario para democratizar el acceso a servicios como la energía. Propuso una política nacional de seguridad con articulación entre los tres poderes del Estado, y reactivar el Consejo Presidencial para la Seguridad Nacional como herramienta para garantizar condiciones adecuadas para el desarrollo sostenible.

Desde el Frente Amplio, Ariel Robles Barrantes se enfocó en la educación y la conectividad. Apoyó el uso de fondos de Fonatel para conectar hogares desde donde también se pueda estudiar y trabajar, lo que podría ser aprovechado para fomentar el acceso a tecnologías vinculadas a la eficiencia energética.

Reforma eléctrica: necesidad política y urgencia estructural

Las propuestas se dan en un contexto clave: Costa Rica acaba de presentar su mayor plan de expansión renovable en plena COP30, con una hoja de ruta que contempla nuevos proyectos solares, eólicos y más de 100 MW de geotermia firme entre 2026 y 2034. También se prevé incorporar 120 MW de almacenamiento energético con cuatro horas de duración para el período 2031–2034. Sin embargo, aún no existe un marco tarifario que reconozca esta operación.

Aunque la Ley 10086 de 2022 habilitó el autoconsumo y la creación de comunidades energéticas, persisten barreras regulatorias, tarifarias y de interconexión que limitan el avance. Según Energía Estratégica, la consolidación de la geotermia permitiría incrementar la oferta de energía firme y gestionable en la matriz, pero su integración plena depende de condiciones normativas aún en construcción.

En este marco, el consenso entre el sector empresarial fue claro: el modelo actual ya no responde a las necesidades del país.

Karla Martínez Lozano, gerente de Asuntos Corporativos y Sostenibilidad de CMI-Corporación Multi Inversiones Capital y fiscal de la Junta Directiva de ACOPE, sostuvo que “Costa Rica debe reformar su sector eléctrico para abrir el mercado y fortalecer su competitividad. La energía es la base del desarrollo y atraerá inversión en múltiples áreas.” Añadió que “la ley de armonización habilita la competitividad al abrir un mercado donde los distintos actores pueden participar con reglas claras.”

Desde una perspectiva técnica, Rodrigo Cubero propuso una apertura y regulación inteligente del sistema eléctrico como una de las claves estructurales para avanzar en competitividad. También sugirió revisar el modelo de financiamiento de la seguridad social para aliviar cargas patronales y liberar recursos hacia infraestructura crítica como la energética.

Lorena Arce Quirós, vicepresidenta de Banca de Empresas y Patrimonial de BAC, relacionó directamente el desarrollo económico con la eficiencia energética. Enfatizó que las economías más avanzadas sostienen su éxito sobre el nivel educativo, pero también sobre costos operativos competitivos. Señaló que las limitaciones actuales en puertos y redes elevan los costos logísticos y energéticos.

Guillermo Ulate Artavia, de Cementos Progreso Costa Rica, identificó a la red vial cantonal como un punto de rezago con impacto directo en la competitividad del país. Destacó la infraestructura del agua como otro componente fundamental para la planificación energética, especialmente para el desarrollo de proyectos industriales sostenibles.

En representación del sector comercio, Montserrat Bonilla Garro, directora legal de Walmart Centroamérica, se refirió a la disponibilidad y acceso al agua como un factor crítico para la operación de grandes empresas. También resaltó la necesidad de infraestructura vial y portuaria adecuada, y propuso la digitalización de trámites para eliminar barreras que hoy dificultan el crecimiento de sectores como el energético.

Rosa Monge, rectora de la Universidad Latina de Costa Rica, remarcó que la educación ha sido históricamente un pilar para el país, pero advirtió que se están normalizando muchos de sus problemas estructurales. Llamó a recuperar una visión articulada de la educación superior y propuso retomar la enseñanza sistemática del inglés desde la infancia, un punto crítico para el desarrollo del talento en sectores como el de las energías renovables.

Giovanni Artavia, socio de Deloitte, apuntó que el país necesita mejorar su infraestructura vial y fortalecer el dominio del idioma inglés si desea mantenerse competitivo en sectores que requieren personal calificado, como la energía limpia.

En el cierre del encuentro, Carlos González Jiménez, presidente del Consejo de Promoción de la Competitividad, afirmó que “la productividad se ha concentrado, las brechas se siguen ampliando y la competitividad del país se sostiene sobre bases frágiles.” Aseguró que revertir esta tendencia exige una visión compartida de largo plazo: “La Costa Rica de 2050 no se improvisa: se construye desde ahora, con evidencia, constancia y sentido de propósito. Hagámoslo juntos.”

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Chile avanza decididamente hacia una nueva etapa de su transición energética. De acuerdo con el boletín mensual de la Asociación Gremial Generadoras de Chile, el país ya cuenta con 1850 MW de sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) en operación y se encamina a superar los 2 GW en enero de 2026, cuatro años antes de la meta oficial fijada para 2030. 

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

Por lo que la capacidad total instalada podría alcanzar los 8,6 GW en 2027, superando ampliamente el objetivo nacional de 6 GW al 2050.

Del total de BESS ya operativos, 1197 MW corresponden a proyectos solares híbridos (fotovoltaicos más baterías), 95 MW a centrales hidroeléctricas con almacenamiento, 67 MW a parques eólicos con baterías, y 491 MW a instalaciones BESS en modalidad stand alone. 

Este despliegue ha comenzado a evidenciar impactos concretos en la operación del sistema, especialmente en el costo marginal de la energía solar.

Incluso, desde el Gobierno se ha destacado que la incorporación de baterías ha permitido reducir en casi USD 100/MWh el costo marginal solar en algunas subestaciones, una señal contundente que reconfigura las perspectivas de ingresos para los desarrolladores y refuerza la viabilidad económica de estos sistemas en la matriz nacional.

A la par del crecimiento del almacenamiento, el reporte señala que la capacidad instalada renovable ya alcanza los 24.931 MW, lo que representa más del 68% del total de la potencia operativa del país, que se sitúa en 36390 MW. 

Esta cifra se robustece con el volumen de proyectos actualmente en construcción, que alcanza los 10.052 MW, equivalentes al 97,2% de toda la nueva potencia que se está incorporando al sistema eléctrico chileno.

Dentro de esta nueva capacidad, los proyectos solares dominan con 2493 MW en 158 iniciativas, seguidos por 841 MW en 15 parques eólicos y 221 MW distribuidos en ocho centrales hidroeléctricas de pasada. 

Además, ocho nuevos proyectos solares ingresaron a evaluación, totalizando 574 MW y 1248 millones de dólares en inversiones, mientras que siete proyectos ERNC obtuvieron aprobación ambiental, por 1053 MW y 2137 millones de dólares (según información de la Comisión Nacional de Energía. 

Generación mensual: 70% renovable

Durante septiembre de 2025, la participación renovable en la generación eléctrica nacional alcanzó el 70%, manteniéndose por encima del 50% durante todos los días del mes. El 30 de septiembre a las 11:00 horas, se registró un pico de generación renovable instantánea del 93%, marcando un nuevo hito de cobertura limpia en tiempo real.

En el desglose por tecnología, la generación solar representó el 26% del total mensual, con un liderazgo regional de Antofagasta (36%), seguida de Atacama (23%) y la Región Metropolitana (7%). El 19 de septiembre a las 12:00 se alcanzó un récord de 71% de participación solar instantánea.

La generación eólica aportó el 15% del total mensual. En este caso, también fue Antofagasta quien lideró con el 36%, seguida por Atacama (19%) y La Araucanía (13%). La mayor participación instantánea de esta fuente se registró el 9 de septiembre a las 19:00, con 40%.

La generación hidráulica representó otro 26%, con dominio de la Región del Biobío (44%), seguida por Maule (23%) y O’Higgins (10%). El máximo de participación instantánea fue del 47%, registrado el 25 de septiembre a la medianoche.

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Con una inversión de 1300 millones de dólares y más de 1.200 kilómetros de redes eléctricas en desarrollo en las tres regiones del país, ISA Energía se consolida como actor clave en la infraestructura del sistema eléctrico peruano. Pero también lanza una advertencia: sin el reglamento de la Ley 3249, la transición energética quedará estancada.

“No basta con aprobar una ley: si no hay reglamento, no hay transición”, apuntó con claridad Cristian Remolina, CEO de ISA Energía, en una entrevista exclusiva en el marco del Future Energy Summit (FES) Perú 2025.

El directivo explica que la norma permitiría incorporar inercia sintética y almacenamiento, tecnologías imprescindibles para estabilizar el sistema frente a la creciente penetración de renovables.

“El país necesita equipar su red con baterías, compensadores estáticos y nuevas tecnologías que aseguren confiabilidad”, enfatizó.

La expectativa del sector es que el reglamento se publique en enero próximo, pero desde ISA Energía exigen que incluya los aportes técnicos presentados por las empresas, considerando que ya han sido entregados comentarios específicos y desde ISA Energía aguardan que el Gobierno los incorpore para no perder una «oportunidad crítica”.

REVIVE LA ENTREVISTA COMPLETA CON CRISTIAN REMOLINA, CEO DE ISA ENERGÍA, AQUÍ: https://www.youtube.com/watch?v=bNQslhyCc7k

La compañía, presente en todas las regiones del país, defiende una visión integral del sistema eléctrico, de modo que despliega proyectos en la costa, sierra y selva gracias a su conocimiento del país y compromiso con su desarrollo.

Además del desafío normativo, la empresa propone una apertura del mercado de almacenamiento más allá de la generación. “Esto no es un negocio exclusivo de generadores. Las empresas de transmisión también podemos participar, como ya ocurre en Brasil y Chile”, planteó Remolina, en línea con los modelos regulatorios más avanzados de la región.

Hoy, Perú representa el 22% del EBITDA de ISA y sus filiales, una señal clara del peso que el país tiene en la estrategia corporativa regional.

Y a largo plazo, ISA Energía se proyecta con una estrategia hacia 2040, articulada sobre tres pilares: energía, vida y transición. Esa mirada implica no solo expandir la capacidad instalada, sino asegurar la flexibilidad de la red.

“La transición energética no consiste solo en generar con renovables, sino en poder mover esa energía en el espacio y en el tiempo. Además, la energía que se genera de día y se necesita de noche, o que se produce lejos de los centros de consumo, debe poder llegar con estabilidad”, apuntó el entrevistado, haciendo hincapié en que la transmisión eléctrica se convierte en un factor central.

“Queremos que el sistema esté listo para el futuro. No podemos quedarnos en el modelo del pasado”, concluyó.

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AES Andes concretó el financiamiento bajo modalidad project finance para su proyecto parque híbrido Pampas, para el Parque Híbrido Pampas, ubicado en Taltal, Región de Antofagasta, por un monto de US$550 millones, una de las mayores estructuraciones de deuda en América Latina durante 2025.

La central híbrida Pampas tendrá casi 700 MW de capacidad y será el primer proyecto a gran escala en Chile que combina tres tecnologías:

• Energía eólica (128 MW)
• Energía solar fotovoltaica (229 MW)
• Almacenamiento en baterías BESS (340 MW hasta por 4 horas)

El parque eólico tendrá una potencia instalada de 120MW y estará constituido por 20 aerogeneradores de aproximadamente 7 MW, con una altura de buje de 170 m. Por su parte, el parque fotovoltaico estará formado por dos (2) zonas de módulos fotovoltaicos denominadas Zona Sur y Zona Norte, las cuales en conjunto totalizarán una potencia instalada de aproximadamente 230 MWp.

El proyecto tiene como objetivo principal suministrar energía limpia al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de Chile, contribuyendo así al incremento de la participación de tecnologías renovables en el país y se emplazará en la comuna de Taltal, provincia de Antofagasta, Región de Antofagasta, a aproximadamente 55 km al Este de la localidad de Paposo, a 75 km al Noreste de la ciudad de Taltal y a 150 km al Sur de la ciudad de Antofagasta

Este parque generará hasta 1000 GWh/año, equivalente al suministro de más de 415000 hogares chilenos, y representa un paso decisivo para incrementar la participación de energías renovables y capacidad de almacenamiento en el Sistema Eléctrico Nacional, fortaleciendo la seguridad y sustentabilidad del suministro eléctrico en Chile.

El proyecto de la compañía energética cuenta con su Resolución de Calificación Ambiental (RCA) aprobada desde septiembre de 2024, cuyo ingreso al Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental (Seia) fue en febrero de 2023 con una inversión de US$800 millones.

Y se espera que el proyecto Pampas inicie la primera etapa de su operación comercial en el segundo trimestre de 2027, y operar en un 100% a fines del mismo año.

“Estamos muy orgullosos de haber concretado el financiamiento del Parque Híbrido Pampas en un plazo de poco más de dos meses, gracias al compromiso y profesionalismo de todo el equipo y de nuestros socios financieros”, Javier Dib, CEO de AES Andes.

Además de este avance, actualmente, AES está construyendo en Chile 2.117 MW de nueva capacidad renovable y de baterías, con un financiamiento total que supera los US$1.500 millones en los últimos 12 meses.

«Es un logro que reafirma nuestro compromiso con el desarrollo de energías renovables y la transición energética del país», aseguraron desde la compañía.

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El gobierno de Colombia firmó el Decreto 1186/2025 que reglamenta la Licencia Ambiental Eólica con Diseño Optimizado (LAEólica), un nuevo instrumento normativo que marca un hito en la gestión ambiental y la implementación de la Transición Energética Justa en Colombia.

La LAEólica, elaborada por la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA)  en articulación con el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible y el Instituto Humboldt, permitirá agilizar de manera responsable el licenciamiento de proyectos de generación eólica con capacidades entre 10 MW y 100 MW. Este instrumento promueve un modelo ambiental que optimiza los procesos de evaluación, fortalece la protección de la biodiversidad y garantiza la participación de las comunidades en la implementación de la energía limpia.

“El viento sopla a favor de una Colombia más limpia y justa. Con la LAEólica avanzamos hacia una transición energética que armoniza el desarrollo con la protección de la vida y la biodiversidad, y que pone en el centro a las comunidades y los territorios como protagonistas del cambio”, afirmó Irene Vélez Torres, ministra (e) de Ambiente y directora general de la ANLA.

Por su parte, Edwin Palma, ministro de Minas y Energía, destacó que “el Decreto 1186 de 2025 revoluciona el licenciamiento ambiental en Colombia, impulsando la transición energética justa y la generación eólica bajo altos estándares técnicos y sociales. Con la nueva Licencia Ambiental Eólica con Diseño Optimizado (LAEólica), el Gobierno del Cambio acelera los proyectos de energía renovable, reduce la tramitología y fortalece el diálogo con las comunidades”.

El nuevo esquema incorpora criterios de localización, diseño y operación que reducen los impactos ambientales desde la concepción misma de los proyectos. Entre ellos se incluyen la delimitación de distancias mínimas a centros poblados, el uso de tecnologías que previenen afectaciones a aves y murciélagos, el uso eficiente del suelo y la implementación de turbinas silenciosas y seguras.

Además, la LAEólica establece un procedimiento técnico que orienta la elaboración de los estudios de impacto ambiental (EIA), los cuales deberán contener el análisis de los impactos ambientales y sociales, los planes de manejo, compensación y cierre, y una estrategia de gestión social para garantizar beneficios reales en los territorios.

El decreto también contempla un régimen de transición, de modo que las iniciativas que actualmente se encuentren en trámite de licenciamiento puedan desistir y acogerse a este nuevo procedimiento optimizado.

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En el marco del Foro de Negocios: Impulso de la Transición Energética en Guatemala, organizado por el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE), referentes del sector público, privado y financiero coincidieron en que el país enfrenta un momento decisivo para escalar su matriz energética limpia. Aunque la licitación PEG-5 —que contempla hasta 1.400 MW de nueva generación— ya está en marcha, la novedad surgió en torno a cómo transformar la voluntad política y empresarial en proyectos concretos y financiables.

“El BCIE está listo para acompañar a Guatemala en cada etapa de esta transición: desde la estructuración técnica y financiera hasta la ejecución y operación de los proyectos”, manifestó Gisela Sánchez, presidenta ejecutiva del organismo.

Sánchez sostuvo que el banco busca ser un socio estratégico que promueva inversiones sostenibles, innovadoras y de alto impacto, mediante instrumentos de financiamiento verde adaptados a las necesidades locales. La entidad también reforzó su compromiso con la cooperación regional para integrar esfuerzos en infraestructura energética.

Uno de los aportes más estructurados provino de la Asociación Guatemalteca de Transportistas de Electricidad (AGTE). Su presidente, David Eduardo Cabrera Palomo, presentó una hoja de ruta concreta para optimizar la red de transmisión: planificación más ambiciosa y participativa, relanzamiento de procesos de licitación —como respuesta a las dificultades del PET-3-2025— e incentivo a desarrollos por iniciativa propia.

“Expandir la red de forma adecuada requiere cambiar el enfoque actual e incentivar propuestas desde el sector privado”, planteó Cabrera Palomo.

Desde la generación, la mirada también apuntó a la necesidad de acelerar la transformación. Alfonso González, presidente de la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER), remarcó que fortalecer la seguridad energética, atraer capital y construir alianzas público-privadas es clave para posicionar a Guatemala en el mapa regional.

“Guatemala tiene la oportunidad de convertirse en un hub energético regional, pero para eso se necesita avanzar con reglas claras y condiciones estables”, afirmó.

Durante las mesas también se discutió el rol del gas natural como tecnología de transición, reconociendo su utilidad para brindar respaldo flexible mientras se amplía la participación renovable. El ministro de Energía y Minas, Víctor Ventura, respaldó esta visión como parte de una estrategia que combine descarbonización y confiabilidad.

Los panelistas coincidieron en que las alianzas público-privadas serán esenciales para movilizar capital, destrabar proyectos y cerrar brechas técnicas. Tanto la banca local como organismos multilaterales expresaron su interés en apoyar modelos que permitan escalar soluciones sostenibles.

“La energía es el motor del desarrollo, la competitividad y la integración regional”, señaló Sánchez, destacando que el BCIE está generando mecanismos para atraer capital con impacto.

También se abordaron las barreras de acceso al financiamiento, especialmente para iniciativas medianas que aún enfrentan altos costos y procesos complejos. En respuesta, el BCIE propuso ampliar el uso de esquemas blended y reforzar los marcos regulatorios para facilitar la estructuración de proyectos.

El foro reunió a actores clave del ecosistema energético: AMM, AGER, ANADIE, FUNDESA, KPMG, CMI Capital, HidroXacbal, CIFI, Crédit Agricole CIB, Banco Industrial, Siemens Energy y Excelerate Energy. Entre todos, trazaron consensos sobre la necesidad de modernizar el sistema eléctrico nacional y destrabar inversiones sostenibles.

“A través de estos espacios de diálogo y conocimiento, seguimos construyendo las bases para una matriz energética más limpia, resiliente y competitiva”, concluyó Sánchez.

Con una agenda que integra financiamiento, regulación, innovación tecnológica y visión regional, el Foro del BCIE marcó un punto de inflexión en el debate energético guatemalteco. La responsabilidad ahora recae en transformar estas propuestas en proyectos ejecutables que aceleren la transición hacia una matriz más limpia y robusta.

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La Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX) anunció la renovación de su Consejo Directivo para el periodo 2025-2027.

La Asamblea de la Asociación designó como presidenta a Carla Ortiz Fuentes. Asimismo, Sergio Romero Orozco fue designado como vicepresidente. Los nuevos nombramientos serán efectivos a partir del 11 de noviembre de 2025, en sustitución de Carla Medina Perezgomez y Julian Pablo Willenbrock Ahumada, respectivamente, quienes concluyen su gestión al frente del Consejo Directivo y a quienes ASOLMEX agradece y extiende un reconocimiento por sus contribuciones a la Asociación.

Este relevo ocurre en un momento estratégico para el sector, en pleno proceso de despliegue de la regulación que acompaña al nuevo modelo del sector energético implementado tras las reformas recientes al marco legal. En este escenario, ASOLMEX reitera su compromiso de trabajar de la mano con las
autoridades y los distintos actores del sector para garantizar que la implementación de las nuevas reglas fomente la colaboración público-privada, promueva la inversión y contribuya a acelerar la transición energética en México.

«Seguiremos fortaleciendo el papel de la energía solar como motor de la competitividad y sostenibilidad para México. Nuestra prioridad será acompañar el despliegue de nuevos proyectos y generar las condiciones de certeza que impulsen la inversión en energías limpias», afirmó Carla Ortiz, nueva presidenta de ASOLMEX.

Carla Ortiz Fuentes es CEO de RER Energy Group. Ha sido miembro del Consejo Directivo de ASOLMEX desde 2021 y cuenta con más de diez años de experiencia en el desarrollo de proyectos energéticos en México y América Latina. Es Maestra en Gestión Ambiental con especialidad en Energía por la
Universidad de Duke y Licenciada en Administración de Empresas por la Universidad Anáhuac, México.

Sergio Romero Orozco es vicepresidente de Regulación y Asuntos Públicos de Sempra Infraestructura. Es licenciado en Derecho por la Universidad Nacional Autónoma de México y cuenta con maestrías en Derecho y Economía por la Universidad Complutense de Madrid y en Economía Política por la Universidad
de Essex. Tiene más de 10 años de experiencia en el sector energético y es miembro del Consejo de ASOLMEX desde 2021.

Adicionalmente, el Consejo Directivo 2025-2027 está integrado por Sofía Tamayo (secretaria); Catalina Delgado (tesorera) y los vocales Carla Medina, Osvaldo Rancé, Angélica Soto, Patricia Tatto, Julian Willenbrock, Humberto Alarcón, Víctor Cervantes, José María Lujambio, Andrés Friedman, Luisa Ramírez, Edith Rojo, Juan Pablo Sáenz, Enrique de la Torre y Diana Sasse.

Con este cambio de liderazgo, ASOLMEX reafirma su compromiso de seguir siendo un actor clave en la transición energética de México, impulsando la adopción de energías limpias, la competitividad del sector y el desarrollo sostenible del país

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Para quienes siguen las tendencias de la industria, la sustitución de los inversores conectados a red tradicionales y los PCS (Power Conversion Systems) por inversores híbridos con almacenamiento es ya una realidad. Sin embargo, en los últimos dos años se ha acelerado notablemente el aumento en las potencias nominales:

• 2023: La demanda de inversores trifásicos de 25 kW creció de forma significativa en mercados clave, con algunos fabricantes lanzando equipos de 50 kW.
• 2024: El mercado de 50 kW se volvió altamente competitivo, y los modelos de 80 kW dominaron brevemente la escena.
• Mayo de 2025: En las principales ferias de Shanghái y Múnich, varios fabricantes líderes presentaron prototipos de inversores de 125 kW, aunque los envíos aún eran limitados.
• 4T 2025: El inversor de almacenamiento energético de 125 kW entra oficialmente en la batalla por el posicionamiento de mercado, con los principales actores compitiendo por el liderazgo.

En esta nueva etapa, Solis emerge como un jugador clave, combinando innovación tecnológica y capacidad de producción a gran escala para situarse a la vanguardia del sector. La compañía está marcando el ritmo del futuro de los inversores de almacenamiento, especialmente con su solución híbrida de 125 kW.

Durante la exposición SNEC 2025 de Shanghái (9–12 de octubre de 2025), se evidenció una nueva jerarquía dentro del sector del almacenamiento energético:

• Las empresas sin un prototipo de 125 kW quedaron rezagadas.
• Aquellas con solo modelos de exhibición no lograron generar confianza en su capacidad de producción ni en sus certificaciones.
• Solo las compañías con unidades certificadas y en producción masiva lograron definir las tendencias del mercado.

En este nuevo escenario, Solis se posiciona en el nivel más alto, liderando con tecnología avanzada, certificaciones internacionales y producción a gran escala, consolidándose como pionera en el mercado global de inversores híbridos de 125 kW.

• Solis 125 kW: Estrategia y enfoque
• Mayo de 2025: Solis presentó su inversor híbrido mural de 125 kW durante Intersolar Europe 2025 (Múnich), marcando el inicio de las celebraciones por su 20° aniversario.
• 23 de septiembre de 2025: Se lanzó oficialmente al mercado el inversor híbrido de almacenamiento energético comercial e industrial de 125 kW, junto con la validación de su producción masiva, certificaciones globales, abastecimiento de inventario y estrategias de marketing online y offline.

La estrategia de Solis se basa en tres pilares fundamentales:

• Estrategia de producto: Enfocarse exclusivamente en inversores, colaborando con equipos especializados en soluciones de baterías. Esta estrategia enfocada permite a Solis sobresalir en lo que mejor sabe hacer: ofrecer inversores confiables y de alta calidad.
• Definición de producto: Priorización de los inversores híbridos con alta potencia, componentes premium y un retorno de inversión (ROI) sólido y sostenible.
• Cronograma de lanzamiento: Ser el primero en introducir innovaciones al mercado, marcando las tendencias de la industria.

III. Liderazgo sistémico: mucho más que una sola característica

En el mercado de inversores, es habitual encontrar productos que presumen parámetros llamativos como “cambio 0 ms”, “entrada máxima de 1250 V” o “16 unidades en paralelo”. Sin embargo, el verdadero desafío está en la optimización integral del sistema: integrar componentes complejos, mantener la rentabilidad, simplificar el mantenimiento, mejorar la escalabilidad, la compatibilidad y reducir los tiempos de entrega.

El Solis 125 kW aborda los dos grandes retos del sector:

• Integración compleja, múltiples componentes y lentitud en la entrega.
• Altos parámetros individuales pero baja eficiencia del sistema y bajo retorno económico.

La solución de Solis resuelve ambos desafíos mediante un diseño inteligente e integrado que aumenta la eficiencia y acelera la implementación.

• Primer gran avance: Adiós a los gabinetes PCS tradicionales todo en uno

Los ingenieros más experimentados recordarán las configuraciones clásicas de PCS + MPPT + STS + EMS en un solo gabinete, comunes en proyectos de microredes o islas. Este enfoque, aunque útil en su momento, implicaba grandes dimensiones, cableado complejo, altas tasas de fallo y mantenimiento difícil.

La tecnología evoluciona hacia mayor integración e inteligencia.
Así como las computadoras pasaron de ocupar una habitación a convertirse en laptops delgadas y potentes, el inversor Solis 125 kW representa un salto equivalente en diseño e integración.

• Alta integración – Control 4 en 1: Solis integra MPPT, PCS, conmutación red/aislada (STS) y EMS en un solo sistema de control unificado, probado en fábrica y listo para uso exterior (IP66). Esto permite una entrega más rápida, mejor respuesta y mayor estabilidad del sistema.
• Alta fiabilidad – Fuentes de calor separadas + protección reforzada: El diseño separa físicamente el sistema de control y el compartimento de baterías, evitando sobrecalentamientos y prolongando la vida útil. El nivel de protección IP66 garantiza durabilidad incluso en entornos adversos.
• Fácil mantenimiento – Enfriamiento inteligente + módulos reemplazables: Su diseño modular permite sustituir solo el componente afectado (batería o control) sin devolver el equipo completo a fábrica. El sistema de refrigeración por aire inteligente con diseño redundante elimina la necesidad de mantenimiento líquido, reduce fugas y minimiza costos de operación y mantenimiento.
• Mayor compatibilidad – Certificación desacoplada para uso global: El inversor admite múltiples marcas de baterías, simplificando la instalación y reduciendo los costos de certificación para un despliegue más ágil en mercados internacionales.

Segundo gran avance: Más eficiente y rentable

El diseño innovador del Solis 125 kW logra una eficiencia superior, mejor rendimiento y menores costos de sistema, brindando una ventaja competitiva significativa en aplicaciones de almacenamiento energético.

• Más energía – Aprovechando cada rayo de sol
  • Sobrecarga DC del 200% + salida real del 200%: Permite mayor generación y captura total de energía solar incluso en días soleados o con baja irradiación.
  • En un sistema típico de 250 kWp de módulos FV con inversor Solis 125 kW, se pueden generar 188 MWh adicionales por año, equivalentes a USD 37,600 (a USD 0.20/kWh) o 47,000 litros de diésel.
  • Corriente de módulo de 21A: Compatible con módulos bifaciales de alta potencia, minimizando las pérdidas por limitación de corriente.

• Más rápido y estable – Aprovechando cada instante de energía
  • 200A de carga/descarga: Reduce el tiempo de carga en un 30% respecto al estándar industrial (160A).
  • Sobrecarga fuera de red: Soporta 160% de potencia nominal durante 200 ms y 140% durante 10 segundos, ideal para cargas industriales pesadas.
  • Conmutación red/aislada <10 ms: Garantiza alimentación ininterrumpida para cargas críticas.

• Más inteligente – Energía donde más se necesita
  • Reserva flexible de SOC: Configurable entre 20% y 100% para garantizar respaldo ante cortes.
  • Prioridad de carga: Permite asignar energía a cargas críticas y generales, extendiendo el tiempo de respaldo.
  • Interfaz inteligente: Admite integración con inversores FV, turbinas eólicas, generadores y cargas inteligentes.

• Mejor compatibilidad – Ideal para retrofit y expansión
  • Compatibilidad con celdas de 100 a 314 Ah, adaptándose a las nuevas tendencias de mayor densidad energética.
  • Dos puertos de batería independientes para expansión flexible con distintas marcas o capacidades.
  • Acoplamiento dual DC/AC, facilitando la modernización de sistemas existentes.

• Más económico – Menor CAPEX y OPEX
  • Compatible con generadores pequeños (20–100% de potencia nominal), reduciendo costos de combustible y de inversión.

• Más fácil de usar – Amigable con el sitio de instalación
  • Pantalla industrial ZETTLER de 7”, 50% más grande, con interfaz dual app + panel local.
  • Expansión en paralelo hasta 10 unidades, cubriendo rangos de 250–1,250 kW con configuración flexible y estructura simplificada

Un solo 125 kW que lidera el mercado mundial de inversores

Mientras algunos competidores internacionales aún intentan lanzar modelos de 50 kW o permanecen en etapas de prototipo, Solis ya se adelanta con su inversor híbrido de almacenamiento energético de 125 kW, situándose a la cabeza del mercado.

Solis no solo está marcando un antes y un después en la integración solar–almacenamiento, sino que también supera a sus competidores en generaciones tecnológicas.

El inversor de almacenamiento de 125 kW no representa un punto final, sino un nuevo comienzo, en el que la ingeniería china continúa expandiendo los límites de la innovación, convirtiendo la luz solar en un activo totalmente gestionable y rentable.

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El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil abrió la consulta pública para reglamentar su histórica primera subasta dedicada exclusivamente a sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS), denominada “LRCAP 2026 – Almacenamiento”.

La propuesta, que estará en consulta durante 20 días en el portal Participa Mais Brasil, tiene por objetivo fortalecer la seguridad y continuidad del suministro eléctrico nacional. Para ello, se integrarán sistemas capaces de entregar potencia confiable de manera flexible, bajo despacho centralizado por parte del Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS). 

“El despacho de recarga y descarga será centralizado por el ONS, con el fin de garantizar la optimización operativa y la previsibilidad sistémica”, informa el MME.

Y tal como adelantó Energía Estratégica meses atrás (ver nota), solo podrán participar sistemas con una potencia mínima de 30 MW, capaces de entregar su máxima potencia por hasta cuatro horas diarias y recargarse completamente en un plazo máximo de seis horas. Además, deberán acreditar una eficiencia ida y vuelta igual o superior al 85 %.

Los adjudicatarios firmarán contratos de reserva de capacidad (CRCAP) con un horizonte de 10 años, comenzando el suministro el 1 de agosto de 2028. Y aquellos proyectos adjudicados tendrán derecho a una Receta Fija anual, pagada en 12 cuotas mensuales y ajustada por el Índice Nacional de Precios al Consumidor, condicionada al desempeño operativo del sistema.

En términos económicos, la energía utilizada para recargar las baterías y la que se inyecte al sistema será liquidada en el Mercado de Corto Plazo (MCP) al Precio de Liquidación de Diferencias (PLD). 

La diferencia resultante será cubierta por la Cuenta de Energía para la Capacidad de Reserva (CONCAP), evitando impactos tarifarios imprevistos. De este modo, el esquema busca equilibrar los ingresos de los operadores con la eficiencia sistémica.

Los sistemas BESS también podrán ser utilizados como instrumentos de flexibilidad operativa, mitigando rampas de carga y reduciendo vertimientos en momentos de alta generación renovable. 

Un cambio de paradigma para el sistema eléctrico brasileño

La publicación de esta ordenanza corona una discusión que viene madurando desde el año 2024. Originalmente, la subasta había sido proyectada para el 2025, bajo la Ordenanza N° 812/2024, que también fue sometida a consulta pública. 

No obstante, el proceso se postergó hacia 2026 para incorporar ajustes normativos esenciales, considerando que durante 2025, el sector energético brasileño se volcó al debate sobre la regulación del almacenamiento. 

Un punto clave ocurrió en agosto, cuando la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) publicó una nota técnica que sintetiza el consenso sectorial sobre la integración del almacenamiento como activo de red. La propuesta establece su incorporación en tres ciclos regulatorios, con foco en uso de red, tarifas y condiciones operativas.

Uno de los aspectos centrales es el tratamiento de los SAEs como usuarios del sistema eléctrico, con reglas claras para acceder y operar bajo contratos de uso del sistema de transmisión (CUST) y distribución (CUSD). A esto se suman ajustes tarifarios específicos para instalaciones co-localizadas, aplicando la tarifa mayor entre consumo e inyección, con reducciones de hasta 15 % cuando no coinciden con los picos de carga.

También se proyecta una regulación diferenciada para eventos de “constrained-off” y curtailment, cuyo objetivo es minimizar los vertimientos de generación renovable por restricciones técnicas. Estas señales refuerzan el posicionamiento del almacenamiento como herramienta clave para alinear oferta y demanda en tiempo real.

La expectativa del sector ahora está puesta en el despliegue del LRCAP 2026 – Almacenamiento, una iniciativa que convierte al almacenamiento en pieza estratégica del Sistema Interconectado Nacional (SIN). 

La subasta está prevista para abril de 2026, y se perfila como un momento bisagra para el desarrollo masivo de tecnologías de almacenamiento. Brasil entra así en la nueva era de redes eléctricas inteligentes y resilientes, con una política pública que reconoce el valor del almacenamiento como infraestructura crítica para el futuro energético del país.

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El debut de la eólica offshore en Colombia dejó más dudas que certezas. La primera subasta para adjudicar áreas costa afuera cerró con una única oferta presentada, en un proceso que buscaba habilitar hasta 3 GW de capacidad en el Caribe.

Ramón Fiestas, director para Latinoamérica del Consejo Global de Energía Eólica (GWEC), fue directo: el país tiene una oportunidad real para consolidar su programa, pero el mercado “aún necesita madurar”.

“El marco institucional y normativo que se ha venido construyendo es bueno y se ha hecho de cerca con la industria, pero faltan piezas clave: definir el acceso a los puntos de conexión y cómo se integrará esta generación al sistema eléctrico”, explicó en diálogo con Energía Estratégica.

El único oferente, Copenhagen Infrastructure Partners (CIP), presentó su propuesta y el Gobierno evalúa si cumple con los requisitos técnicos y financieros. “Lo más previsible —dijo Fiestas— es que se valide antes de fin de año, porque no se espera otra cosa diferente”.

Sin embargo, insistió en que el resultado no debe interpretarse como un fracaso, sino como una señal de que el sector todavía necesita despejar incertidumbres regulatorias. “Las empresas no están retirándose, simplemente esperan que el proceso madure para volver a participar”, sostuvo.

Entre los factores que frenaron la competencia, mencionó dos: la falta de definición sobre los puntos de conexión a red y la indefinición del mecanismo de retribución o esquema de contrato por diferencias.

Un proceso que debe reformularse

A finales de agosto el Gobierno publicó la Resolución 40337 de 2025 que puso en marcha el nuevo mecanismo de pago por diferencias (PpD), con la que por primera vez, cada adjudicatario firmará un contrato a 15 años con un precio base según la tecnología elegida: si el valor del mercado mayorista se aparta de ese precio, la diferencia la cubre el Estado cuando es negativa o la devuelve el generador cuando es positiva.

Según el Gobierno, este esquema brinda estabilidad financiera a los inversionistas, reduce la volatilidad tarifaria y diversifica la matriz eléctrica al incorporar tecnologías como la eólica costa afuera.

La resolución también fija requisitos técnicos y financieros diferenciados, y otorga a los adjudicatarios un permiso temporal de ocho años para evaluar el área y convertirlo, de ser viable, en una concesión de 30 años.

Pero para Fiestas “si se hubiera clarificado cómo se calculará el precio o cuáles serán los elementos del mecanismo, probablemente se habrían presentado más compañías” y explicó que el Gobierno ya analiza cómo relanzar el proceso con mayor información técnica y certezas sobre los costos de conexión.

Entre los desarrolladores habilitados por la ANH figuraron BlueFloat Energy, con el proyecto Vientos Alisios y otros cuatro en estudio; Copenhagen Infrastructure Partners (CIP), que busca levantar el parque Barranquilla Offshore; los consorcios belgas Jan De Nul y DEME Celsia Offshore Wind; PowerChina y China Three Gorges Corporation del bloque asiático; además de Dyna Energy y la estatal Ecopetrol, que diversifica su portafolio con renovables.

Es importante mencionar que ya se están realizando estudios sobre infraestructura portuaria, maquinaria pesada y logística industrial necesaria para el despliegue de aerogeneradores en la costa que ayudarán a mejorar los proyectos.

“Hay un trabajo conjunto entre la industria y el Gobierno para construir el tejido que permita desarrollar los proyectos. Este esfuerzo es clave para conocer los costos reales y, a partir de ellos, definir una retribución que dé seguridad a los inversores”, subrayó Fiestas.

De acuerdo con el cronograma previsto, las empresas adjudicatarias contarán con hasta ocho años para desarrollar sus proyectos, por lo que no es imaginable que antes de ese plazo se vea un parque en operación.

No obstante, existe la posibilidad de que Colombia avance en proyectos piloto, como ocurre en Brasil, tal como comentó el referente de GWEC, aunque consideró que la estrategia nacional apunta a inversiones comerciales y de escala desde el inicio, por lo que no es una alternativa segura.

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Queda sólo una semana para la presentación de ofertas de la Licitación de Suministro 2025/01 de Chile. El próximo viernes 14 de noviembre se entregarán las propuestas del proceso que subastará 1680 GWh para abastecer las necesidades de los clientes regulados a partir de 2027 y solamente por un período de sólo cuatro años (hasta el 31 de diciembre de 2030 inclusive).

La convocatoria está segmentada en cuatro bloques zonales, y cada uno se subdivide en tres bloques horarios: el Bloque A cubre de 00:00 a 07:59 horas y de 23:00 a 23:59; el Bloque B, de 08:00 a 17:59; y el Bloque C, de 18:00 a 22:59. 

Sin embargo, una de las claves es que se trata de una licitación de corto plazo, por lo que desde el sector se anticipa que los PPAs no estarán apalancados en nueva infraestructura, sino en excedentes de energía o energía des-contratada de portafolios existentes. 

“Los players naturales serán comercializadoras y proyectos utilities de gran escala, habituadas a operar contratos de mediano plazo y que tienen portafolios que colocan contratos de 4, 6 u 8 años de horizonte”, aseguraron fuentes cercanas a Energía Estratégica. 

Y si bien en esta oportunidad no hay estímulo económico para las ofertas que tuvieran respaldadas parcial o totalmente con almacenamiento o generación renovable no variable, la industria energética no descarta que haya proyectos BESS que compitan por los 1680 MWh, especialmente en el caso de empresas que buscan securitizar ingresos futuros mediante contratos PPA o que disponen de portafolios de proyectos listos para materializar. 

“Son dos tipos de jugadores participarán ahora, sobre todo considerando que el riesgo de una sobre instalación de batería está a la vuelta de la esquina”, apuntaron. 

Todas estas orientaciones convierten al costo marginal en el principal punto de referencia para estructurar las ofertas, reemplazando al CAPEX (gastos de capital) como señal de precio. 

“Dependerá de la perspectiva de riesgo que tenga un jugador, de lo que espera del precio mayorista del mercado, que ha tendido a estabilizarse en los últimos meses”, analizaron desde la industria eléctrica. 

El antecedente más directo de precios en el mercado regulado es el resultado de la licitación de suministro 2023, en la que Enel se adjudicó la los 3600 GWh/año subastados (1500 GWh en el bloque N°1 y 2100 GWh en el bloque N°2 – la totalidad de la convocatoria) en los tres sistemas zonales contemplados y en todos los sub-bloques horarios, a un precio de USD 56,679 MWh.

A partir de esa cifra, el mercado proyecta precios iguales o superiores a ese umbral de casi USD 56 MWh. Si bien no se descarta que surjan ofertas más agresivas, las condiciones actuales reducen el espacio para maniobras arriesgadas. 

“Puede haber precios más bajos, pero es complicado porque la licitación cuenta con poco volumen a subastar, sumado a que se deben considerar los indicadores del precio medio de oferta y el de adjudicación”, plantearon desde el sector. 

“En los últimos procesos hubo players que hicieron una jugada arriesgada fuera del mercado, con precios muy agresivos e insostenibles, y quedaron después del mercado con precios promedios, aunque fuera de la adjudicación. Eso podría pasar acá si alguien toma mucho riesgo”, agregaron con este portal de noticias. 

En paralelo, el escenario regulatorio añade un factor de incertidumbre difícil de ignorar. Tras el error en el cálculo de tarifa por parte de la CNE, se activó un “frenesí legislativo” que incluye propuestas con poco respaldo parlamentario pero potencial de impacto, como eventuales mecanismos de Precios Estabilizados al Cliente (PEC).

A esto se suma la incertidumbre por la definición del Decreto Supremo 125, considerado la última pieza pendiente para establecer las reglas operativas del almacenamiento, lo que también podría repercutir en la cantidad de oferentes como en que el mercado traspase esos riesgos de manera implícita con un precio más elevado

Es decir que el escenario competitivo de la Licitación de Suministro 2025/01 se diferencia claramente de los años más activos del mercado eléctrico chileno (hubo ciclos con decenas de oferentes y hasta precios récord) pero que también podría marcar una referencia clave para las renegociaciones previstas hacia 2026.

“El próximo viene con renovación de contratos de los jugadores restantes, que mirarán el precio de esta licitación como señal de precio”, proyectan. Por eso, más allá del volumen adjudicado, el llamado actual funcionará como un termómetro de apetito inversor y de posicionamiento estratégico.

“Las convocatorias de la CNE siempre son una buena señal para medir el interés del mercado”, concluyen desde el sector, que observan con atención lo que ocurra el próximo viernes. En juego no solo está la adjudicación de energía, sino también el rumbo que tomará el mercado eléctrico chileno en los próximos años.

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Costa Rica reforzó su posición como líder regional en energías limpias con una estrategia integral que combina nuevas licitaciones, proyectos emblemáticos y reformas regulatorias. Coincidiendo con el inicio de la COP30, la nación centroamericana se presenta con una matriz eléctrica que supera el 98% de generación renovable y un plan robusto para sostener ese liderazgo en el mediano y largo plazo.

“Costa Rica mantiene una de las matrices eléctricas más limpias del mundo”, afirmó Ana Lucía Alfaro Murillo, Projects Director y asesora senior en energía y sostenibilidad en Biomatec, al destacar el reto de sostener esa ventaja competitiva frente al crecimiento de la demanda y los impactos climáticos.

Entre 2026 y 2034, el país desplegará nuevas plantas solares, repotenciará parques eólicos y sumará más de 100 MW de geotermia firme. En concreto, se prevé la entrada en operación de cinco plantas solares privadas y tres públicas a partir de 2027, así como la repotenciación del parque eólico Tejona en enero del mismo año.

A su vez, el proyecto Borinquen I (55 MW) ya se encuentra en construcción, y Borinquen II y PLB-01, también geotérmicos, apuntan a estar listos hacia 2032.

“La consolidación de la geotermia permitirá incrementar la oferta de energía firme y gestionable en la matriz”, destacó Alfaro Murillo.

Para cubrir la demanda durante esta transición, el ICE contempla la contratación temporal de 240 MW de generación térmica entre 2026 y 2028, asegurando confiabilidad mientras avanzan los nuevos proyectos y se moderniza la infraestructura hidroeléctrica existente.

El inicio de la COP30, que se desarrolla desde hoy, encuentra a Costa Rica en una posición activa en la agenda climática internacional. El país buscará ampliar su acceso a financiamiento climático, apelando a su compromiso ambiental, a pesar de su reciente clasificación como país de renta media-alta.

“La cumbre puede fortalecer la movilización de recursos internacionales, facilitar el acceso a tecnología y consolidar una cartera de proyectos bancables”, planteó la ejecutiva, quien resaltó el potencial de instrumentos como los canjes de deuda por clima y el blended finance para financiar geotermia, almacenamiento y eficiencia energética.

Sin embargo, el avance técnico no ha sido acompañado aún por una modernización normativa suficiente. Costa Rica carece de un mercado formal para servicios como regulación secundaria, respaldo de capacidad firme o flexibilidad. En este marco, Alfaro Murillo advirtió: “Se vuelve indispensable definir reglas que valoren la flexibilidad y el almacenamiento”, citando la necesidad de reconocer tecnologías como BESS, hidroeléctricas con embalse y geotermia modulable.

A pesar de que la Ley 10086 (2022) abrió el camino para el autoconsumo y las comunidades energéticas, persisten trabas tarifarias, de interconexión y administrativas. “Aunque se han abierto caminos, aún existen barreras tarifarias, de interconexión y procesos”, señaló la directora de Biomatec, quien propuso un reglamento operativo unificado entre ARESEP, ICE y las distribuidoras.

En paralelo, Costa Rica apunta a incorporar 120 MW de almacenamiento energético con duración de 4 horas entre 2031 y 2034, aunque aún no cuenta con un marco tarifario que reconozca su operación, interconexión y retribución.

Uno de los ejes técnicos del plan nacional es la ejecución del Plan de Expansión de la Transmisión (PET 2024–2034). Esta hoja de ruta contempla nuevas líneas y subestaciones para evacuar la generación variable prevista en Guanacaste, Puntarenas y la Zona Norte, así como el fortalecimiento de la interconexión con el Mercado Eléctrico Regional (MER).

“Es clave integrar el PET con el Plan Nacional de Energía 2025–2035 y los compromisos climáticos”, remarcó Alfaro Murillo, subrayando la importancia del planeamiento energético a largo plazo con criterios de sostenibilidad ambiental y social.

No obstante, la burocracia sigue siendo uno de los mayores obstáculos para el despliegue renovable, afectando incluso a proyectos estratégicos. “Muchos enfrentan demoras por trámites superpuestos entre MINAE, SETENA, CFIA, municipalidades y el propio ICE”, indicó la entrevistada, quien sugirió una ventanilla única energética o un fast-track verde para dinamizar la inversión nacional y extranjera.

“Estas medidas fortalecerán la competitividad del sistema eléctrico costarricense y facilitarán el acceso a financiamiento climático internacional”, concluyó Ana Lucía Alfaro Murillo.

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Con más del 40% del market share en Perú, JA Solar fortalece su liderazgo en el segmento fotovoltaico, con presencia consolidada tanto en proyectos utility scale como en generación distribuida. Desde la compañía aseguran que esta posición privilegiada responde a una estrategia de largo plazo basada en productos con tecnología probada, bajo riesgo financiero y fuerte adaptación al territorio.

“La solución específica que estamos ofreciendo hoy en día es el módulo fotovoltaico, con foco en aquellos que tienen más track record de mercado, que son robustos”, manifestó Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM de JA Solar, en el marco de una entrevista exclusiva en Future Energy Summit (FES) Perú.

Donzino explicó que uno de los objetivos principales de la compañía es reducir el riesgo del cliente al mínimo posible, especialmente en proyectos donde el componente financiero es determinante. “La forma de hacerlo es ofreciendo productos que están probados, que tienen un track record, que sabes que van a cumplir lo que prometen”, destacó.

Mire la entrevista completa con Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM de JA Solar: https://youtu.be/YAbYfR-XhuA

En este sentido, el módulo JAM66D45 se convierte en el producto insignia de la firma en el mercado local. “Es uno de nuestros módulos más probados en distintos ecosistemas. Está funcionando en condiciones como las del Perú: zonas desérticas, de altura con lluvia y otras con humedad”, detalló el ejecutivo. El portafolio se complementa con otras variedades de módulos, todos validados previamente en escenarios complejos.

Además del soporte tecnológico, JA Solar mantiene una presencia local integral, tanto comercial como técnica, que le ha permitido afianzarse en proyectos de gran escala. Entre los más emblemáticos se encuentra la adjudicación de CSF Illa en Arequipa de 472 MW, que será el parque solar más grande de Perú, en el segmento utility, así como el proyecto de generación distribuida más grande de agroindustria y otros desarrollos vinculados al autoconsumo. 

“Tenemos presencia con distribuidores, con proyectos grandes, tanto Infinity como agroindustria. La presencia en el mercado peruano es fuerte”, aseguró.

Cabe recordar que Christian Romero, Gerente de Ventas de JA Solar para Perú, Ecuador y Bolivia, aseguró en entrevista con este medio que prevén un pipeline de “800 MW anuales por lo menos hasta el 2027, mientras que a partir del 2028 dependerá de cómo se den las regulaciones”.

Desde su visión regional, Donzino considera que Perú está en la antesala de un crecimiento acelerado, impulsado por reformas regulatorias que destraben el desarrollo solar en autoconsumo. “Cuando esté habilitada la inyección a red, va a impulsar el mercado de generación distribuida en Perú”, sostuvo. 

La firma viene trabajando con dos distribuidores clave en el país y cree que su experiencia previa en ecosistemas similares, como el proyecto minero en Catamarca, Argentina, será clave para el crecimiento peruano. “Ya tenemos casos de aplicación reales y podemos trasladar esa experiencia al mercado peruano”, detalló Donzino, destacando cómo los aprendizajes regionales se transforman en ventajas competitivas.

En cuanto a los desafíos, el ejecutivo identificó en la normativa uno de los principales puntos de atención. Si bien el país cuenta con un entorno geográfico ideal para el desarrollo fotovoltaico —con zonas de alta radiación solar y condiciones térmicas favorables—, la falta de reglamentación clara sobre inyección a red y compensación de excedentes ralentiza el crecimiento de la generación distribuida.

Aun así, desde JA Solar creen que el avance es inevitable. “Nos estamos posicionando en la antesala de lo que es el boom, tanto en utility scale como en generación distribuida, con los nuevos reglamentos”, remarcóDonzino.

La compañía, fundada en 2005 y con sede en Shanghái, opera hoy con doce bases de producción y una red comercial global. Produce obleas, celdas, módulos y plantas fotovoltaicas, y ya ha suministrado más de 300 GW de potencia acumulada a nivel mundial. En 2023, se consolidó como el mayor proveedor global de módulos solares por volumen, según datos de InfoLink y PV Tech.

Con esta base, JA Solar ve a Perú como un mercado estratégico a mediano y largo plazo. “Contar con presencia local, una red consolidada de distribución, experiencia técnica y productos adaptados al entorno nos deja muy bien posicionados para acompañar el crecimiento que se viene”, concluyó el referente de la compañía.

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Nordex Group ve en Colombia una oportunidad estratégica para el crecimiento eólico en Latinoamérica. Con más de 80 GW contratados a nivel global, la compañía considera que el recurso en La Guajira es uno de los más competitivos del continente por su alto rendimiento y la posibilidad de generar energía estable durante todo el día.

Sin embargo, José Esteva, Technical Sales Engineer Latam de la compañía afirmó: “No hay forma de que ningún proyecto eólico aquí sea viable si no resolvemos la transmisión”, durante su participación en el Future Energy Summit Colombia.

El ejecutivo remarcó que, si bien existe un interés claro de inversión en el país, la infraestructura de transmisión representa el principal obstáculo para el desarrollo de nuevos parques y la entrada en operación de los ya adjudicados.

La falta de avance en la línea colectora no sólo retrasa el cronograma de los desarrolladores, sino que también incrementa los costos por equipos inmovilizados y afecta la confianza de los inversionistas internacionales.

La desactualización arrastra una compleja combinación de factores. El tramo adjudicado en 2019 debía entrar en operación el 30 de noviembre de 2022, pero se ha visto sujeto a extensos retrasos por más de 9 000 dias adicionales, según el consorcio ejecutor.

Entre las causas se han declarado: consultas previas con más de 200 comunidades étnicas que se extendieron debido a la pandemia; trámites de licencia ambiental aún pendientes; y concesión de servidumbres en zonas de difícil acceso.

En concreto, más de 1.5 GW de capacidad eólica adjudicada permanecen parados por esta obra. Según la compañía, la señal del mercado es clara: si se habilita la evacuación de energía, el capital podría activarse de forma inmediata para completar las obras y expandir la capacidad renovable del país.

“Las voces están elevadas. Lo que hay que hacer es escucharlas y poner en ejecución los cambios”, remarcó el representante de Nordex.

Además de la transmisión, existen otros desafíos que impactan la materialización del pipeline eólico colombiano. Entre ellos, la transportabilidad de equipos en ciertas regiones del país, donde puentes y accesos limitan el traslado de componentes de gran escala.

A su vez, se mencionó en el panel la importancia del vínculo con las comunidades como un factor clave para el desarrollo sostenible de los proyectos, una variable que —indicó el vocero— requiere tiempo, diálogo permanente y una comprensión precisa de cada territorio.

Superar estas limitaciones permitirá que el recurso eólico más competitivo de Latinoamérica —ubicado en la costa Caribe colombiana— pase del potencial a la operación, consolidando nuevas inversiones y aportando energía firme al sistema eléctrico nacional.

Adaptarse al mercado colombiano

En la lista de proyectos en los que Nordex está involucrada se señalaron aquellos que trabajan con la modalidad de contratación, donde se ofrece al mercado dos esquemas según la experiencia y necesidades del desarrollador.

“Para clientes con menos experiencia trabajamos con un modelo llave en mano, donde asumimos obra civil, eléctrica y montaje del aerogenerador”, explicó Esteva.

Por otra parte, para operadores con mayor trayectoria y control sobre el proyecto, la propuesta más común es el modelo Turbine Supply Agreement (TSA), que garantiza el suministro, montaje y comisionamiento del aerogenerador con fechas acotadas, permitiendo optimizar costos y eficiencia en la ejecución.

En este marco, Nordex considera que el país se encuentra frente a un punto de inflexión: con decisiones rápidas sobre infraestructura y gestión territorial, Colombia podría recuperar el ritmo de ejecución y posicionarse como un hub eólico de referencia en la región andina.

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Guatemala atraviesa una crisis energética causada por el crecimiento desordenado de la generación renovable, sin infraestructura de respaldo ni mecanismos de flexibilidad. A pocos días del inicio de la zafra 2025-2026, el sistema eléctrico ya registra vertimientos en plantas como Chixoy y Aguacapa, con excedentes de entre 100 y 250 MW. Los precios spot han caído a 0,63 USD/MWh, en un contexto de inestabilidad regional creciente.

“Tal como había predicho, el exceso renovable está empujando al sistema eléctrico al límite”, señaló Ottoniel Isaías Alfaro, presidente de la Asociación de Autoproductores con Energías Renovables de Guatemala (AAERG).

La sobreoferta afecta especialmente a los autoproductores, que hoy enfrentan restricciones operativas, dificultades para comercializar su energía y pérdidas económicas por no poder vender lo generado.

“Estos precios spot bajos crean un espejismo que podría inducir decisiones erróneas, como evitar invertir o reinvertir en sistemas de autoproducción”, advirtió. El precio promedio bajó más del 40% en un año: de US$214/MWh en mayo de 2024 a US$124/MWh en el mismo mes de 2025.

“Los vertimientos forzados implican un desperdicio de energía generada, sin ingresos por exportación o venta”, agregó. Las pérdidas en este escenario podrían superar los millones de dólares para un sector que recientemente instaló más de 200 MW entre autoproductores y generación distribuida.

El entrevistado apuntó a la raíz del problema: la ausencia de planificación. “Guatemala lleva más de cinco años sin una licitación ni un plan integral para el crecimiento en energía y su transporte”, afirmó. La reciente PEG-5-2025 fue lanzada para ofrecer contratos a 15 años, pero llega tarde y no responde a los desafíos actuales.

La licitación PEG-5-2025, publicada por el Administrador del Mercado Mayorista (AMM), contempla la adjudicación de hasta 235 MW de potencia firme y energía asociada para nuevos proyectos con inicio de suministro a partir de 2027. Sin embargo, diversos actores del sector cuestionan que su alcance es insuficiente frente a la magnitud del crecimiento renovable y la falta de infraestructura de respaldo como el almacenamiento.

Además, cuestionó los límites de la Política Energética 2019-2050: “No contempla el derecho a consumir la energía y luego venderla; solo lo renovable tiene ese privilegio, lo que restringe el campo de acción”.

Desde la Asociación, proponen habilitar almacenamiento con baterías como solución prioritaria y activar el mercado minorista para los autoproductores para un mayor sentido económico a la inversión, tomando como referencia el financiamiento por US$250 millones del BID en 2025 para minirredes rurales con baterías.

El marco normativo actual tampoco facilita las inversiones. “El gobierno debería implementar un plan de educación sobre energías renovables e incentivos para quienes realicen estas inversiones”, planteó, proponiendo incorporar créditos fiscales para baterías, como en proyectos regionales que alcanzan hasta 30% de penetración renovable con respaldo.

Frente al inicio inminente de la zafra, la ventana de tiempo para corregir es mínima. “A menos de dos semanas de la zafra, sería conveniente evaluar los parámetros de operación seguros de los cogeneradores”, propuso. Con proyecciones hidrológicas poco favorables, reconoció que “es casi inevitable evitar estos vertimientos sin comprometer a la agroindustria”.

En ese marco, AAERG exige actualizar la Estrategia para la Transición Energética, propuesta por AGER, que busca evitar desequilibrios como los registrados en mayo de 2025. También llaman a establecer alianzas público-privadas para almacenamiento y diversificación, con inversiones superiores a US$8.000 millones y capacidad de llevar el sistema al 88% de generación renovable integrada.

“Queda mucho camino por recorrer”, concluyó Alfaro. Pidió a las autoridades abrir espacios de diálogo técnico-financiero con los distintos sectores. “Superamos los 200 MW instalados y evitamos cortes en los dos últimos veranos”, recordó. A su juicio, sin una acción estructural e inmediata, el sistema volverá a tropezar con los mismos errores que hoy generan pérdidas, ineficiencia y desconfianza en las inversiones renovables.

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La construcción de granjas solares de 1 MW de capacidad se perfila como uno de los segmentos más dinámicos de la transición energética en Colombia. Una historia detrás de esta realidad es la de Acema Ingeniería, compañía que en tres años pasó de ser contratista en obras eléctricas a convertirse en una de las principales desarrolladoras de generación distribuida del país, con 20 plantas en ejecución y una meta de 300 proyectos en los próximos años.

“El mercado colombiano ofrece una oportunidad única: un entorno regulatorio que facilita los permisos, estabilidad climática y alta radiación solar durante todo el año”, explicó Alejandro Zapata Ferraro, CEO de Acema Ingeniería.

En diálogo con Energía Estratégica, el ejecutivo afirmó que la Resolución CREG 174 fue clave para habilitar proyectos de pequeña escala con trámites de conexión más ágiles —en algunos casos, de hasta 90 días—, lo que atrajo a nuevos inversionistas y generó una ola de desarrollo local.

Las granjas de 1 MW, con una inversión promedio de un millón de dólares, se convirtieron en un modelo replicable y financieramente atractivo.

“Encontramos este espacio donde el retorno está asegurado por la estabilidad del recurso solar y la demanda constante de energía”, destacó Zapata, quien adelantó que Acema ya trabaja con clientes como ERCO, Sun Colombia y la estatal Urrá, además de iniciar su expansión internacional en República Dominicana, Ecuador, Argentina y Paraguay.

El crecimiento de la compañía refleja la maduración del segmento: en 2024, Acema aumentó sus ingresos un 367%. Su meta para 2025 es construir una granja solar de generación distribuida en un máximo de 120 días, cumpliendo con los estándares de seguridad y normatividad nacional e internacional.

De acuerdo con datos del sector, entre 2018 y 2023 se instalaron alrededor de 150 MW de energía solar de pequeña escala y generación distribuida en Colombia, pero el crecimiento se aceleró notablemente a partir de 2024. Ese año, el país sumó más de 215 MW adicionales y alcanzó una capacidad acumulada cercana a los 450 MW en autogeneración y mini-granjas solares,

Zapata enfatizó, sin embargo, que el desafío para un mayor despegue de estas tecnologías no sólo es técnico sino institucional, ya que «son necesarias garantías jurídicas y acceso a financiamiento estable». De esta manera señaló que aunque los incentivos tributarios ayudan, el país debe ofrecer más seguridad a los inversionistas con el respaldo de deuda.

Asimismo, de cara a un 2026 con elecciones, manifestó la importancia de que la próxima administración priorice una visión de largo plazo para evitar riesgos de racionamiento o apagones y consolidar la confianza del sector privado.

La expansión de las granjas solares de 1 MW marca un cambio de escala en la transición energética colombiana: una generación más descentralizada, accesible y con impacto directo en comunidades y empresas. En ese escenario, Acema Ingeniería emerge como ejemplo del potencial que puede alcanzar la generación distribuida cuando la innovación técnica se combina con visión empresarial.

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La reducción de peso, la preservación estructural y la eficiencia operativa son los pilares de la solución que S-5! propone para el montaje de sistemas fotovoltaicos sobre cubiertas metálicas. Su producto estrella, el PVKIT®, es el primer sistema del mundo que elimina el uso de rieles en la fijación de módulos solares, optimizando recursos tanto en la logística como en el terreno.

El PVKIT® permite una instalación directa sin perforaciones, una ventaja crítica para la industria solar que busca evitar filtraciones y conservar las garantías estructurales de las cubiertas. Su diseño está orientado a lograr una fijación resistente, rápida y duradera, compatible con una amplia variedad de techos metálicos, incluyendo superficies curvas, trapezoidales y onduladas.

“El sistema preserva la integridad del techo, manteniendo la garantía gracias a su instalación sin perforaciones”, destacan desde S-5! en el PVBook 2025, el catálogo digital internacional elaborado por Energía Estratégica que reúne fichas técnicas, fortalezas de marca y experiencias internacionales que muestran cómo la innovación se traduce en proyectos reales.

El sistema de S-5! se entrega con piezas pre-ensambladas, lo que facilita el transporte, reduce el volumen total —a solo el 10% del que requieren las estructuras con rieles— y disminuye la huella de carbono de forma significativa. 

Esta característica reduce los tiempos de instalación en al menos un 30%, permite un montaje más limpio, minimiza la cantidad de personal requerido en obra y reduce la huella de carbono en un 85%. 

Con apenas tres componentes, el PVKIT® es 85% más liviano que los sistemas tradicionales y distribuye la carga estructural un 25% mejor, lo que lo convierte en una solución ideal para proyectos con restricciones de peso o con limitaciones estructurales, como sucede en naves industriales o cubiertas sin soporte intermedio.

Un ejemplo contundente de su aplicabilidad se concretó en San Pedro Sula, Honduras, donde se desarrolló la instalación solar sobre techo curvo más grande de Centroamérica: un sistema de 2.46 MW distribuido sobre 27 techos engargolados autosoportantes dentro de un parque industrial. El proyecto fue ejecutado por SEL Energía, división solar de Dicoma Corporación.

La instalación se realizó bajo condiciones técnicas exigentes: sin posibilidad de colocar estructuras de soporte adicionales, con estrictas restricciones de carga y sin permitir más de tres operarios simultáneamente sobre cada techo.

La solución combinó el sistema PVKIT® con la abrazadera S-5-H™ Mini, logrando una fijación directa y segura sin afectar la curvatura ni la estanqueidad de las cubiertas. Esta solución no solo cumplió con los requerimientos estructurales y estéticos del cliente, sino que también permitió reducir significativamente los tiempos y costos de instalación.

“Al representar solo el 10% del volumen de sistemas tradicionales, también es más fácil de transportar al sitio de instalación”, detallan desde S-5!.

En cuanto a certificaciones, el sistema cuenta con homologación UL, pruebas de carga validadas por laboratorios independientes y está 100% fabricado en Estados Unidos, garantizando estándares de calidad industrial para aplicaciones en mercados exigentes. Además, S-5! ofrece una garantía de por vida sobre sus componentes.

Por lo que en un contexto donde los proyectos fotovoltaicos requieren máxima eficiencia sin comprometer la seguridad, S-5! entrega una solución probada que responde con innovación a los desafíos técnicos y logísticos del sector solar. Y gracias al PVKIT®, los desarrolladores pueden avanzar en sus instalaciones con mayor agilidad, menores riesgos y un ahorro tangible en costos de instalación y transporte.

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El 26 y 27 de noviembre, el Hotel Intercontinental de Santiago será sede de la cuarta edición de Future Energy Summit (FES Chile), consolidando su posición como el mayor encuentro estratégico de la región para el sector de energías renovables. 

Durante dos jornadas de sesiones de alto nivel, los principales referentes empresariales y gubernamentales debatirán las tendencias clave para acelerar la transición energética en la región.

ENTRADAS DISPONIBLES

El evento contará con transmisión en vivo a través del canal oficial de YouTube de Future Energy Summit (FES) y será una nueva oportunidad para ampliar la cooperación entre el sector público y privado, con énfasis en tecnologías que permitan escalar el despliegue de renovables en contextos de alta penetración y congestión de redes.

El segundo día del evento – jueves 27 de noviembre – estará completamente enfocado en el desarrollo de soluciones de almacenamiento de energía, bajo el marco de la BESS Session, un bloque temático que abordará los retos de corto, mediano y largo plazo para integrar almacenamiento como componente estructural del nuevo paradigma energético regional.

La jornada se abrirá con un Desayuno de Networking VIP, encabezado por el Subsecretario de Energía de Chile, Luis Felipe Ramos Barrera, junto a altos ejecutivos de compañías tecnológicas, desarrolladoras, entidades financieras y organismos multilaterales. 

ENTRADAS DISPONIBLES

Posteriormente, se desarrollarán paneles enfocados en el rol estratégico del almacenamiento como catalizador para la expansión renovable, la optimización del despacho eléctrico y la descarbonización efectiva de las matrices energéticas.

La BESS Session contará con la participación de referentes institucionales como Mauricio Bejarano, viceministro de Minas y Energía de Paraguay, y Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).

A ellos se sumarán referentes como José Tomás Ewing Soffia, senior sales manager de JA Solar, Vicente Walker, head of Trina Storage LAC de Trina Storage, Carlos Cabrera, managing partner de Sphera Energy, representantes de Sungrow, Nextracker y Clou Energy, además de Ricardo Garro, director comercial Latinoamérica de CATL, firma que será Storage Elite Partner de FES, reforzando su liderazgo en soluciones avanzadas de almacenamiento a gran escala.

La elección del enfoque responde al contexto de fuerte dinamismo en el mercado chileno, donde el almacenamiento ha ganado centralidad tanto en la planificación energética como en las decisiones de inversión. 

Actualmente, el 58% de la capacidad en construcción en Chile corresponde a sistemas BESS, superando los 10000 MW en desarrollo y anticipando objetivos que, oficialmente, se habían proyectado para una década más adelante. 

ENTRADAS DISPONIBLES

Según datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Chile podría superar los 2 GW operativos en almacenamiento para enero de 2026, mientras que la capacidad instalada proyectada alcanzaría los 8,6 GW en 2027, por encima de la meta de 6 GW al año 2050.

La incorporación de baterías ya está generando impactos concretos en los costos marginales del sistema. Autoridades del gobierno han destacado que, gracias al almacenamiento, se ha logrado reducir en casi USD 100/MWh el costo marginal solar en determinadas subestaciones, mejorando la rentabilidad de los desarrollos solares y la eficiencia del sistema eléctrico.

En línea con otras ediciones regionales de FES, la edición chilena de 2025 proyecta una mirada estratégica desde el Cono Sur, integrando visiones regulatorias, técnicas y de negocio que permitan escalar soluciones de almacenamiento con impacto regional. 

Como en cada encuentro, se prevé una fuerte participación de actores del sector privado, organismos multilaterales, gobiernos y proveedores tecnológicos de primer nivel. Y además de los contenidos técnicos, FES Chile se destacará por ofrecer espacios de networking de alto valor, donde se promoverán alianzas y acuerdos clave para la ejecución de proyectos que fomenten la transición energética a nivel regional.

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La integración del almacenamiento energético al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de México comenzó a tomar forma con proyectos liderados por la Comisión Federal de Electricidad (CFE), mientras el sector privado impulsa soluciones híbridas asociadas a generación solar. Sin embargo, aún persisten desafíos clave en materia regulatoria y de monetización.

En diálogo con Energía Estratégica, Ricardo Fonseca Cornejo, ingeniero y analista independiente del sector, explicó que “CFE impulsó el almacenamiento como una herramienta de política pública para reforzar la confiabilidad del SEN, mientras que los privados lo ven como una solución estratégica para esquemas híbridos y aplicaciones industriales”.

Uno de los principales casos de esta política es Puerto Peñasco en Sonora. Un proyecto estatal que ya cuenta con 72 MW de baterías operativas en sus dos primeras fases, y su tercera etapa —actualmente en contratación— contempla 103 MW adicionales de tres horas de duración. “Este proyecto alcanzará 1.000 MWac de capacidad fotovoltaica y hasta 271 MW de almacenamiento entre todas sus etapas”, detalló Fonseca.

Del lado privado, las iniciativas se concentran en parques industriales y centros de datos en estados como Campeche, Hidalgo y Tamaulipas. En estos entornos, los desarrolladores integran baterías desde el diseño para aprovechar arbitraje energético, mitigar picos de demanda y garantizar resiliencia. “Hoy, los modelos más viables son el arbitraje energético y la resiliencia corporativa, especialmente en sectores con alta sensibilidad al suministro eléctrico”, señaló el especialista.

A nivel normativo, el Acuerdo A/113/2024, publicado en marzo de 2025, representó un avance decisivo al reconocer formalmente a los sistemas de almacenamiento dentro del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). No obstante, su implementación está supeditada a que el CENACE finalice, antes de marzo de 2026, la adecuación de los procedimientos de interconexión, despacho, operación y facturación.

Mientras tanto, existen todavía factores estructurales que dificultan el cierre financiero de nuevos proyectos. “Persisten vacíos que afectan la confianza de los inversionistas, en particular la ausencia de esquemas claros de remuneración para servicios auxiliares”, advirtió Fonseca.

Monetización pendiente y lecciones desde la región

En la actualidad, el costo nivelado del almacenamiento (LCOE) en México ronda los 120 dólares por MWh, dependiendo de la duración, configuración y servicios prestados por el sistema. Según representantes del sector, esta cifra acentúa la necesidad de contar con mecanismos de ingresos estables para garantizar la viabilidad económica de las inversiones.

La monetización de los servicios auxiliares sigue siendo una tarea pendiente. Fonseca sostuvo que “la evolución natural será pasar de esquemas implícitos a mecanismos de pago por desempeño, donde se reconozca la rapidez y precisión con que los sistemas de almacenamiento pueden responder en frecuencia, tensión o arranque en negro”. Para ello, será clave que las autoridades definan productos específicos, metodologías de medición claras y reglas operativas adaptadas a las capacidades de los SAE.

“Se necesitan reglas transparentes para seguir la energía cargada desde la red y garantizar que los ingresos estén bien calculados”, planteó el ingeniero, y advirtió que, sin ingresos predecibles y bancables, el almacenamiento no podrá consolidarse como actor estratégico en la operación del sistema.

En ese sentido Fonseca destacó las experiencias de Chile y Brasil como lecciones claras. “En el mercado chileno los proyectos escalaron cuando se crearon productos específicos como la capacidad firme o el desplazamiento solar, con ingresos explícitos y señales claras de mercado. En el caso de Brasil, el marco normativo favoreció la flexibilidad para que usuarios residenciales, comerciales e industriales integraran baterías en esquemas de generación distribuida y microrredes”, apuntó.

Gigafactorías, litio y T-MEC: una oportunidad industrial para México

Más allá de la dimensión técnica y de mercado, México cuenta con una oportunidad industrial clave en el contexto de la transición energética global. Fonseca considera que el país podría jugar un rol relevante en la cadena de valor de las baterías si articula algunos frentes como el acceso a minerales estratégicos como el litio en Sonora, su capacidad industrial y manufacturera consolidada y su posición geopolítica favorable bajo el T-MEC.

“El aprovechamiento del litio dependerá de resolver retos legales, tecnológicos y de financiamiento. En la parte industrial el país tiene  experiencia en cadenas automotrices y electrónicas que pueden escalar hacia el ensamble de módulos, packs y sistemas BESS. La tercera es la tecnológica y de reciclaje, con potencial para capturar valor en procesos de reutilización y en la integración de nuevas químicas de baterías.

 “Si México logra articular estas tres vertientes con certidumbre regulatoria e incentivos claros, podrá trascender la simple extracción de materias primas y consolidarse como un hub regional de producción y almacenamiento energético en la próxima década”, concluyó.  

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Las micro y pequeñas empresas (MYPE) de Perú podrán acceder al mercado libre de electricidad para contratar directamente su suministro, reduciendo así sus costos energéticos y mejorando su competitividad. La norma fue aprobada por insistencia en el Congreso, luego de que el Ejecutivo observara su impacto en el sistema eléctrico. La medida establece condiciones claras y un cronograma progresivo para su implementación hasta 2030.

El dictamen de insistencia aprobado en octubre de 2025 reúne cuatro iniciativas legislativas de distintas bancadas y tiene como fin fortalecer la productividad de las MYPE y promover la reactivación económica nacional. La norma dispone que aquellas empresas que cumplan con ciertos requisitos puedan negociar en el mercado libre en lugar de estar sujetas a tarifas reguladas.

“El objeto de esta ley es permitir a las MYPE reducir sus costos energéticos accediendo al mercado libre de electricidad, contribuyendo a su productividad y competitividad”, plantea la autógrafa aprobada por el Congreso. Esta decisión parte del reconocimiento de que el costo de la energía representa una carga estructural crítica para este segmento empresarial, que representa más del 99% de las unidades productivas del país y genera la mayor parte del empleo.

Para acceder al mercado libre, las empresas deben estar inscritas en el Registro Nacional de la Micro y Pequeña Empresa (REMYPE) y contar con una demanda anual mínima, que se irá reduciendo de forma progresiva. Entre 2026 y 2027 se exigirá una demanda mayor a 150 kW, entre 2028 y 2029 bajará a 100 kW, y desde 2030 será suficiente con superar los 50 kW, sin sobrepasar los 2500 kW.

“Esta transición gradual ofrece previsibilidad a los actores del mercado y asegura una adaptación ordenada del sistema eléctrico”, sostiene el dictamen del Congreso, que subraya que la medida se alinea con el marco normativo de la Ley 28832, orientada a garantizar un suministro eficiente.

La norma también define parámetros técnicos como la “máxima demanda anual” y la “máxima demanda mensual”, en base a los cuales se calcula la elegibilidad para ingresar al mercado libre. “El promedio de los valores más altos de demanda de los últimos doce meses será el criterio de acceso”, establece el artículo 3 de la ley.

Un punto central de la norma es la asociatividad entre MYPE, a través de consorcios o agrupaciones que compartan el mismo circuito eléctrico y que puedan sumar una demanda conjunta superior a los 2500 kW. Esta figura permitirá que empresas que por sí solas no alcanzarían el umbral puedan ingresar al mercado libre.

“El Estado promoverá la asociatividad entre MYPE para consolidar su demanda y facilitar su acceso al mercado libre, priorizando aquellas ubicadas en la misma zona o circuito eléctrico”, indica la ley. Estas asociaciones, si están legalmente constituidas, serán reconocidas como sujetos habilitados para contratar energía de forma conjunta.

Frente a la preocupación del Ejecutivo por los posibles riesgos financieros de esta figura, el Congreso subraya que la asociatividad ya está contemplada en la legislación nacional como una herramienta válida para mejorar la competitividad empresarial. Además, advierte que el reglamento podrá definir garantías y mecanismos de pago compartido para mitigar riesgos.

Otro componente clave de la norma es la capacitación. El Ministerio de la Producción y el Ministerio de Energía y Minas estarán encargados de diseñar programas formativos para explicar a las MYPE cómo funciona el mercado libre, cuáles son sus beneficios y qué requisitos deben cumplir.

“Las capacitaciones tendrán enfoque territorial y deberán ser técnicas pero accesibles, para que las empresas puedan tomar decisiones informadas”, señala el artículo 5 de la norma. Las acciones se realizarán en coordinación con gobiernos regionales, locales y entidades privadas, con el objetivo de asegurar una implementación efectiva.

La autógrafa también recibió observaciones del Poder Ejecutivo, que expresó preocupación por los efectos regulatorios y contractuales que podría generar la migración masiva de usuarios al mercado libre. Señaló posibles impactos en la cadena de pago, riesgos de sobrecontratación en las empresas distribuidoras y falta de justificación técnica.

“El nuevo umbral podría ser visto como discriminatorio hacia los usuarios con demanda menor a 50 kW”, advertía el Ejecutivo en el Oficio 176-2025-PR. También señaló que la reforma podría vulnerar la predictibilidad del sistema eléctrico.

Sin embargo, la Comisión de Energía y Minas rechazó estas observaciones y defendió la constitucionalidad y viabilidad de la medida. “La progresividad del cronograma garantiza seguridad jurídica, y existen mecanismos regulatorios ya vigentes para afrontar riesgos como la sobrecontratación”, argumenta el dictamen aprobado.

La insistencia fue respaldada por una mayoría del Congreso, incluyendo a los congresistas Wilson Soto Palacios, Ilich Fredy López Ureña, Hernando Guerra García Campos y Jorge Luis Flores Ancachi, autores de los proyectos legislativos que dieron origen a esta norma.

“Negar esta posibilidad bajo el argumento de riesgo perpetúa la desigualdad frente a los grandes consumidores que ya pueden negociar directamente sus tarifas”, manifiestan los impulsores de la ley.

Desde el Congreso se destacó además que la medida responde a experiencias regionales, como las promovidas por la CEPAL y la OCDE, que impulsan el acceso a servicios energéticos competitivos como estrategia de desarrollo productivo. El caso de Uruguay fue citado como referencia positiva.

Con esta decisión, el Perú avanza en una reforma que apunta a democratizar el mercado eléctrico, generar condiciones de competencia y fortalecer la base productiva de sus MYPE, en línea con los principios constitucionales de equidad, eficiencia y sostenibilidad.

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La entrada Perú habilita a las MYPEs a negociar electricidad en el mercado libre para bajar costos y aumentar su productividad se publicó primero en Energía Estratégica.

Los precios de la energía renovable en Perú se ubican entre los más competitivos de la región, con márgenes que van de 25 a 40 dólares por MWh, según expuso Guillermo Grande, CEO de EDF Perú, durante el Future Energy Summit (FES) Perú realizado el pasado 29 de septiembre en Lima.

El ejecutivo explicó que estos precios se sustentan en condiciones técnicas y geográficas privilegiadas. “La solar tiene centrales que tienen un factor de carga de 32%, eólicas 50-55% e hidroeléctricas 65-70%”, detalló.

 A esto se suman otros elementos que hacen viable el modelo. “Tienes buen sol, buen viento, buena cantidad de agua. Matemáticamente, a una buena tasa de financiamiento y con un buen CAPEX, los precios son competitivos”, sostuvo Grande.

Sin embargo, advirtió que este nivel de competitividad no se podrá sostener sin reformas regulatorias, de modo que se espera que en los próximos meses se publique el reglamento y sirva de «efecto exponenciador” que permita la entrada de nuevos actores en condiciones más libres.

“Estamos esperando ese cambio regulatorio para que ya explote la implementación de proyectos por desarrolladores independientes, que no necesiten salir a contratar con un incumbente para poder materializarse”, explicó.

“Tenemos una política energética nacional que creo que necesita una actualización, que merece una actualización. Perú no se puede dar el lujo de utilizar cinco años de vida y crecimiento del país para buscar un resultado”, agregó.

Y apuntó que el país debe consolidar un entorno normativo que garantice continuidad, competitividad y dinamismo.

EDF Perú ya opera y proyecta grandes inversiones para acompañar esta visión. Actualmente desarrolla dos proyectos renovables de 200 MW cada uno, en tecnologías solar y eólica. Además, lidera el despliegue de Amazonas Energía Solar, que instala plantas solares con almacenamiento en 10 ciudades de la Amazonia.

Entre los proyectos más relevantes se encuentra uno ubicado en Iquitos, que apunta a abastecer una ciudad de aproximadamente 100.000 personas. Y en generación firme, la compañía culminó la ejecución de la hidroeléctrica Huanchorro que hoy se encuentra en operación.

“El país tiene un buen potencial solar  y eólico, pero energía a las 24 horas renovable creemos que todavía es más consciente desde la hidroeléctrica”, planteó Grande. Para la compañía, una matriz equilibrada requiere respaldo firme que complemente lo intermitente.

En ese contexto, el almacenamiento adquiere una relevancia estratégica, especialmente en zonas donde el acceso es limitado. “Más de dos millones de peruanos viven en lugares donde no hay energía confiable. Entonces el almacenamiento ayuda a tener energía confiable, segura y asequible”, indicó.

Pero esta tecnología también necesita reglas claras que la hagan viable a gran escala en sistemas de almacenamiento. La expectativa es que se habilite un marco que permita combinar distintas fuentes de ingresos, tal como ocurre en otros mercados desarrollados.

Finalmente, el CEO de EDF Perú llamó a actuar con urgencia. “Una vez que tienes un precio de gas subsidiado, eso también tiene un efecto muy fuerte en el precio al cual tienes que referenciar”, planteó subrayando la oportunidad de consolidar un mercado competitivo existe, pero que requiere una regulación alineada con los desafíos actuales y futuros.

La entrada EDF Perú destaca precios de 25 a 40 USD/MWh y pide reglas que consoliden su competitividad se publicó primero en Energía Estratégica.

AES Colombia confirmó que el megaproyecto eólico Jemeiwaa Kai, desarrollado junto a Ecopetrol en La Guajira, iniciará su construcción en 2026. La iniciativa contempla cuatro parques eólicos con una potencia total de 549 MW en su primera etapa, conectados a través de la línea Colectora del Grupo Energía Bogotá, y se posiciona como una de las inversiones más ambiciosas del sector renovable colombiano.

Pero detrás del anuncio hay una visión más amplia: la apuesta de AES por una matriz híbrida y regionalmente integrada.

Durante el Future Energy Summit (FES) Colombia, el gerente comercial y de regulación de AES Colombia, Jhon Alberto Castillo Villamil, explicó que los grandes generadores están llamados a liderar la transición energética sin comprometer la fiabilidad o la confiabilidad del sistema.

“Es necesario tener portafolios diversificados, con energías de respaldo. Yo necesito hacer una combinación de fuentes de energía para incluso poder formar un concepto de complementariedad y de baterías naturales”, sostuvo el ejecutivo.

A partir de ese concepto, considera que es tarea de los grandes generadores, «por su capacidad de inversión», asumir los costos de innovación para el escalamiento tecnológico, iniciando la próxima etapa de la transición con una articulación efectiva entre generación, almacenamiento y redes.

Colombia se encuentra en un punto de inflexión: con una demanda en crecimiento, zonas interconectadas de forma desigual y una dependencia hídrica que exige diversificación urgente. En ese marco, AES busca consolidar un portafolio híbrido —eólico, solar, hidráulico y de almacenamiento— capaz de sostener la expansión industrial y regional del país.

El enfoque, insistió Castillo, no se limita a la eficiencia técnica. Requiere integrar desde el inicio criterios de sostenibilidad social y ambiental que refuercen la aceptación local de los proyectos.

“El desarrollo energético debe concebirse con una visión de territorio, de largo plazo y de confianza, no sólo desde la visión del cumplimiento de objetivos ambientales, sino que esto realmente se materialice en la generación de valor hacia las comunidades”, puntualizó.

Desde esa mirada, AES Colombia busca proyectar los futuros megaproyectos —como Jemeiwaa Kai— no solo como fuentes de nueva capacidad, sino como modelos de transición ordenada, donde la innovación tecnológica y la participación comunitaria convivan bajo un mismo objetivo: garantizar seguridad energética con impacto positivo en los territorios.

El desarrollo en La Guajira plantea desafíos estructurales que AES deberá sortear para concretar su visión. Además de las limitaciones en infraestructura eléctrica y vial, se da una compleja trama de relacionamiento social que exige estrategias de diálogo sostenido con las comunidades étnicas.

Estos factores han ralentizado el avance de los proyectos eólicos, pese al recurso de viento de clase mundial que caracteriza la zona y los proyectos aprobados superan los 2 GW de capacidad.

La entrada AES Colombia confirma el avance del megaproyecto eólico junto a Ecopetrol y refuerza su estrategia de diversificación energética se publicó primero en Energía Estratégica.

Alberto Cuter, vicepresidente para Latinoamérica e Italia de Jinko Solar, compartió su recorrido profesional y su visión actual del mercado fotovoltaico global en el marco de una entrevista exclusiva durante Future Energy Summit (FES) Perú.

Formado como ingeniero electrónico en el Politécnico de Milán, su primer trabajo fue en la Sociedad de Telecomunicación Italiana. Con tan solo 28 años lideraba un equipo de 300 técnicos, pero su vocación iba más allá de lo técnico. “Desde que era pequeño, yo quería hacer algo. A los 18 años organicé una reforestación en la ciudad donde nací y una noche, junto a 500 vecinos, plantamos 300 árboles ”, rememoró. 

Tras una etapa como empresario en el auge de las dotcom, su salto al mundo de las energías renovables no fue casual. “La telecomunicación empezó a ser muy aburrida, era solo control de coste. Así que empecé de cero”, explicó. Primero trabajó en una pequeña firma italiana, luego en Phoenix Solar y, finalmente, llegó a Jinko Solar, empresa que marcaría un punto de inflexión en su carrera.

Mire la entrevista completa con Alberto Cuter de Jinko Solar: https://www.youtube.com/watch?v=Qes53ionOLk

En 2010 ingresó como Sales Manager, y a los seis meses tomó el cargo de Country Manager. A los dos años, dirigía las ventas de Italia, Medio Oriente, África y América Latina. Pero las responsabilidades lo llevaron a replantear su rol. 

“Después de algunos años levanté la mano y dije: necesito estar cerca del mercado, ver lo que está pasando”, comentó. Así fue como en 2012 decidió concentrarse exclusivamente en América Latina e Italia, regiones que continúa liderando hasta hoy. 

El mercado fotovoltaico al límite: sobreoferta, recortes y el rol del almacenamiento

Con una visión crítica sobre la coyuntura actual del sector, Cuter advirtió que la industria fotovoltaica atraviesa una situación límite: “Todos los fabricantes de paneles están vendiendo abajo del coste desde hace casi un año. No se puede seguir así”. 

Y detalló que Jinko Solar redujo su plantilla de 50000 a 30000 empleados, principalmente en el área de producción. “En mi equipo no corté nada porque es el mínimo necesario. Pero la realidad es que la oferta es mucho mayor que la demanda”, remarcó.

Aunque Jinko tiene la espalda financiera para sostenerse, Cuter advirtió que muchas empresas medianas ya enfrentan dificultades. “La industria está creciendo, pero no podemos seguir mientras toda la supply chain pierde dinero”, agregó.

Para el ejecutivo, el modelo de negocio ya no se sostiene solo con módulos. “Una planta solar sin batería va a perder dinero. Lo vimos también en Chile, Brasil y España. En algún momento del día hay mucha más oferta que demanda, y si no podés almacenar, el modelo de negocio no funciona”, insistió. Por eso considera que en el mediano plazo las baterías y los paneles tendrán un peso equivalente en la estructura empresarial.

En ese sentido, seañló lo ocurrido en Italia como un ejemplo claro del desequilibrio actual. “En un fin de semana de mayo, la producción de renovables fue más alta que la demanda. Tuvieron que cortar la conexión de forma remota para proteger la red”, explicó Cuter.

A pesar del contexto adverso, la compañía continúa invirtiendo en innovación. “Jinko es el fabricante con más patentes: tenemos más de 5.000”, destacó Cuter. 

 El desarrollo más reciente de Jinko Solar es el panel Tiger 3.0, que alcanza una eficiencia del 24,8%. Además, trabajan con una celda tándem basada en perovskita que logra 34% de eficiencia, la cual ya se encuentra en laboratorio.  “Cuando entré a esta industria, estábamos en 10%”, comparó el ejecutivo.

Además de la innovación tecnológica, Cuter resaltó una decisión estratégica clave en el crecimiento de Jinko Solar: el enfoque en talento local. “Cuando entré, el presidente me dijo que quería ser el primer fabricante del mundo en cuatro años. Lo logramos en cinco”, recordó.

Y atribuyó ese éxito al liderazgo de Artur Herrero, quien impulsó una expansión internacional distinta. “Convenció a la empresa de contratar personas locales en cada país. No podés manejar un mercado desde China si no lo entendés”, detalló. 

Después de más de cuatro décadas de carrera, Cuter sostuvo que su motivación sigue siendo la misma que lo movía a los 18 años. “Yo siempre quise hacer algo bueno, algo que dejara huella. A veces parece que el mundo va en otra dirección, pero sigo intentando”, concluyó.

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Costa Rica avanza con una nueva etapa en la modernización de su sistema eléctrico con una inversión total de US$315 millones, de los cuales US$200 millones son financiados por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

El proyecto, aprobado a fines de octubre, apunta a consolidar un suministro más confiable, eficiente y alineado con los objetivos de descarbonización del país.

“Esta operación beneficiará directamente a millones de personas y refuerza los pilares de América en el Centro: productividad, integración económica y resiliencia climática”, expresó Tomás Serebrisky, Manager de Infraestructura y Energía del BID.

La iniciativa se centra en tres intervenciones clave: la rehabilitación de la Planta Hidroeléctrica Ventanas-Garita (PHVG), mejoras en la red nacional de transmisión y la sustitución de luminarias urbanas por tecnología LED. Cada componente fue diseñado para incrementar la eficiencia del sistema, disminuir costos operativos y reducir el uso de generación térmica.

“La rehabilitación de la PHVG permitirá restablecer su capacidad de generación y reducir el uso de generación térmica, más costosa y emisora de carbono”, destacó Serebrisky.

La PHVG, con una capacidad de 100 MW, es una planta estratégica del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE). Su actualización permitirá extender su vida útil por 30 años, disminuir en 40% las interrupciones forzadas y bajar en 35% los costos operativos. Además, contará con sistemas digitales para el monitoreo y control remoto de sus operaciones.

El programa incluye también la sustitución de 40.000 luminarias públicas por tecnología LED en 41 cantones. Esta acción permitirá ahorrar un 35% en consumo energético anual, equivalente a 7.700 MWh o el consumo promedio de 3.150 hogares. La vida útil de las luminarias se duplicará y se reducirán en al menos 25% los costos de mantenimiento. La mejora impactará en zonas rurales y periurbanas, beneficiando a unas 350.000 personas.

“El programa impulsa la transformación digital del sector eléctrico en tres frentes: generación, transmisión y alumbrado público”, precisó Serebrisky.

En paralelo, el BID financiará la incorporación de mujeres rurales a las obras del proyecto mediante capacitaciones y empleo técnico. El objetivo es incorporar al menos 20 mujeres en tareas operativas de la PHVG y promover su participación en un sector históricamente masculinizado.

“Promover el empleo femenino en zonas rurales es clave para generar ingresos directos y fortalecer las redes productivas locales”, subrayó Serebrisky.

En cuanto a la red de transmisión, se prevé la instalación de transformadores de potencia con capacidades de diagnóstico remoto, lo que reducirá en 9% la duración de interrupciones y en 15% la tasa de fallas del sistema.

Toda la operación está alineada con la Contribución Nacionalmente Determinada (NDC) de Costa Rica y su Plan Nacional de Descarbonización 2018–2050. También fortalece la integración regional del país en el Mercado Eléctrico Regional (MER), consolidando su liderazgo en energía limpia.

“Este proyecto demuestra cómo la colaboración público-privada puede acelerar la transformación del sector energético en América Latina”, concluyó Serebrisky.

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El desarrollo del almacenamiento energético en Colombia requiere una mirada técnica adaptada al contexto nacional y no la simple copia de modelos extranjeros. Así lo expresó Tomás Fuentealba, Application Engineer de Sungrow, durante el panel “Escalamiento de almacenamiento energético con renovables en Colombia”, en el marco de Future Energy Summit (FES) Colombia.

El especialista explicó que las condiciones operativas, normativas y de red en cada país son diferentes, y que aplicar sin modificaciones experiencias como la chilena puede resultar ineficiente. “No pensemos que un proyecto porque funcionó en Chile va a poder instalarse tal cual en Colombia. Ese no es el mensaje”, sostuvo.

Y fue enfático: “Un proyecto instalado aquí no va a ser igual a uno en Chile en cuanto a su operación ni a lo que requiere”.

Advirtió también que la tecnología está evolucionando más rápido que la regulación, por lo que recomendó no esperar definiciones normativas para actuar. “A veces la regulación llega tarde respecto a los avances que estamos haciendo desde el punto de vista de la tecnología”, indicó. Frente a este desajuste, propuso anticiparse e instalar pronto lo que será requerido en los próximos años.

Sungrow ya superó los 10 GWh contratados en almacenamiento en Latinoamérica, al igual que ha acumulado 25 GW de pedidos de inversores fotovoltaicos en la región. Adicionalmente, en 2025 reportó un crecimiento de más del 25% respecto al año previo en dicha región. Estos datos respaldan la afirmación del ejecutivo de que la tecnología ya está madura y lista para desplegarse.

“Quiero quedarme con la visión de esos proyectos. Desde su concepción tuvieron claro lo que iba a requerir el sistema en los próximos años”, explicó Fuentealba.

Según el especialista, Colombia aún cuenta con buena inercia gracias a su matriz hidroeléctrica, pero los fenómenos climáticos podrían cambiar esa condición. Ya ocurrió en Chile, donde eventos como El Niño obligaron a rediseñar parte del sistema.

Además de servir como respaldo energético, las baterías pueden prestar servicios esenciales para el sistema eléctrico, como regulación de frecuencia y voltaje, o incluso formar red. Subrayó que estos conceptos técnicos deben ser bien comprendidos y usados con precisión.

“Se habla de grid forming como si fuera cualquier servicio de regulación, pero no es así. Eso lo puede hacer un PCS sin capacidad de formar red”, explicó.

Para el ejecutivo, es clave que reguladores, tecnólogos y desarrolladores trabajen en conjunto para alinear capacidades técnicas con necesidades reales del sistema. Y reafirmó: “Ya tenemos las soluciones tecnológicas para responder a lo que nos pide la red colombiana y nuestros clientes”, aseguró. Invitó a trabajar coordinadamente con todos los actores del sector: “Queremos desarrollar proyectos en conjunto que sean viables financieramente y que también fortalezcan la operación del sistema eléctrico nacional”, concluyó.

Reviva el día 1 de FES Colombia aquí: https://www.youtube.com/watch?v=j47zIf2RzT8

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La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) presentó su Propuesta Programática 2026–2030: “Electrificación profunda con energías renovables y almacenamiento para el desarrollo de Chile” durante una reunión con el comando presidencial de Evelyn Matthei, representado por el encargado estratégico, Juan Sutil y el encargado programático, Juan Luis Ossa.

La propuesta plantea una hoja de ruta para fortalecer la competitividad del país y avanzar hacia una matriz segura y resiliente, basada renovables y almacenamiento, a través de cinco ejes: electrificación de los consumos, modernización regulatoria, impulso al almacenamiento, fortalecimiento de la transmisión y simplificación de permisos.

Durante la presentación, ACERA destacó la importancia de que Chile adopte una estrategia-país basada en energías limpias, que promueva inversión, innovación y desarrollo industrial. Asimismo, enfatizó la necesidad de que la electrificación se consolide como una política de Estado, con visión de largo plazo y estabilidad regulatoria.

El equipo de energía del comando de Evelyn Matthei liderado por Carlos Barria, presentó los lineamientos del programa que la candidata desea impulsar en la materia. 

El programa energético propone que el Estado recupere la conducción del sector con visión de largo plazo y rigor técnico. Sus ejes son: (1) seguridad y resiliencia eléctrica; (2) eficiencia en gestión y procesos tarifarios; (3) simplificación de permisos y fortalecimiento institucional; y (4) electrificación de la economía mediante electromovilidad, hidrógeno verde e industrias limpias. 

Con ello apunta a crecer con inversión y estabilidad tributaria, reduciendo a la mitad las emisiones al 2035 y alcanzando la carbono neutralidad al 2050.

“Existe un alto consenso en las materias que un programa de energía debiera contener y así lo constatamos al comparar la propuesta de ACERA con la de la candidata presidencial Matthei, pero creemos sumamente importante concentrarnos en la capacidad de ejecución que las instituciones y sus dotaciones puedan efectivamente realizar, dado el plazo acotado de cuatro años, que tiene un gobierno para la implementación de cualquier política pública y regulación que se pretenda impulsar”, señaló Ana Lia Rojas, directora ejecutiva del ACERA. 

Por lo mismo, se relevó la importancia de “una definición de agenda de trabajo priorizada y consensuada con el Poder Ejecutivo y el Parlamento, y avanzar en el fortalecimiento de la institucionalidad del sector”.

¿Qué propone el documento impulsado por ACERA?

El documento destaca que, pese a los 1,9 GW de almacenamiento ya instalados y un objetivo de 5 GW para 2026, persisten barreras regulatorias y de planificación territorial que frenan su expansión. ACERA pide avanzar en un marco de remuneración adecuado e incentivos que fortalezcan al almacenamiento como eje de la transición.

También plantea dos reformas estructurales: una reforma al mercado mayorista eléctrico, que actualice los mecanismos de precios y despacho ante la alta penetración de renovables variables, incluyendo la incorporación de esquemas de ofertas y despacho “day-ahead”, una herramienta que permitiría anticipar precios y optimizar la coordinación entre generadores, transmisores y operadores del sistema.

Mientras que la segunda normativa regulatoria clave está vinculada con la distribución eléctrica, que ya lleva cuatro décadas sin una reforma estructural. Por lo que el documento plantea que las distribuidoras deben evolucionar hacia “plataformas de servicios energéticos”, capaces de gestionar redes inteligentes, almacenamiento local y generación distribuida, fomentando además el rol activo del consumidor y la digitalización del sistema.

En materia tarifaria, la asociación valora el subsidio a familias vulnerables, pero propone que su financiamiento sea público y que, a largo plazo, se reduzcan los costos mediante contratos regulados con mayor presencia renovable e infraestructura moderna.

El documento subraya además la urgencia de resolver los cuellos de transmisión que han provocado más de 6,2 TWh de energía limpia vertida en 2024, impulsando proyectos clave como Kimal–Lo Aguirre y Entre Ríos–Lo Aguirre.

Finalmente, ACERA convoca a construir una “Estrategia País 2026–2030”, que combine liderazgo político, certezas regulatorias y visión de largo plazo.

El gremio urge a finalizar reglamentos pendientes, como los de Coordinación y Operación (DS 125/2017) y Generación Distribuida (DS 88/2019 y DS 57/2019), así como a actualizar normas técnicas de programación, despacho y calidad de servicio.

La modernización de la distribución —añade— debe basarse en estudios técnicos actualizados, con foco en digitalización, participación de la demanda y despliegue de redes inteligentes.

Con abundantes recursos renovables, experiencia técnica y una industria sólida, Chile puede liderar la transición energética latinoamericana, señala ACERA, promoviendo una matriz eficiente, soberana y competitiva que reduzca emisiones, asegure independencia energética y ofrezca precios más justos a los consumidores.

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En el marco de la Semana Internacional de la Electrificación y la Descarbonización, que se celebrará del 18 al 20 de noviembre de 2025 en IFEMA MADRID, las ferias GENERA y MATELEC han dado a conocer los proyectos seleccionados en la Galería de Innovación, un espacio que distingue los avances tecnológicos más destacados en eficiencia energética, energías renovables e instalación eléctrica.

Esta iniciativa, ya consolidada como una referencia en el impulso a la innovación del sector energético, ha reconocido un total de 31 proyectos de empresas expositoras y organismos que apuestan por la sostenibilidad, la digitalización y la eficiencia.

El comité de expertos, compuesto por IDAE, FENIE, AFME, ANFALUM, A3E, AEE, ANESE, ASIT, CIDE, COGEN y UNEF, ha sido el encargado de la evaluación de estos proyectos, teniendo en cuenta su innovación tecnológica, la aplicabilidad de los proyectos, su impacto en la transición energética y su contribución a los objetivos de descarbonización.

Proyectos seleccionados Galería de Innovación 2025

 Energía renovable y fotovoltaica.

• BauWatch Solar de BauWatch.
• ASTERIx-CAESar de CENER.
• Chargevite OASIS de CHARGEVITE NERGY.
• FuelGae de ANALISIS-DSC.
• Sistemas solares flotantes de EMICA SOLAR.
• Genergy Power Products de GENERGY POWER PRODUCTS.
• Nylofix Gama Ecoline de INTERFLEX.
• SURICATOKEN de LINC-EVOLUTION.
• Investigación de un nuevo modelo agrovoltaico de METAL FRAME RENOVABLES.
• Tubo FlexiUV de AISCAN.
• VERISAFE de PANDUIT EUROPE.

Digitalización y control de energía.

• COMBI PRO MAX de TOSCANO LÍNEA ELECTRÓNICA.
• ELEC CALC: El Motor Inteligente de TRACE SOFTWARE INTERNATIONAL.
• ARCBOX de VIRIDIAN SOLAR. Serie SMART NB2 de CHINTELECTRICS.
• Medidor de Energía Multicanal UMG 800 de CYDESA.
• EnerPilot – Sistema de Optimización Eléctrica de ISTA METERING SERVICES ESPAÑA.
• WEOZ de LEGRAND.
• CAE Claro de LSF Energía Iberia.

 Movilidad eléctrica y soluciones industriales.

• TERA NOMAD 3R de TERA BATTERIES.
• Zaptec GO2 de ZAPTEC. Ventosa Electrónica Grabo XR 18V de DEWALT (Stanley Black & Decker).
• Sistema OGVGRIP de FACOM (Stanley Black & Decker).
• Elevah E5 ES Move de FARAONE IBÉRICA.
• G&S Diesel de GREEN&SAFE PRODUCT.
• Vegetation Management de NORFARMING.
• CTM SMART de ORBIS TECNOLOGIA ELÉCTRICA.
• VIARIS CITY+ PRO de ORBIS TECNOLOGIA ELÉCTRICA.
• PV4Plants de R2M Solution Spain.
• Fly Fibra de SVELT.
• TriShot® KV de WISKA SYSTEMS IBERICA.

 Accede a todos los proyectos en detalle:  GALERÍA DE INNOVACIÓN GENERA Y MATELEC

 Innovación en la Semana Internacional de la Electrificación y Descarbonización

Con esta iniciativa, MATELEC y GENERA refuerzan su compromiso con la innovación tecnológica, la eficiencia energética y el impulso a la transición ecológica, convirtiéndose en el punto de encuentro esencial para los profesionales que lideran el futuro sostenible del sector.

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Honduras tendrá elecciones presidenciales a fin de noviembre y el sector energético observa con atención —y preocupación— la falta de definiciones concretas por parte de los principales candidatos. En un contexto regional donde la inversión en renovables crece a ritmo acelerado, la ausencia de señales claras sobre el rumbo energético hondureño podría dejar al país rezagado frente a sus vecinos.

Uno de los puntos más sensibles es la indefinición sobre la estructura institucional clave del sector, por lo que la falta de respuestas sobre estos organismos genera incertidumbre en el mercado y dificulta la planificación de proyectos a largo plazo.

“Ninguno de los candidatos ha definido aún cómo se conformará el Ministerio de Energía, la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), la CREE o el CND”, señalaron fuentes cercanas a Energía Estratégica.

El panorama electoral muestra a Nasry Asfura (Partido Nacional), Salvador Nasralla (Partido Liberal) y Rixi Moncada (Partido Libre) como los tres principales contendientes para gobernar durante el período 2026-2030. Si bien las encuestas son poco confiables —por su sesgo según el partido que las encarga—, hay un dato consistente: en los estudios internos de los partidos Liberal y Libre, el Partido Nacional aparece en segundo lugar. Esto refleja un escenario abierto y polarizado.

A pesar de sus diferencias ideológicas, hay un punto común: todos los candidatos coinciden en la necesidad de recuperar la confianza de los sectores productivos y atraer inversión. La energía aparece en sus discursos como una pieza estratégica para ese objetivo, aunque con matices significativos en la forma de abordarlo.

Por un lado, Salvador Nasralla propone un modelo de Estado competitivo, con apertura de mercados, mejor acceso al crédito y colaboración público-privada. Su planteo busca eliminar barreras para el crecimiento y modernizar la infraestructura energética. Si se concreta en políticas reales, podría generar condiciones propicias para acelerar la incorporación de tecnologías limpias.

Nasry Asfura, en cambio, enfoca su propuesta en la estabilidad institucional, descentralización y generación de empleo. Su mensaje de “menos discursos y más acción” apunta a generar confianza y previsibilidad, factores clave para inversiones de largo plazo. En el ámbito energético, su visión se alinea con continuidad regulatoria, expansión de redes y asociaciones con el sector privado para ejecutar proyectos renovables.

Finalmente, Rixi Moncada, por su parte, representa una línea más estatista, con foco en la transparencia y el control del gasto público. Si bien su postura genera dudas en el sector privado, desde el entorno técnico se reconoce que, con claridad normativa, apertura al diálogo e incentivos, podría reforzar la institucionalidad del sector y facilitar una transición energética bajo liderazgo estatal.

En paralelo al debate electoral, el gobierno de Xiomara Castro mantiene abierta una licitación clave de 1500 MW para proyectos de generación renovable, que incluye desarrollos solares, eólicos y de biomasa. Este proceso busca diversificar la matriz energética y reducir la dependencia de fuentes térmicas. La continuidad de esta iniciativa será una prueba para el nuevo gobierno y una señal importante para los inversores.

Para el sector, la preocupación va más allá de los nombres propios. “Lo fundamental es que Honduras consolide principios clave como el libre mercado, la seguridad jurídica y la estabilidad regulatoria”, remarcan desde fuentes cercanas a Energía Estratégica. El consenso en torno a esos pilares permitiría convertir las energías renovables —hidráulica, solar, eólica, biomasa o almacenamiento— en la base de una economía más competitiva y resiliente.

La elección de 2025, entonces, no solo definirá al próximo presidente, sino el modelo de desarrollo que seguirá el país en la próxima década. Si el nuevo gobierno logra construir una política energética de largo plazo, con reglas claras, instituciones fortalecidas y compromiso con la transición, Honduras podría convertirse en un polo de atracción para la inversión verde en Centroamérica.

Lo que está en juego no es solo quién gobierna, sino cómo se gobierna. Para que las oportunidades se conviertan en realidades, será clave que la voluntad política esté a la altura de los desafíos que plantea el nuevo paradigma energético.

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Las energías renovables atraviesan un momento de transición en Colombia. El país ya cuenta con 85 parques de mediana y gran escala operativos que suman 2300 MW de potencia, lo que representa el 12% de la capacidad instalada nacional, frente al exiguo 2% de hace apenas dos años. 

Además, el segmento de autogeneración también muestra un crecimiento exponencial, al pasar de 9.000 a más de 21.000 proyectos identificados en menos de un año. Esto implica más de 1 GW instalado, con ahorros de entre el 30% y el 90% en el costo de la energía para las empresas.

Sin embargo, el avance de las renovables enfrenta un obstáculo estructural: la dificultad para asegurar financiamiento. A pesar de contar con aprobación de conexión, más de 6500 MW aún no logran cerrar financieramente debido a trabas regulatorias y de permisología. 

En este contexto, Daniel Arango, director de Energía y Recursos Naturales de Bancolombia, impulsa una mirada más amplia sobre los instrumentos disponibles.

Todavía falta diversificar un poco más y salirnos de los productos tradicionales. Porque hay espacio para innovar en temas de deuda, los subordinados o en financiamiento mezzanine, temas no muy avanzados en Colombia”, indicó durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Colombia. 

En su análisis, el sector financiero ha demostrado capacidad de respuesta: en Colombia y la región ya se han financiado 1.5 GW a través del modelo project finance. Sin embargo, considera que es momento de explorar nuevos caminos. 

“En temas de aportes de capital hay que hacer un esfuerzo por vincular, juntar más puntas, ya que los inversionistas internacionales se pueden beneficiar mucho de socios locales y con los grandes capitales que hay en Colombia”, subrayó. 

“Es decir que más allá de lo tradicional del Project Finance o del financiamiento corporativo, hay espacio para más herramientas. Tenemos leasing, tenemos renta y uso, modelos en donde Bancolombia es dueña de los activos y el cliente simplemente paga un canon”, añadió. 

En paralelo al desafío financiero, Arango advierte sobre la necesidad de no limitar la mirada únicamente al desarrollo de proyectos solares, por más que estos sean los de más rápida ejecución, y por ende no perder de vista la visión de portafolio y la diversificación. 

Desde su perspectiva, es positivo que resurja el interés por proyectos hidroeléctricos y también se debe seguir haciendo fuerza para que se concreten parques eólicos que permitan mayor complementariedad en el sistema eléctrico. 

“Además, tenemos mucho interés en sistemas BESS. Hay dos clientes de Bancolombia que ya tienen unos pequeños proyectos con baterías. Sin embargo no los han financiado, razón por la cual no tuvimos oportunidad de mirarlo de cara a una aprobación, pero estamos pues abiertos a que los clientes traigan esos modelos de negocio y desde Bancolombia los analizamos”, manifestó. 

“Invitamos a los clientes e inversionistas que nos busquen y que empecemos de manera conjunta a hacer la evaluación para financiar ese tipo de proyectos BESS”, aseguró. 

Subastas y planificación: claves hacia 2026

Uno de los puntos críticos para dinamizar el cierre financiero de proyectos renovables es, según Arango, la organización de subastas públicas. 

“Es fundamental las subastas para el desarrollo rápido, porque hay incentivos claros para la entrada de proyectos”, explica el directivo de Bancolombia. A su entender, los procesos de subasta permiten incorporar bloques significativos de capacidad en menor tiempo, mientras que en los intervalos entre subastas predominan las negociaciones bilaterales, que si bien son válidas, tienden a demorar la estructuración de nuevos proyectos.

Para el ejecutivo, el 2026 aparece como un año bisagra. “Seguramente el año que viene será un año de mucha planeación de mediano y largo plazo, que tiene que evitar que la brecha entre oferta y demanda se siga cortando”, afirma. 

También destaca la importancia de contar con una regulación estable y ágil en materia de permisos, que dé seguridad a los inversionistas. 

“Está claro que actualmente lo más fácil y rápido de construir son proyectos solares. Es muy importante que el Gobierno apoye con incentivos, con una regulación estable que permita a los inversionistas estar tranquilos, porque serán los que abastecerán la demanda en el corto plazo”, sostiene.

En definitiva, Bancolombia apuesta a jugar un rol activo en esta nueva etapa del sector energético, combinando una visión financiera más innovadora con una apuesta tecnológica más diversificada. Como resume Arango, “hay espacio para hacer más cosas y el momento para innovar es ahora”.

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Panamá puede transformar su sistema energético a partir de una matriz limpia y hacerlo de forma rentable. Un nuevo informe del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) sostiene que un escenario de transición energética acelerada permitiría alcanzar un 88% de participación de energías renovables en la generación eléctrica para 2050, reduciendo además las emisiones del sistema energético en un 74% respecto al año 2020.

El documento, titulado “Análisis de costo-beneficio de escenarios de transición energética para la descarbonización del sector energía y transporte a 2050 en Panamá”, fue elaborado por Miguel Jaramillo, Tania Miranda, Rocío Medina, Paula Araiza y Diego Villalobos.

Allí se comparan tres trayectorias posibles: un escenario Tendencial, uno Intermedio y uno Acelerado. Este último combina una alta penetración de fuentes limpias, políticas de eficiencia energética y una electrificación profunda de la demanda, especialmente en el sector transporte.

“El escenario Acelerado resulta en la matriz energética más limpia, con una intensidad de emisiones que se reduce a 0,065 tCO₂/MWh en 2050”, indica el documento. En contraste, el escenario Tendencial, sin grandes transformaciones, se mantiene en 0,243 tCO₂/MWh para ese mismo año.

El ahorro neto acumulado para el sistema energético en el escenario Acelerado sería de USD 7.314 millones al 2050 respecto al escenario Tendencial. Este resultado considera los costos totales de inversión, operación, mantenimiento, combustible, externalidades por emisiones y beneficios derivados del ahorro en subsidios.

El estudio también detalla que, en el escenario más ambicioso, “la participación de las fuentes renovables en la generación eléctrica sería de 88% en 2050”, frente al 71% del escenario Intermedio y el 60% del Tendencial. La matriz estaría dominada por energía solar fotovoltaica, eólica e hidroeléctrica, acompañadas por sistemas de almacenamiento.

En relación con la rentabilidad, el informe sostiene que “la tecnología solar fotovoltaica se convierte en la más económica en el largo plazo, seguida por la eólica terrestre y la hidroeléctrica de pasada”.

Además, destaca que la electrificación de la demanda, especialmente del transporte, es viable si se basa en una matriz baja en emisiones: “La descarbonización del transporte requiere una matriz eléctrica baja en emisiones; de lo contrario, solo se trasladan las emisiones a otro sector”.

En cuanto a inversión, se estima que el escenario Acelerado requerirá USD 17.204 millones acumulados al 2050 en el sistema energético panameño. A pesar del mayor esfuerzo inicial, representa el escenario de menor costo total al considerar todas las variables del sistema.

El documento fue producido en el marco de la Iniciativa de Descarbonización de América Latina y el Caribe del BID, y busca servir de insumo técnico para la planificación energética de Panamá, incluyendo su hoja de ruta hacia las metas de cero emisiones netas.

“La inversión en un sistema de transporte electrificado y eficiente en conjunto con una matriz energética más limpia resulta en menores costos totales para el país que continuar con la trayectoria actual”, concluye el reporte.

La entrada Panamá puede ahorrar USD 7000 millones si acelera su transición con renovables según el BID se publicó primero en Energía Estratégica.

El 26 y 27 de noviembre, el Hotel Intercontinental de Santiago será sede de la cuarta edición de Future Energy Summit (FES) Chile, el evento más importante de energías renovables que convoca a los principales referentes del sector para debatir el rumbo energético del país y la región. 

Con una audiencia esperada de cientos de tomadores de decisión, el encuentro será transmitido en vivo a través del canal oficial de YouTube de FES, y las entradas ya se encuentran disponibles en este enlace.

La agenda de esta edición está centrada en temas de alta prioridad para el sistema energético chileno, incluyendo la planificación energética nacional, el desarrollo de nuevas líneas de transmisión, los próximos procesos de licitación pública de energía, el avance de los sistemas de almacenamiento BESS, la promoción del hidrógeno verde y la generación distribuida, en un escenario que también requiere adecuaciones regulatorias para sostener el ritmo de las inversiones de largo plazo.

Entre los speakers confirmados destacan altos ejecutivos del sector como Juan Villavicencio (CEO – ENGIE Chile), Gianluca Palumbo (CEO – Enel Chile), Jaime Toledo (CEO Sudamérica – Acciona Energía), José Ignacio Escobar (CEO – Colbún), así como líderes regionales y expertos técnicos como Felipe Gallardo (Director de Estudios – ACERA), Daniela González (Socia Directora – Domo Legal) y Vicente Walker (Head of Trina Storage LAC – Trina Storage).

La participación institucional también estará representada por figuras de primer nivel, como Luis Felipe Ramos Barrera (Subsecretario de Energía de Chile), Mauricio Bejarano (Viceministro de Minas y Energía – Paraguay) y Andrés Rebolledo (Secretario Ejecutivo – OLADE), además de los ex ministros Claudio Huepe y Juan Carlos Jobet, quienes aportarán su visión sobre los desafíos de gobernanza energética en un ciclo político decisivo para el país.

El evento cuenta con el respaldo de empresas estratégicas del sector como Sungrow, JA Solar, Nextracker, Trina Solar, Canadian Solar, Yingli Solar, ZNShine Solar, Nordex Acciona, Black and Veatch, Diprem, Solar Steel, Suncast, CATL, Great Power, BLC Power Generation, Alurack y Clou Ess, junto a sus Strategic Partners: Polux, ACESOL, GPM y OLADE.

La realización de FES Chile coincide con un momento de alto dinamismo en el desarrollo de sistemas de almacenamiento con baterías. El país se encamina a superar los 2 GW operativos en BESS para enero de 2026, anticipando en cuatro años la meta fijada oficialmente para 2030. Y si se considera la cartera de proyectos en construcción, la capacidad instalada podría alcanzar los 8,6 GW en 2027, superando con creces el objetivo de 6 GW al 2050. 

En paralelo, desde el gobierno se ha destacado que la incorporación de baterías ya permitió reducir en casi USD 100/MWh el costo marginal solar en ciertas subestaciones, un dato que reconfigura las perspectivas de ingresos para los desarrolladores.

También están en curso dos licitaciones clave para el suministro eléctrico a clientes regulados. La primera, con 1680 GWh a subastar, prevé comenzar el suministro en 2027 y extenderse hasta 2030. 

La segunda, denominada Suministro 2025/02, ofrecerá 1470 GWh anuales y se lanzará en los primeros días de diciembre. Ambos procesos serán centrales en las conversaciones de FES, dado su impacto directo en los modelos de negocio y la viabilidad financiera de los proyectos renovables.

En ese marco, el proceso de transición presidencial también suma elementos al debate. Diversas candidaturas ya han hecho públicas sus propuestas sobre el modelo energético del futuro, lo que posiciona al Future Energy Summit como un espacio estratégico para entender cómo convergen las prioridades del sector privado, los organismos públicos y la política energética nacional.

Por lo que FES Chile se consolida como un espacio único de networking ejecutivo, donde convergen representantes de las empresas más relevantes del sector con actores institucionales y organismos multilaterales. En este entorno se definen alianzas, contratos y estrategias comerciales que dan forma a la transición energética del país y la región.

En un contexto donde Chile avanza a ritmo acelerado en almacenamiento, licitaciones y descarbonización, FES se presenta como el foro ideal para alinear perspectivas, compartir soluciones y debatir el futuro energético con una mirada integral.

La entrada FES Chile reunirá CEOs, reguladores y empresas para debatir las claves del nuevo ciclo energético del país se publicó primero en Energía Estratégica.

El crecimiento de las energías renovables en Perú enfrenta un cuello de botella: la infraestructura de transmisión eléctrica avanza a un ritmo mucho más lento que la generación, advirtió Cristian Remolina, Gerente General de ISA Energía, durante su participación en Future Energy Summit (FES) Perú. Según el ejecutivo, la clave para una transición energética efectiva radica en redes más resilientes, confiables y adaptadas a los nuevos desafíos del sistema.

“Nuestra proyección es promover una red resiliente, confiable, disponible y segura, que permita que todos los usuarios accedan a la energía que esté disponible”, manifestó Remolina durante su participación en el panel 2 de FES Perú. Bajo esa visión, la compañía –de origen colombiano y con presencia en 21 de los 24 departamentos peruanos– está ejecutando un ambicioso plan de expansión.

Actualmente, ISA Energía opera 12.000 kilómetros de líneas de transmisión en Perú, y tiene en desarrollo proyectos por más de 1.100 kilómetros adicionales, con una inversión estimada de $1300 millones de dólares. Sin embargo, esos proyectos están programados para entrar en operación recién en 2028.

“Mientras tanto, ¿qué vamos a hacer?”, cuestionó el directivo, quien adviertió que el país es “supremamente atractivo para la inversión”, pero que la falta de sincronización entre los tiempos regulatorios, técnicos y sociales podría frenar el avance renovable.

Mientras un parque solar o eólico puede desarrollarse en menos de dos años, una línea de transmisión puede tardar más de seis años en construirse. Remolina explicó que los desafíos sociales, prediales y geográficos hacen compleja la ejecución de este tipo de infraestructuras, especialmente en un país como Perú, con condiciones territoriales desafiantes.

En ese sentido, el ejecutivó reclama un rol más activo del Estado para facilitar este proceso. “El Gobierno tiene que movilizarse a tratar de acelerar no solamente los marcos que permitan habilitar todas estas energías, sino también los servicios complementarios”, sostuvo.

Uno de los puntos clave en la agenda regulatoria es la publicación del reglamento de servicios complementarios, prevista para enero próximo, que incluiría medidas relacionadas con almacenamiento energético y otras tecnologías de soporte al sistema. Esta normativa, según Remolina, podría ser fundamental para mejorar la confiabilidad del sistema y habilitar la entrada de nuevas fuentes de generación renovable.

No obstante, aclaró que el desarrollo de estas soluciones no puede quedar limitado a una sola tecnología. “Cuando hablamos de servicios complementarios, la conversación solo cae en baterías. Pero tecnológicamente no es la única solución”, advirtió. En su visión, la red debe modernizarse con tecnologías de punta, pero también debe adaptarse al cambio climático, cuya evidencia ya comienza a impactar las condiciones operativas del sistema eléctrico.

“Ya están cayendo rayos en zonas donde antes no caían, y eso también es parte de la adaptación de la red al cambio climático”, comentó. Por ello, ISA Energía sostiene que la infraestructura futura debe incorporar inteligencia, flexibilidad y diseño proactivo, que anticipe fenómenos extremos o no habituales.

Otro aspecto central para enfrentar los desafíos del sistema es el capital humano. “Hay una altísima demanda por ingenieros con ciertas especialidades y capacidades”, señaló. A nivel regional, el crecimiento de los proyectos renovables en países como Argentina, Brasil, Chile, Colombia y Perú ha generado una presión sobre el talento disponible.

Para Remolina, esta situación configura un momento de triple dimensión para el país y para el sector energético: “un momento de crecimiento, un momento de responsabilidad y un momento de compromiso”. El crecimiento se refleja en la necesidad de sumar al menos 3000 MW de capacidad para 2028, una meta que requiere la acción conjunta de todos los actores del ecosistema.

La responsabilidad, sostuvo, recae tanto en las empresas como en el Estado. “Tenemos que hacerlo de forma responsable. Los inversionistas deben cumplir con las obras, y el Estado debe avanzar rápidamente con los marcos regulatorios que den señales claras para la inversión”, remarcó.

Además, aseguró que, como transmisores, desde ISA Energía están enfocados en mantener la confiabilidad, fortalecer sus capacidades técnicas y seguir siendo un socio estratégico tanto para el Gobierno como para el sector privado.

“Los tres pilares que considero fundamentales para lograr una transición energética efectiva en Perú son: servicios complementarios, estabilidad jurídica y permiso al desarrollo”, concluyó el ejecutivo.

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La evolución tecnológica del almacenamiento energético se encuentra en un punto de inflexión y promete redefinir la competitividad del mercado solar colombiano.

Así lo sostuvo Luciano Silva, Product Manager LATAM de Trina Storage, quien destacó, durante el Future Energy Summit (FES) Colombia, que los avances recientes en la química de litio ferrofosfato (LFP) y en la gestión térmica y de control han permitido superar el histórico talón de Aquiles del almacenamiento: la costo-eficiencia.

«El salto en la vida útil y confiabilidad de las baterías ha permitido ampliar las garantías comerciales de los fabricantes y, con ello, destrabar los financiamientos de gran escala», describió.

En apenas tres años, la industria pasó de ofrecer garantías de 15 años a alcanzar los 20 y 25 años, con degradaciones proyectadas por debajo del 30 % al final del ciclo.

De acuerdo con el ejecutivo, esta evolución fue determinante para el auge de los proyectos a gran escala en Chile y está comenzando a replicarse en mercados como Argentina y Colombia, donde los inversores ya observan la madurez técnica y financiera de los sistemas BESS.

En este marco, Trina Storage lanzará a partir del próximo año una nueva generación de celdas LFP propietarias capaces de entregar hasta un 4% más de energía al año, un rendimiento que eleva la rentabilidad y reduce el riesgo de inversión.

Silva señaló que esta combinación de durabilidad y previsibilidad de rendimiento “es el verdadero gatillo que está impulsando el salto del almacenamiento a la escala utility”, al permitir que los financistas confíen en la estabilidad de los flujos energéticos y en la recuperación de la inversión.

Asimismo, manifestó optimismo respecto al desarrollo del almacenamiento en Colombia, un mercado que “cuenta con un enorme potencial para adoptar soluciones híbridas y aprovechar su matriz renovable”. A su juicio, el país se encuentra en el momento ideal para integrar baterías a la generación solar y construir modelos de negocio flexibles, con respaldo tecnológico y financiero probado.

Aún la situación es incipiente, con proyectos piloto en operación y otros en desarrollo vinculados a plantas solares y a iniciativas de respaldo de red. Sin embargo, ya las normas regulatorias para definir su participación comercial y técnica están en proceso de revisión por parte del Gobierno y la CREG, mientras los actores del sector anticipan que 2026 será el punto de partida para su despliegue masivo, conforme se consoliden los mecanismos de remuneración y de acceso al mercado eléctrico.

La estrategia de Trina Storage

La unidad especializada en almacenamiento de Trina Solar, impulsa una estrategia global basada en la verticalización completa de su cadena de valor, desde el silicio hasta el módulo y los sistemas integrados.

Silva subrayó que esta capacidad de diseño y fabricación “permite trasladar al mercado latinoamericano la experiencia y la escala industrial de China, líder mundial en tecnología fotovoltaica y baterías.”

La compañía promueve activamente su portafolio de soluciones en paneles TopCon, sistemas de seguimiento y baterías LFP, orientadas a maximizar la eficiencia energética y la flexibilidad operativa de los proyectos solares.

Actualmente, Trina Storage cuenta con más de 85 profesionales en Latinoamérica y un alto nivel de autonomía técnica respecto de su casa matriz, lo que “tiene consecuencias prácticas muy importantes a la hora de adaptar las soluciones a cada mercado y acompañar los procesos locales de regulación y financiamiento”.

Con una curva de aprendizaje acelerada, fabricantes de la talla de Trina Storage visualizan un escenario donde el almacenamiento deja de ser un componente accesorio y se convierte en pieza estructural de la transición energética regional. “No ha habido mejor momento en la historia para desarrollar proyectos solares con baterías que el actual”, concluyó Silva.

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La Subasta de Transmisión N°4/2025 de Brasil marcó un nuevo hito en la expansión de la infraestructura energética del país con un volumen de inversión superior a R$ 5670 millones. 

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) adjudicó la totalidad de los lotes a siete grandes ganadoras que ofrecieron, en promedio, un descuento del 47,9% sobre el Ingreso Anual Permitido (RAP), el cual representa el ingreso que recibirán por operar las nuevas instalaciones de transmisión eléctrica.

El Lote 1 fue otorgado a Shalom Fip Multiestratégia RL, que presentó una oferta de R$ 27,2 millones, con un descuento del 57,51% sobre el RAP máximo de R$ 64 millones. La inversión estimada asciende a R$ 352,3 millones y comprende una línea subterránea de 345 kV entre Miguel Reale y Centro CTR, en Guarulhos y São Paulo, con una extensión de 5,72 km. 

Las obras, que tendrán una duración de 60 meses, crearán 704 empleos y reforzarán el suministro eléctrico en toda la región metropolitana de São Paulo.

El segundo lote fue adjudicado a Rialma Administração e Participações SA, que ofreció R$ 85,9 millones, un 36,73% menos que el RAP inicial de R$ 135,8 millones. 

El paquete incluye 336 km de líneas de transmisión y una subestación, distribuidas en Maranhão, Paraíba, Pernambuco y Piauí, con una inversión de R$ 788,6 millones. Además, se estima que las obras finalizarán en 54 meses, generando 1752 empleos, y permitirán evacuar la energía generada en la zona oriental del Nordeste.

La empresa CPFL Transmissão SA se quedó con el Lote 3 tras presentar una oferta de R$ 81,2 millones, que representa un descuento del 53,93% respecto al RAP de R$ 176,2 millones. 

El proyecto, con una inversión de R$ 1070 millones, contempla nuevas líneas y subestaciones en Paraná y Rio Grande do Sul, incluyendo más de 100 km de tendido y cuatro subestaciones. Se prevé la creación de 2672 empleos durante 48 meses de obras, para fortalecer la red en el sur del país.

El Lote 4 fue adjudicado a FIP Warehouse, que presentó una oferta de R$ 116,2 millones, equivalente a un descuento del 47,30% respecto al RAP base de R$ 220,5 millones. Con una inversión de R$ 1200 millones, se desarrollarán líneas de hasta 500 kV y más de 344 km de extensión, además de la subestación Vilhena 3, en los estados de Mato Grosso y Rondônia. 

El objetivo es ampliar la capacidad del subsistema Acre-Rondônia para conectar nuevos proyectos verdes. En tanto que el cronograma prevé 60 meses de construcción y la creación de 2491 empleos.

En el Lote 5, EDP Transmissão Goiás se impuso con una oferta de R$ 38,1 millones, con un descuento del 49,18% sobre los R$ 74,9 millones establecidos por la Agencia. 

La inversión proyectada es de R$ 441,5 millones, destinados a construir 285 km de líneas de transmisión y una subestación en Itapaci, Firminópolis y Matrinchã, dentro del estado de Goiás. Las obras tomarán 48 meses y permitirán la generación de 1.103 empleos directos.

Axia Energia, anteriormente Eletrobras CGT Eletrosul, se consolidó como uno de los principales ganadores al quedarse con dos lotes. En el Lote 6, la compañía presentó ofertas separadas para los sublotes A y B: R$ 43,1 millones (descuento del 51,17%) para el primero y R$ 23,7 millones (descuento del 48,43%) para el segundo. 

Las inversiones respectivas son de R$ 542,5 millones y R$ 282,8 millones, con obras centradas en compensación síncrona y subestaciones en Minas Gerais, que se completarán en 42 meses con 2.357 empleos previstos. La opción de adjudicar los sublotes por separado, según explicó ANEEL, resultó más económica que entregar el lote completo a un solo postor.

En el Lote 7, también dividido en sublotes, Axia volvió a imponerse. El sublote 7A fue adjudicado por R$ 48,2 millones (descuento del 44,81%) y el 7B por R$ 23,7 millones (descuento del 45,79%), con inversiones de R$ 536,5 millones y R$ 268,5 millones, respectivamente. Los proyectos incluyen dos subestaciones de 500 kV con compensación síncrona en el estado de Rio Grande do Norte, con una duración de obra de 42 meses y 2.299 empleos generados.

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Yingli Solar consolida su presencia en Perú con una estrategia enfocada en el desarrollo de grandes proyectos fotovoltaicos, un portafolio tecnológico adaptado a condiciones geográficas extremas y un claro objetivo de expansión en Latinoamérica.

La firma china, una de las pioneras globales en el sector solar, acumula más de una década de experiencia en el país andino.

“Tenemos experiencia y sistemas operando desde 2013, por lo que conocemos el mercado peruano y su topografía y climatología, que tiene un poco de todo”, sostuvo Luis Contreras, Managing Director en Yingli Solar, en entrevista exclusiva con Energía Estratégica durante el Future Energy Summit (FES) Perú.

Vea la entrevista completa: https://www.youtube.com/watch?v=8r0qh0lM6U0

Perú representa un punto estratégico para la compañía, no solo por su potencial técnico, sino también por las condiciones naturales del territorio.

“El país reúne todos los ingredientes. Tiene la demanda energética, tiene el recurso solar, tiene la visión de la administración y de la industria que acompaña”, subrayó el ejecutivo.

Con el objetivo de responder a ese contexto, Yingli despliega en el país soluciones diseñadas para enfrentar entornos exigentes.

“Nuestra solución, sin lugar a dudas, es el N-Type TOPCon, que se comporta muy bien a alta temperatura, tiene mayor eficiencia, menor degradación inducida por luz y además responde bien a baja irradiancia en topografías montañosas”, detalló Contreras.

Los módulos Panda 3.0 Plus y Panda 3.0 Pro, pensados especialmente para proyectos utility scale, ofrecen mayor eficiencia de conversión, mejor rendimiento en climas cálidos y resistencia superior frente a la corrosión por niebla salina, amoníaco y arena. “Nuestras tecnologías en los distintos tamaños de módulo se adaptan perfectamente tanto a generación distribuida como a gran proyecto”, enfatizó.

Desde Yingli también destacan que la estrategia en Perú contempla una expansión dual: grandes plantas solares y generación distribuida. “Vamos tras el gran proyecto Utility, donde tenemos experiencia en Perú. Pero sin lugar a dudas, nos interesa mucho el mercado de generación distribuida, porque creemos que complementa muy bien las necesidades estratégicas de un país”, afirmó el directivo.

En ese sentido, la compañía impulsa alianzas locales con instaladores, integradores, distribuidores y empresas EPC, con el fin de fomentar un ecosistema solar descentralizado que responda a la demanda nacional. La generación distribuida no solo permite diversificar la oferta, sino también facilitar el acceso a energía renovable en distintas regiones.

Sin embargo, Contreras advierte que el desarrollo del mercado solar peruano aún enfrenta desafíos estructurales. “Es necesario mejorar la infraestructura eléctrica y brindar mayor seguridad jurídica a los proyectos”, señaló. En especial, menciona que los cuellos de botella en transmisión y la incertidumbre regulatoria siguen siendo obstáculos para atraer inversiones de gran escala. “Perú debe superar estos puntos para consolidarse como un polo regional en energías limpias”, resume.

Con más de 23 años de trayectoria internacional, Yingli Solar se mantiene entre los principales fabricantes de módulos fotovoltaicos a nivel global. Su presencia en mercados como Colombia, Chile y México demuestra una estrategia regional consolidada, que encuentra en Perú uno de sus pilares clave. “Estamos aquí porque ya tenemos una historia y una presencia sólida”, concluyó Contreras, reafirmando que el futuro de la energía solar en el país dependerá tanto del entorno tecnológico como del marco institucional que lo acompañe.

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ContourGlobal anunció el cierre exitoso de su primer financiamiento de proyecto de energía renovable en Estados Unidos, marcando un hito clave en el crecimiento y diversificación continuos de la compañía. La transacción, valorada en más de 350 millones de USD, también representa la primera inversión de Tax Equity de ContourGlobal.

La financiación respalda el proyecto fotovoltaico Black Hollow Sun (BHS) de 324 MWp de ContourGlobal, ubicado en Colorado. La Fase I del proyecto solar, con una capacidad total de 185 MWp, ya está en operación comercial y suministra electricidad a Platte River Power Authority, una compañía de servicios públicos comunitaria que presta servicio a Fort Collins, Loveland, Estes Park y Longmont.

La Fase II, que añadirá otros 139 MWp, se prevé que esté completada para finales de 2026, lo que convertirá a Black Hollow Sun en la mayor instalación fotovoltaica del norte de Colorado, capaz de generar suficiente electricidad limpia para abastecer a más de 73,000 hogares al año.

«Al cerrar con éxito nuestra primera inversión de tax equity y financiamiento de proyecto para un activo renovable en Estados Unidos, demostramos la calidad y la bancabilidad de nuestros proyectos, que continúan atrayendo a instituciones financieras de primer nivel,» comentó Antonio Cammisecra, presidente y CEO de ContourGlobal.

«Este logro representa otro hito significativo en nuestro compromiso de 20 años con la energía en Estados Unidos y refleja la experiencia y capacidad de ejecución de nuestro equipo directivo —desde el desarrollo de negocios hasta la construcción, pasando por finanzas y operaciones. Este éxito en la financiación también resalta la calidad de nuestro offtaker, Platte River Power Authority, un socio clave para alcanzar este resultado», agregó. 

La transacción incluye dos componentes principales: una inversión de Tax Equity y un paquete de financiamiento mediante deuda.

La inversión de Tax Equity fue proporcionada por Tyr Energy, Inc. (“Tyr Energy”), una empresa activa en el desarrollo, adquisición y financiamiento de activos eléctricos, que además ofrece servicios integrales de gestión y supervisión a compañías de generación y distribución de energía. Tyr Energy constituye la piedra angular norteamericana de la estrategia global de energía eléctrica de ITOCHU Corporation y se enfoca en generación limpia y renovable, así como ensoluciones tecnológicas.

«Tyr Energy ha completado más de diez inversiones de tax equity, lo que subraya nuestro historial comprobado y nuestro compromiso a largo plazo con el avance del mercado de energía renovable en Estados Unidos,» dijo Garrick Venteicher, presidente y CEO de Tyr Energy.

«De cara al futuro, continuaremos buscando nuevas oportunidades de inversión para apoyar la siguiente fase de la transformación energética impulsada por el crecimiento de la demanda derivado del desarrollo de infraestructura para centros de datos de IA y la electrificación de la industria estadounidense», añadió.

El financiamiento mediante deuda fue organizado con un grupo de prestamistas internacionales, incluyendo Crédit Agricole CIB, ING Capital LLC, Intesa Sanpaolo, Mizuho y MUFG.

ContourGlobal contó con el apoyo de CRC-IB como asesor financiero, Norton Rose Fulbright US LLP como asesor legal en Nueva York y Davis Graham & Stubbs LLP como asesor legal en Colorado. Tyr también fue asesorado por CRC-IB como asesor financiero. Milbank LLP actuó como asesor legal en Nueva York y Husch Blackwell LLP como asesor legal en Colorado para la inversión de Tax Equity y el financiamiento mediante deuda.

La estructura de financiamiento destaca las sólidas alianzas de ContourGlobal con las principales instituciones financieras globales y refleja su enfoque disciplinado para desarrollar y financiar su transición hacia un productor independiente de energía (IPP) predominantemente renovable.

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Grupo INFRA, empresa mexicana de la industria de gases y soluciones para la salud, da un paso decisivo hacia la transición energética con la puesta en marcha de su planta de hidrógeno verde en Querétaro, una inversión de 100 millones de pesos realizada en colaboración con su aliado Gerresheimer. La inauguración contó con la presencia del gobernador de Querétaro, Mauricio Kuri, quien reconoció la relevancia del proyecto para fortalecer la innovación y la competitividad industrial del estado.

La nueva planta produce hidrógeno verde, a través de un proceso de electrólisis del agua, que separa el hidrógeno del oxígeno utilizando electricidad generada por fuentes renovables como la solar o eólica. A diferencia del hidrógeno convencional, este proceso no emite dióxido de carbono ni otros gases de efecto invernadero, lo que lo convierte en una de las soluciones más prometedoras para reducir la huella ambiental de sectores industriales intensivos en energía.

Esta tecnología representa un avance concreto hacia la descarbonización industrial, ofreciendo una alternativa segura, escalable y confiable frente a los combustibles fósiles tradicionales.

Como parte de su estrategia nacional, Grupo INFRA también cuenta con una planta de hidrógeno limpio en San Luis Potosí, fortaleciendo su liderazgo como pionero en el desarrollo de soluciones de energía limpia en México. En conjunto, ambas plantas permitirán una reducción de hasta 150 toneladas de CO₂ anuales frente a la producción de hidrógeno convencional, contribuyendo a un futuro más limpio y sostenible.

Además, Grupo INFRA ha integrado medidas de uso responsable del agua, al emplear agua de proceso tratada en lugar de agua potable, asegurando una gestión eficiente de los recursos hídricos.

“Con estas inversiones, Grupo INFRA consolida su liderazgo como aliado estratégico para la transición energética en México, ofreciendo soluciones que permiten reducir emisiones y avanzar hacia una economía más sustentable”, señaló Dieter Femfert, director comercial de CRYOINFRA.

De manera complementaria, la compañía continúa invirtiendo en tecnologías que priorizan el medio ambiente, como la instalación de celdas solares en varios de sus centros de manufactura, en alineación con los Objetivos de Desarrollo Sostenible de la Agenda 2030.

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Tongwei Solar apuesta por sus módulos G12R-66 y G12-66 para mejorar el rendimiento energético y disminuir el costo nivelado de la energía (LCOE) en proyectos solares de gran escala.Se trata de dos modelos bifaciales tipo N de media celda que alcanzan potencias entre 650 y 750 Wp. 

Ambos productos son presentados en el PVBook 2025, elaborado por Energía Estratégica, y pertenecen a la serie TNC 2.0, que incorpora innovaciones como la Tecnología 908 (0BB), TPE, Poly Tech e impresión por esténcil. 

Estas mejoras impulsan la eficiencia y la bifacialidad —más del 88%—, haciendo de estos módulos una alternativa sólida para proyectos donde la optimización de recursos es clave. “Más luz. Más potencia. Más beneficios”, resume la compañía en su presentación.

La firma respalda su propuesta con simulaciones concretas en un proyecto de 100 MW en Río de Janeiro, donde el modelo G12R-66 logró un rendimiento energético superior del 0,63 %, con una producción de 42,94 millones de kWh en 30 años. Por su parte, el G12-66 alcanzó un 0,71 % adicional, generando 48,08 millones de kWh en el mismo periodo.

En el aspecto económico, los resultados son igualmente significativos. El G12R-66 redujo el CAPEX en un 1,40 % y el LCOE en un 1,67 %, además de mejorar la eficiencia del uso del suelo en un 4,62 %. El G12-66, por su parte, mostró una reducción del CAPEX del 1,19 %, una caída del 1,59 % en el LCOE y una mejora del 4 % en uso de la tierra. “Un módulo, el doble de ingresos”, sintetizan desde Tongwei Solar.

Estas cifras responden también al diseño físico optimizado de los módulos, con dimensiones de 2384 x 1303 mm (G12-66) y 2382 x 1134 mm (G12R-66). Ambos productos ofrecen 30 años de garantía de potencia, lo que garantiza su operación a largo plazo y estabilidad en entornos exigentes, una condición crítica para desarrolladores en la región.

Al emplear tecnología TOPCon tipo N, la firma consigue mayores tasas de bifacialidad y eficiencia, especialmente en condiciones de baja irradiancia y altas temperaturas, frecuentes en diversas zonas de América Latina. 

Esto convierte a los modelos G12R-66 y G12-66 en herramientas estratégicas para proyectos solares en países como Brasil, México, Chile o Colombia, donde los desarrolladores buscan maximizar generación y retorno.

La orientación clara al segmento utility scale se refleja en la propuesta de valor de la empresa: “Diseñados para centrales eléctricas de gran escala, combinando una alta densidad de potencia con un valor de sistema superior”, aseguran desde Tongwei. 

Reconocimiento global en confiabilidad

En paralelo al despliegue de sus nuevos modelos, Tongwei ha logrado un hito clave en 2025 al ser reconocida por Kiwa PVEL como la empresa de mayor rendimiento del año, gracias a sus resultados sobresalientes en pruebas de confiabilidad. Es una de las dos únicas empresas del top 10 global que recibió las calificaciones más altas en todos los ensayos de estrés acelerado.

En particular, los módulos de la serie TNC demostraron un rendimiento superior a los estándares internacionales incluso bajo condiciones ambientales extremas, como alta humedad, temperaturas elevadas y ciclos térmicos prolongados.

Este reconocimiento se alinea con la estrategia de Tongwei de consolidarse como un proveedor confiable para proyectos a largo plazo, con foco en durabilidad, potencia sostenida y soporte técnico, sumado a la combinación de eficiencia energética, ahorro económico, confiabilidad comprobada e innovación constante.

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La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) volvió a adjudicar más de 500 MW renovables en una ronda del Mercado a Término (MATER), siguiendo la tendencia de las últimas convocatorias.

Diez proyectos resultaron ganadores de 515 MW de prioridad de despacho del llamado correspondiente al tercer trimestre del presente año, todos sin la necesidad de recurrir al sistema de desempate (hecho inusual en el MATER), debido a las zonas donde se ubican. 

División geográfica de la capacidad designada en el 3° Trim. 2025

• 140 MW en la región de Misiones – Noreste Argentino (NEA) – el Litoral 
• 30 MW en la Costa Atlántica
• 345 MW en el corredor Centro – Cuyo – Noroeste Argentino (NOA) 

La generación fotovoltaica nuevamente predomina entre los proyectos asignados, ya que 485 MW corresponden a siete parques solares (cuatro de ellos con obras obras de transporte eléctrico asociadas) y sólo 30 MW al parque eólico Vientos del Atlántico – Fase II (de la firma AES Argentina en la Costa Atlántica). 

Mientras que de la totalidad adjudicada para abastecer a grandes usuarios del sistema, sólo 140 MW lo hará a través del MATER Pleno (sin restricciones o limitaciones circunstanciales para inyectar energía) y 375 MW mediante el mecanismo “Referencial A” (posibilidad de curtailment de 8% hasta que se ejecuten las obras de transmisión). 

Aunque cabe aclarar que la mayor parte de la capacidad designada a la herramienta Ref A. corresponde a parques renovables que incluyen proyectos de transmisión y/o BESS para fortalecer el sistema. Y dichas obras están comprometidas a ingresar en operación comercial entre marzo y octubre del año 2030: 

• Catamarca II (60 MW), de la desarrolladora Solar Energy: Es una central híbrida asociado al sistema de almacenamiento BESS con 60 MW / 240 MWh con un desempeño operativo – eléctrico equivalente al de un parque eólico en el mismo corredor y límites.
• Mendoza Sur (105 MW) de Genneia: Incluye la instalación segundo transformador ET Río Diamante 500 kV, la construcción segundo vínculo 500 kV entre ET Embalse y ET Almafuerte, y el incremento compensación shunt ET Almafuerte 132 kV
• Sierras Renovables I, II y III (180 MW) de la firma ARN Tech Partner S.A (está vinculada a EPEC de Córdoba): Se trata de un proyecto híbrido (generación + sistema BESS Montecristo). 
• PS Sol del Valle (120 MW) de Genneia: Corresponde a una obra previa de la convocatoria del 4° Trimestre de 2024 y abarca la compensación shunt Malvinas 132 kV (Aumento Exportación Centro – Cuyo – NOA), más el reemplazo del capacitor serie ET Recreo. 

Además, esta ronda del Mercado a Término dejó a Genneia, SolarDQD, y Ambiente y Energía como las tres grandes ganadoras, debido a que se repartieron más del 60% de la capacidad adjudicada en seis de los diez proyectos. 

Genneia hizo lo propio con sus ya mencionados parques solares Mendoza Sur (105 MW) y Sol del Valle (120 MW), ambos con obras de transporte eléctrico asociadas en la región Centro – Cuyo – NOA, y se mantiene como una de las principales generadoras renovables del país con más de 1400 MW operativos. 

Por el lado de SolarDQD, ya recurrente en el MATER, vio luz verde para sus centrales fotovoltaicas Leonesa (30 MW) y Puente Libertad (15 MW) en la zona de Misiones – NEA – el Litoral, y acrecienta su espalda sectorial tras haber construido más de 1000 MW. 

Mientras que Ambiente y Energía logró prioridad para los proyectos FV denominados El Sol de Formosa (15 MW) y El Sol de Clorinda (50 MW), ambos en la provincia de Formosa, de modo que le ayuda a dar un salto estratégico en su desarrollo como generadora, con la proyección de 400 MW solares entre 2026 y 2027 y la meta de alcanzar 100 MW de generación propia en el mismo período.

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En el mundo hay tres billones de dólares listos para invertirse en energías renovables y Colombia tiene todo para atraer una parte cada vez mayor de ese capital. Así lo afirmó Camilo Bejarano, gerente de ventas Utility de JA Solar, durante su participación en el Future Energy Summit (FES) Colombia.

Actualmente, el país ha movilizado más de USD 6000 millones en inversiones renovables, aunque la región andina en su conjunto capta apenas el 0,2% del capital total.

“Hay mucho dinero; hay que salir a buscarlo y crear el espacio para que llegue”, enfatizó el ejecutivo.

JA Solar —uno de los principales fabricantes globales de módulos fotovoltaicos— mantiene una presencia activa en el mercado colombiano, donde observa una evolución sostenida tanto en proyectos Utility Scale como en generación distribuida. 

Bejarano remarcó la señal de crecimiento que está dando el país con cifras que aumentaron de 20 MW instalados en sistemas distribuidos en 2018, a 400 MW en 2024 y las expectativas de cerrar el 2025 con cerca de 500 MW. “Nuestra apuesta es generar valor y hacer que las cosas sucedan”, sostuvo.

Para lograrlo, la compañía está trabajando para conectar proyectos con banca de inversión internacional, especialmente asiática, con el objetivo de cerrar la brecha entre el soporte técnico y la bancabilidad de los proyectos solares. 

“No basta con ofrecer un módulo en vatios pico. Queremos acompañar al cliente en todo el proceso para que el proyecto sea viable técnica y financieramente”, explicó Bejarano justificando su posicionamiento frente a que la discusión ya no pasa por el costo de la tecnología, sino por la financiación y en la voluntad de invertir.

En la última década la energía solar redujo su costo en un 80% y la eólica en un 65%, lo que elimina las barreras de adquisición. Y aquí es donde se destacó el trabajo realizado por el sector colombiano que se ha convertido en un referente regional por la madurez y la calidad de sus políticas públicas.

No obstante, el ejecutivo insistió en que es necesario fortalecer la articulación entre el sector público, los operadores y las comunidades para mantener el flujo de capital y acelerar los tiempos de ejecución de los proyectos. 

El mensaje fue bien recibido entre los asistentes del FES Colombia, donde la conversación giró en torno a cómo acelerar el desarrollo de infraestructura, simplificar los procesos de licenciamiento y garantizar condiciones estables para nuevos proyectos solares y eólicos.

Desde la mirada de Bejarano, el país ya superó la etapa del aprendizaje tecnológico y se encamina hacia un nuevo ciclo de inversión. “Colombia ha demostrado que se pueden hacer las cosas bien. Ahora necesitamos escalar. Y para eso, el financiamiento internacional será clave”, concluyó.

Reviva el día 1 de FES Colombia aquí: https://www.youtube.com/watch?v=j47zIf2RzT8

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Guatemala avanza en una transformación estructural de su matriz energética. El gobierno puso en marcha la licitación pública PEG-5, que busca contratar 1400 MW de potencia firme para cubrir la demanda futura del sistema eléctrico nacional. 

El viceministro de Energía, Juan Fernando Castro Martínez, confirmó que el proceso ya generó interés por parte de inversores y generadores e invitó al sector privado a participar de la convocatoria, la cual se espera marque el inicio del almacenamiento con baterías en Guatemala

“Ya vendimos 22 pliegos de bases y condiciones y estamos en la fase de observaciones y consultas de parte de los interesados”, indicó en su participación en el encuentro Future Energy Summit (FES) Colombia. 

La licitación contempla tecnologías renovables no convencionales —solar, eólica, hidroeléctrica y geotérmica— así como proyectos de gas natural y almacenamiento. De los 1400 MW en juego, la mitad estará destinada exclusivamente a un combinación de un mix de energías renovables y los restantes 700 MW a capacidad firme de  gas natural.

El funcionario explicó que este nuevo proceso surge luego de que una licitación anterior fuera declarada desierta, sin adjudicación de potencia, por lo que además se considera el crecimiento de la demanda y nuevos requerimientos.

“Invitamos a todos los agentes del mercado a participar”, manifestó el funcionario ante un auditorio de más de 400 líderes regionales, destacando la apertura del Estado a proyectos privados, en un esquema con contratos de largo plazo y entrada en operación prevista a partir de 2030.

El diseño del proceso también habilita la incorporación de almacenamiento energético, elemento clave para gestionar la variabilidad de las renovables y mantener la estabilidad del sistema, de manera que  la regulación vigente ya permite la participación de esta tecnología en los procesos de licitación. 

En esta etapa el modelo de almacenamiento contemplado es el basado en baterías, lo cual ofrece una solución concreta de corto plazo para soportar la integración de renovables y fortalecer la potencia firme en el sistema.

Y a su vez, Juan Fernando Castro Martínez explicó que ya se han definido aspectos fundamentales como el tratamiento del despacho y el reconocimiento de costos variables. 

Electrificación rural, integración regional y los desafíos técnicos

En paralelo al proceso licitatorio, el gobierno impulsa una agenda de electrificación rural para ampliar la cobertura en zonas aisladas. El país accedió recientemente a un financiamiento de 155 millones de dólares por parte del BID, que será utilizado para ejecutar proyectos de extensión de red e infraestructura en regiones postergadas. “Estamos haciendo una intervención fuerte en la electrificación rural”, aseguró Castro Martínez.

En materia de integración regional, Guatemala participa activamente del Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC). La infraestructura compartida permite realizar intercambios de energía en tiempo real. 

“Actualmente, por ejemplo, estamos importando energía de El Salvador”, señaló, destacando que estas operaciones ayudan a optimizar costos y reforzar la confiabilidad del sistema.

No obstante, el viceministro de Energía advirtió que existen limitaciones técnicas y de gobernanza que deben ser abordadas. A nivel de infraestructura, los sistemas nacionales de transmisión no siempre están preparados para evacuar grandes volúmenes de energía a través del canal regional, dado que existe “una limitante técnica vinculada con el sistema nacional de transmisión”. Además, identificó la necesidad de una gobernanza regional más clara, que permita ejecutar las decisiones tomadas en el ámbito multilateral.

“Es necesario tener una visión regional clara y una gobernanza que permita ejecutar decisiones que se tomen a nivel del sistema regional”, planteó.

Con la licitación PEG-5 en marcha, 22 pliegos ya vendidos y una estrategia energética respaldada por soluciones tecnológicas, financiamiento multilateral e integración regional, Guatemala lanzó una convocatoria directa al sector privado para acompañar su transición. “Estamos haciendo un llamado al sector privado para que nos acompañe en este camino”, concluyó Castro Martínez.

Reviva el segundo día de la edición de FES Colombia aquí:

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Puerto Rico avanza hacia una solución estructural para su aislamiento energético. El país opera como un sistema cerrado, sin interconexiones eléctricas con otras naciones, lo que limita su capacidad de respuesta ante contingencias y encarece el servicio para los abonados. La propuesta del Proyecto Hostos, una interconexión submarina de alrededor de 700 MW con República Dominicana, busca transformar esta realidad.

«Puerto Rico no es tan solo una isla, más bien un archipiélago. Es también una ‘isla eléctrica», señaló a Energía Estratégica el managing member de RL Legal & Consulting Services y exsenador de San Juan, Ramón Luis Nieves, al destacar las desventajas de operar un sistema energético aislado.

“El Proyecto Hostos surge como una alternativa para vencer el carácter aislado del sistema eléctrico de Puerto Rico”, indicó.

La iniciativa no solo apunta a resolver problemas técnicos o económicos, sino también a reforzar los vínculos regionales. “Ayudará a que ambos países se hermanen no tan solo por los afectos que existen, sino por la seguridad que provee este proyecto”, expresó Nieves, subrayando que los beneficios serán compartidos entre República Dominicana y Puerto Rico, desde el punto de vista energético y estratégico.

Obstáculos regulatorios, impacto ambiental y modelo económico

Dado que se trata de una obra de interconexión internacional, el proyecto debe sortear barreras legales y regulatorias de ambas jurisdicciones. En el caso de Puerto Rico, “Proyecto Hostos plantea un reto, pues requiere un permiso del presidente de Estados Unidos”, explicó el exsenador, aunque aseguró que el proceso ya ha tenido avances.

Además, la obra deberá cumplir con las regulaciones del Negociado de Energía de Puerto Rico y con las exigencias de permisos ambientales. Nieves estimó que el impacto será mínimo, dado que el ingreso del cable al país ocurriría en una zona ya alterada ambientalmente.

“El impacto ambiental acá en Puerto Rico sería mínimo, pues el cable entraría a una propiedad ya impactada en términos ambientales”, detalló.

Desde el punto de vista técnico, el Proyecto Hostos se presenta como un aporte concreto para la diversificación de la matriz eléctrica local. Incorporaría generación renovable y, lo que es clave para Puerto Rico, ofrecería la capacidad de proveer “black start”: reiniciar el sistema eléctrico tras un apagón generalizado. “Aportaría mucho generando energía limpia, incluyendo renovables, y por su capacidad para proveer ‘black start’ al sistema eléctrico”, sostuvo Nieves.

En cuanto al financiamiento, afirmó que el desarrollo será totalmente privado, sin afectar el presupuesto público. “Contarán con apoyo económico privado para lograr el proyecto”, dijo, destacando que los desarrolladores tienen la experiencia necesaria para ejecutarlo con solvencia.

Sin embargo, advirtió que el reto estará en el contrato de compraventa de energía que se acuerde con el Gobierno de Puerto Rico. Será necesario asegurar una tarifa competitiva para los abonados sin comprometer la rentabilidad de los desarrolladores.

“La esperanza es que, cuando llegue el momento, se logre un contrato a precios asequibles para los abonados, asegurando además un retorno de inversión adecuado”, afirmó.

La posibilidad de una interconexión de esta magnitud marcaría un hito para el Caribe. No solo mitigaría el aislamiento energético de Puerto Rico, sino que también consolidaría un modelo de integración eléctrica regional, que refuerce la seguridad, estabilidad y resiliencia de los sistemas en islas.

“Este proyecto será de provecho tanto para nuestros hermanos y hermanas de la República Dominicana como para Puerto Rico”, concluyó Nieves.

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Great Power apuesta fuerte por Perú como puerta de entrada a una expansión regional más amplia en el sector del almacenamiento energético. Así lo adelantó Jaime Gómez, director de negocios para América Latina de la compañía, quien anticipa una estrategia enfocada inicialmente en el segmento comercial-industrial, con perspectivas claras de avanzar hacia utility scale a medida que el marco regulatorio local lo permita.

“Creemos que aquí en Perú vamos a estar comenzando muy fuerte con comercial industrial, mientras se van regulando todo el utility scale”, manifestó el ejecutivo en entrevista audiovisual exclusiva con Energía Estratégica, realizada durante el Future Energy Summit (FES) Perú 2025.

La firma, que se posiciona como el segundo actor en comercio industrial dentro de China, avanza ahora en un proceso de internacionalización que busca capitalizar las oportunidades del almacenamiento energético en América Latina. “Nuestra intención es ser uno de los jugadores en suministro en América Latina”, expresó Gómez, resaltando que el despliegue será tanto en utility scale como en comercio e industria.

En términos de capacidad instalada, la empresa proyecta alcanzar una producción global anual de entre 60 y 100 GW, una cifra que dimensiona la escala de sus ambiciones para consolidarse como un proveedor estratégico en la región. “Vamos a estar apoyando a los clientes no sólo en utility scale, como digo, sino también en comercio industrial”, detalló.

Gómez traza un diagnóstico del sector latinoamericano en el que distingue niveles de madurez desiguales: “En América Latina hay muchos países que tienen una madurez de mercado como Chile, y ahí estamos enfocándonos mucho también en utility scale”, señaló. La apuesta por Perú, en este sentido, se inscribe dentro de una estrategia escalonada y adaptativa.

Mire la entrevista completa con Jaime Gómez de Great Power ⤵️

Al referirse al desarrollo local del almacenamiento, advirtió que el mercado peruano aún necesita consolidarse normativamente, aunque ya se delinean áreas prioritarias. “Todavía para el segmento de utility scale le queda madurar un poco, pero va a tener mucha orientación hacia servicios complementarios”, explicó, destacando la importancia de articularse con las compañías eléctricas para avanzar en soluciones que aporten estabilidad a la red.

Desde el punto de vista tecnológico, Great Power apunta a responder a los desafíos operativos de la región mediante sistemas capaces de ejecutar funciones como backup energético y gestión de picos de demanda (peak shaving), dos condiciones cada vez más requeridas por la industria ante la inestabilidad del suministro en varios países.

La visión de la compañía se apoya en una propuesta técnica robusta: el desarrollo de sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems) con alta vida útil, bajo costo y eficiencia operativa, integrados a través de electrónica de potencia de última generación y controladores inteligentes capaces de optimizar la interacción entre red, batería y protecciones.

“Nosotros en 23 años de historia hemos visto la evolución de todos los avances tecnológicos del sector”, recordó Gómez, y aseguró que Great Power ya se encuentra desarrollando las siguientes generaciones de sistemas de almacenamiento, más allá del litio, tecnología dominante en su portfolio actual.

Además del despliegue comercial y técnico, la compañía busca consolidar su presencia institucional en la región. “Esperamos que nos conozcan en Perú, que nos conozcan en toda la región. Vamos a estar muy fuerte apoyando a todos los clientes que nos puedan ver y brindándoles todo el apoyo técnico, aparte de todas las condiciones de suministro”, concluyó el ejecutivo.

La participación de Great Power en el Future Energy Summit Perú marca un paso más dentro de esa estrategia, que combina expansión territorial, evolución tecnológica y posicionamiento como proveedor integral de almacenamiento energético en América Latina. Además, estarán participando en FES Colombia.

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Chile se encuentra ante una transformación estructural de su sistema eléctrico, liderando la carrera por el almacenamiento en América Latina. El país superará los 2 GW operativos de BESS para enero de 2026, un hito originalmente previsto para 2030, y podría alcanzar los 8,6 GW en 2027, lo que representa un adelanto de más de dos décadas respecto a la meta oficial de 6 GW al 2050. 

“Esto refleja su creciente relevancia estratégica en la transición hacia un sistema energético más flexible y descarbonizado. Asimismo, se proyecta que Chile superará los 40 GWh al 2027, multiplicando por más de diez su capacidad actual”, destacó  el CEO de Siemens Chile, Christian Candela, en diálogo con Energía Estratégica.

Ante este escenario, Siemens ha definido una estrategia clara para acompañar el despliegue masivo de BESS en el país, reforzando su portafolio de soluciones integradas. La empresa participa actualmente en el 20% de los proyectos BESS en operación y en el 30% de los que están en construcción, con foco en electrificación, automatización y digitalización de la red.

El ejecutivo aseguró que la expansión de los sistemas BESS permitirá integrar mayor volumen de energías renovables, estabilizar la red y reducir la dependencia de generación fósil de respaldo, abriendo al mismo tiempo oportunidades industriales, y pasar de “un modelo extractivo a otro que agregue valor local a través de tecnología, manufactura e innovación”.

Para atender los desafíos de escalabilidad y confiabilidad que supone una infraestructura de 40 GWh, Siemens despliega un portafolio que combina equipos eléctricos, sistemas de control y plataformas digitales de operación avanzada. 

Esto incluye subestaciones digitales, tableros de protección, celdas de media y baja tensión, SCADA, EMS (encargado de gestionar los flujos de energía) y BMS (encargado de gestionar contenedores de baterías), junto con la integración de inteligencia artificial a través de su plataforma digital Siemens Xcelerator. 

“Además, el almacenamiento maximiza el uso de la infraestructura existente al equilibrar flujos de energía y facilitar la integración de fuentes renovables variables, como solar y eólica, aumentando la competitividad del mercado eléctrico”, explicó el CEO. 

La compañía considera que esta expansión permitirá también maximizar el uso de la infraestructura de transmisión existente y no recurrir a inversiones millonarias en nuevas líneas de transporte eléctrico, ya que los sistemas BESS pueden recibir energía en momentos de baja demanda o exceso de generación y liberarla cuando la red lo requiere, evitando picos de carga que saturan la infraestructura existente.

Digitalización, inteligencia y resiliencia

Para enfrentar el nuevo mapa energético, Siemens impulsa soluciones digitales que garanticen una red resiliente, flexible y descentralizada. En ese sentido, su plataforma Gridscale X permite gestionar recursos energéticos distribuidos, escalar capacidad con agilidad y conectar los mundos TI y OT en tiempo real.

“El almacenamiento energético, combinado con plataformas inteligentes, permite anticiparse a las necesidades del sistema, reducir riesgos operativos y optimizar la planificación de la red”, destacó el ejecutivo.

Desde Siemens, consideran que el desafío de llegar a más de 40 GWh en almacenamiento no solo es alcanzable, sino necesario. “Chile tiene la oportunidad de construir un modelo energético de clase mundial, y queremos ser parte activa de esa transformación”, concluyó Christian Candela.

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Del 16 al 18 de octubre, APsystems participó de ExpoSolar Colombia 2025 desde el pabellón 11-16, stand #3427A, en el Gran Salón Corferias de Bogotá. Allí, instaladores, distribuidores y profesionales del sector solar pudieron conocer de primera mano las soluciones más recientes de la compañía, en el marco de sus 15 años de innovación global.

Durante los tres días del evento, la empresa exhibió sus tecnologías de microinversores y almacenamiento energético inteligente, reafirmando su posicionamiento como actor estratégico para la transición energética en América Latina.

Fundada en Silicon Valley en 2010, APsystems cuenta con presencia en más de 156 países, cuatro unidades de negocio globales y millones de unidades instaladas que generan más de 8 TWh de energía renovable. Su propuesta tecnológica incluye microinversores, herramientas de monitoreo y sistemas AC acoplados de almacenamiento.

Una de las principales novedades que la compañía mostró en Bogotá fue el DS3-LV, su modelo más reciente de microinversor dual. “Está diseñado para trabajar con módulos fotovoltaicos de alta potencia y cuenta con dos MPPT independientes, mayor corriente de entrada y potencia de salida optimizada”, destacaron desde la empresa.

El equipo puede conectarse con módulos de hasta 670 W y entrega una potencia continua de salida de 900 VA, lo que lo convierte en una solución ideal para aplicaciones residenciales con sistemas de 120-127 V. “Su diseño compacto y ligero maximiza la producción de energía; la encapsulación en silicona mejora la disipación térmica y la resistencia a condiciones extremas”, puntualizaron desde APsystems.

Otra funcionalidad destacada es la posibilidad de monitoreo en tiempo real 24/7 desde aplicaciones móviles o a través de un portal web, sumado a su capacidad de control de potencia reactiva, esencial para una mejor gestión de picos de red.

Por otro lado, el almacenamiento energético continúa expandiendose en América Latina, con más de 1560 MW de capacidad instalada según datos de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). En este contexto, la firma presentó su nueva generación de PCS inteligentes, el ELS-11.4K, parte central del sistema APstorage. Este equipo, combinado con baterías de baja tensión —como la APbattery—, permite una gestión optimizada de la energía.

“El software inteligente permite elegir entre modos de respaldo, autoconsumo o tarifas pico”, indicaron. La arquitectura del sistema soporta hasta 20 kWh en baterías en paralelo, una potencia nominal y de respaldo de 11,4 kVA y una eficiencia de hasta 96,5 %, integrándose completamente con la plataforma EMA de APsystems.

Durante ExpoSolar Colombia, la compañía desarrolló además una agenda técnica robusta, orientada a capacitar a profesionales y mostrar la interoperabilidad de sus soluciones. El primer día incluyó un entrenamiento especializado sobre APdesigner y el portafolio de microinversores, así como un taller práctico realizado junto al distribuidor Meico, enfocado en instaladores y atención técnica.

El segundo día se llevaron a cabo dos sesiones técnicas claves. En el Salón Conector 7-8, se dictó la charla “Tecnología para un futuro energético flexible”, donde se analizó cómo las soluciones APstorage y los microinversores DS3 contribuyen a sistemas fotovoltaicos resilientes y adaptables. Más tarde, en el stand del socio Solaire, la conferencia “De panel a batería” exhibió la integración de módulos, microinversores DS3-LV y baterías, resaltando la compatibilidad de APsystems con múltiples marcas.

El sábado 18, el stand permaneció abierto con atención personalizada por parte del equipo técnico. Los visitantes pudieron conocer los microinversores DS3-LV y DS3-H, las soluciones de almacenamiento APstorage y el sistema de monitoreo EMA, que permite una gestión integral del sistema fotovoltaico.

“Durante tres días de actividades, capacitaciones, charlas técnicas y presentaciones, APsystems reafirmó su compromiso con la innovación y el impulso de la energía solar en la región”, concluyó la compañía.

Con una presencia de más de una década en América Latina, la compañía ha consolidado operaciones en países como Argentina, Chile y Colombia, y se prepara para expandirse aprovechando las aperturas regulatorias y los nuevos incentivos.  Por lo que, la participación en ExpoSolar 2025 fue una oportunidad para mostrar el liderazgo de la empresa en tecnología MLPE, con productos de última generación que combinan eficiencia, monitoreo inteligente y modularidad.

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El biministro de Energía y de Economía, Fomento y Turismo, Álvaro García, anunció este lunes, que las empresas generadoras restituirán en las cuentas de electricidad a partir de enero de 2026 los cobros en exceso realizados por éstas.

La autoridad -tras reunirse con el Presidente de la República, Gabriel Boric-, señaló que “el camino que nos habíamos diseñado, de buscar que se devuelva lo antes posible la plata, ya está logrado. A partir del primero de enero de 2026, todos los clientes del sector eléctrico van a recibir en su cuenta el monto que les va a ser transferido mes a mes durante el próximo período de fijación tarifaria, de enero a junio”.

El biministro García añadió que el monto de la restitución será en torno a los $2 mil al mes o $12 mil en seis meses, para cada hogar. “Este es exactamente el monto que se cobró de más. Es muy importante que la ciudadanía sepa que todo lo que se cobró de más está siendo devuelto por la vía tarifaria”, manifestó.

La autoridad explicó que «la devolución incluye un reajuste y una tasa de interés equivalente a la que normalmente se paga. Por lo tanto, la devolución incluye una compensación por el tiempo que las empresas tuvieron esos recursos». Consultado por el monto total de la restitución, el secretario de Estado dijo “son aproximadamente US$ 250 millones, sumando transmisoras y generadoras”.

Asimismo, el biministro recalcó: “Quiero apreciar también que todos los actores del sistema estuvieron a la altura de las circunstancias. En un período muy breve de tiempo, una semana construimos un acuerdo con las empresas generadoras, con la empresa transmisora, de tal manera que los clientes recibieran sus recursos lo más rápido posible”.

Proceso de fijación de tarifas

El proceso para la fijación de tarifas de la energía sigue su curso normal, tal como lo estipula la actual legislación eléctrica. Tras la presentación de observaciones por parte de las empresas del sector eléctrico al Informe Técnico Preliminar para la Fijación del Precio Nudo Promedio (PNP), plazo que culminó el pasado viernes, ahora corresponde que la Comisión Nacional de Energía (CNE) emita el Informe Técnico Definitivo (ITD).

Dicho ITD es recibido por el Ministerio de Energía, institución que elabora el decreto PNP y lo envía a la Contraloría General de la República (CGR) para su toma de razón y posterior publicación en el Diario Oficial. De no haber retraso en estos pasos, las nuevas tarifas de la energía eléctrica se implementarán a partir del 1 de enero de 2026.

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Con el objetivo de activar la infraestructura de carga pública en regiones donde la inversión privada aún no es rentable, el Gobierno de Chile lanzó el programa Corredores Verdes, un piloto que busca financiar la instalación de cargadores desde 7 kW en zonas estratégicas del norte y centro del país.

La iniciativa destina 54 millones de pesos chilenos para cofinanciar proyectos en 11 corredores viales, priorizando territorios con baja adopción de vehículos eléctricos y altos costos de recuperación para privados.

“Corredores Verdes aborda la falta de infraestructura de carga en zonas donde el mercado aún no tiene incentivos suficientes para invertir”, sostiene Josué Muñoz, Project Manager de Electromovilidad en la Agencia de Sostenibilidad Energética (AgenciaSE),

En esos territorios, los cargadores no se instalan porque no hay usuarios, y no hay usuarios porque no hay cargadores. Para enfrentar este desafío, el programa cofinancia cargadores de menor potencia, a partir de 7 kW, que tienen costos operativos más bajos y no están sujetos a cargos por potencia de las distribuidoras.

La estrategia se integra de forma directa con los lineamientos de planificación nacional. “Corredores Verdes se inserta en la cadena de planificación de la electromovilidad en Chile”, explica Muñoz a Mobility Portal Latinoamérica.

El programa materializa uno de los ejes definidos en el Plan Maestro de Infraestructura de Carga Pública, elaborado tras la Hoja de Ruta de la Estrategia Nacional de Electromovilidad. Su objetivo práctico: romper la parálisis estructural que impide el desarrollo de carga pública en zonas aisladas.

Distribución de fondos y criterios de priorización

El presupuesto de 54 millones de pesos se distribuirá según prioridades estratégicas predefinidas.

“En el nivel más alto están Tocopilla–Mejillones y Chañaral–Caldera, que pueden recibir hasta 8 millones de pesos o hasta el 80% del costo total, lo que ocurra primero”, indica.

Un segundo grupo de corredores ubicados en Tarapacá, Antofagasta y Atacama podrá acceder a hasta 7 millones o 70%, mientras que el tercer grupo, en Coquimbo y Valparaíso, optará a hasta 6 millones o 60%.

La aplicación del modelo de tope dual permite combinar porcentaje y monto máximo para evitar sobrefinanciamiento y asegurar una asignación eficiente. Este enfoque también apunta a dirigir más recursos hacia las zonas con mayor brecha de infraestructura.

Postulantes habilitados y criterios de evaluación

El programa está abierto exclusivamente a personas jurídicas constituidas en Chile, como operadores de carga (CPOs), municipios, universidades, empresas turísticas, cooperativas y consorcios. No se admite la participación de personas naturales.

“En la práctica, cualquier persona que despliegue una instalación de carga pública conforme al instructivo puede ser considerada operador de carga”, detalla Muñoz.

La evaluación de las ofertas considera tres criterios clave:

• Cantidad de ubicaciones ofertadas (50%)

• Cantidad total de puntos de carga (35%)

• Experiencia del postulante (15%), medida en certificados TE6 regionales y nacionales.

“Con ello se premian propuestas con mayor cobertura territorial, capacidad instalada y experiencia comprobada”, agrega el Project Manager.

Territorialidad, dispersión y conectividad real

Cada corredor se compone de dos o tres zonas concatenadas. Las postulaciones deben asegurar un mínimo de dos ubicaciones por corredor, en zonas distintas, con el fin de garantizar trayectos funcionales para los vehículos eléctricos.

“Con esto se busca asegurar separaciones razonables entre puntos, de modo que un vehículo pueda desplazarse efectivamente de una zona a otra dentro del corredor”, explica Muñoz.

La dispersión territorial se verificará mediante archivos KMZ georreferenciados, que permiten identificar con precisión si las ubicaciones propuestas se distribuyen correctamente.

Turismo sostenible y articulación público-privada

Además del enfoque técnico, el programa apuesta por sinergias con el turismo sostenible y actores locales..

“Buscamos que hoteles, restaurantes, viñas o parques incorporen cargadores públicos como parte de su oferta”, afirma Muñoz. Esto no solo mejora la experiencia de viaje, sino que fortalece la economía local al incentivar el uso de servicios asociados.

El modelo destination charging ya ha mostrado resultados positivos en regiones como Aysén y O’Higgins, donde actores privados han instalado infraestructura por su cuenta.

Corredores Verdes potencia este modelo con apoyo estatal y criterios de interoperabilidad, siguiendo el instructivo de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) publicado en 2024.

Próximos pasos y horizonte a 2026: ¿dondé habrá más cargadores?

Se espera que todas las instalaciones adjudicadas estén operativas a finales de abril. Mientras tanto, la Agencia de Sostenibilidad Energética trabaja en la segunda versión del Plan Maestro, que se ampliará a la zona centro y sur de Chile.

“Corredores Verdes operará como un piloto para validar el mecanismo de cofinanciamiento y su replicabilidad”, anticipa Muñoz. En paralelo, se prevén nuevas convocatorias del programa +Carga Rápida, orientadas a infraestructura de alta potencia en ubicaciones estratégicas.

“Continuaremos con proyectos de cofinanciamiento tanto para carga rápida como para carga en corriente alterna”, concluye el ejecutivo, proyectando una red más capilar, conectada y funcional, que acelere la transición hacia una movilidad cero emisiones.

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Guatemala tiene el potencial para convertirse en un país exportador neto de energía renovable dentro del mercado eléctrico regional, con posibilidades concretas de duplicar su capacidad de generación renovable sin necesidad de incentivos fiscales. Así lo afirmó Minor E. López, presidente de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), quien planteó una visión optimista sobre el papel del país en la transición energética de Centroamérica.

“Guatemala puede duplicar su capacidad instalada de generación renovable sin subsidios”, sostuvo López, y subrayó que esto es posible gracias al recurso competitivo del país, la estructura de mercado basada en contratos a largo plazo y una regulación que promueve licitaciones abiertas para proyectos energéticos. El funcionario destacó que en Guatemala se desarrollan subastas bajo el principio de neutralidad tecnológica, sin condicionar el tipo de fuente energética, lo que permite que se imponga la oferta más competitiva.

“Lo que se promueve es una licitación donde compiten todas las tecnologías, y hasta ahora las renovables han sido las que han ganado”, indicó.

Según López, esto ha permitido un crecimiento sostenido del parque renovable sin necesidad de mecanismos fiscales. A modo de ejemplo, mencionó que el país tiene una capacidad contratada de más de 800 MW de recursos solares y eólicos, adjudicados mediante licitaciones abiertas en condiciones de mercado, sin incentivos adicionales.

“Estos proyectos están respaldados por contratos firmes de 15 años, lo que garantiza estabilidad para los inversionistas”, detalló.

Un modelo replicable en la región

El presidente de la CRIE señaló que Guatemala ya está exportando energía renovable hacia el sur de Centroamérica y que su participación en el Mercado Eléctrico Regional (MER) será cada vez más relevante. “Hay flujos de exportación significativos desde Guatemala hacia El Salvador y Honduras”, comentó, y advirtió que este fenómeno puede intensificarse con una mayor integración del sistema y una regulación regional más armonizada. Desde su perspectiva, la región tiene un potencial enorme si logra alinear su marco normativo. “La regulación puede incentivar o desalentar la inversión”, advirtió, y remarcó la importancia de que los reguladores acompañen la política pública con normas claras y predecibles para el sector privado.

Además, enfatizó el rol de la CRIE en facilitar un entorno armónico para la expansión de la infraestructura eléctrica y la participación privada. “La región ha sido pionera en esquemas de asociación público-privada. La transmisión y distribución están operadas en gran medida por empresas privadas”, puntualizó. Durante el panel, López también mencionó que Guatemala ha sido un referente regional en la planificación energética. El país cuenta con un plan indicativo de generación, desarrollado por el ente regulador nacional, que guía las decisiones de licitación y expansión de capacidad. “Este documento se convierte en la base sobre la cual se hacen las subastas”, explicó.

En ese marco, el presidente de la CRIE señaló que se prevé que las futuras licitaciones permitan contratar entre 800 y 1000 MW adicionales de capacidad renovable, lo cual duplicaría la capacidad actual en los próximos años. “Estamos hablando de inversiones importantes, que pueden realizarse en condiciones de mercado, sin la necesidad de subsidios o incentivos fiscales”, insistió. También resaltó que la participación del sector privado en infraestructura energética ha sido un factor clave para esta evolución. “La iniciativa privada ha sido fundamental para que podamos avanzar en generación, transmisión y distribución”, sostuvo.

Durante el panel, si bien otros participantes no hicieron menciones tan directas a Guatemala, el país fue mencionado como uno de los puntos de origen más relevantes en los flujos eléctricos regionales y como ejemplo de mercado con condiciones estables para la inversión. Respecto al panorama regional, López señaló que uno de los principales desafíos para ampliar la participación renovable en Centroamérica es la falta de coordinación entre los marcos regulatorios de los países. En ese sentido, destacó que la CRIE está trabajando en armonizar la regulación para facilitar inversiones transnacionales y fomentar la competitividad del mercado.

“Necesitamos un marco regulatorio que incentive las renovables no solo a nivel nacional, sino también en la lógica del mercado regional”, concluyó. Y en ese contexto, Guatemala aparece como un actor con ventajas comparativas claras, por la competitividad de sus recursos, su experiencia en subastas y su infraestructura de interconexión.

La entrada Guatemala proyecta duplicar su capacidad renovable con más de 800 MW ya contratados y 700 MW en carpeta se publicó primero en Energía Estratégica.

La alta dependencia de los combustibles fósiles es uno de los principales desafíos del sistema energético hondureño. En respuesta a esta vulnerabilidad, el país está diseñando una política energética que apuesta por fuentes renovables como eje central de su transformación estructural, tal como expone el estudio técnico Sustainable energy policy in Honduras: Diagnosis and challenges, elaborado por Wilfredo C. Flores, Osvaldo A. Ojeda, Marco A. Flores y Francisco R. Rivas.

“Honduras cuenta con recursos energéticos renovables suficientes para lograr la autosuficiencia energética”, afirman los autores. El diagnóstico propone aprovechar ese potencial mediante un plan de desarrollo sostenido hasta 2030, articulado a través de políticas públicas, inversiones estratégicas y fortalecimiento institucional.

El documento identifica un conjunto robusto de recursos energéticos renovables subutilizados. En el caso de la energía hidroeléctrica, Honduras posee un potencial teórico de 5.000 MW, una capacidad considerable en relación con su demanda eléctrica actual.

A esto se suma una disponibilidad solar de entre 4,5 y 6,5 kWh/m²/día, lo que convierte al recurso fotovoltaico en una opción viable tanto para generación centralizada como para sistemas descentralizados en zonas rurales. En cuanto al viento, se estima un potencial eólico de 46.600 MW, concentrado principalmente en regiones del sur del país.

“El Congreso Nacional ya aprobó un proyecto eólico de 100 MW con una inversión privada de 250 millones de dólares”, detalla el estudio. Este tipo de iniciativas forman parte de un paquete de adjudicaciones por 250 MW en nuevas plantas renovables, incluyendo también proyectos hidroeléctricos y geotérmicos.

En el caso de la geotermia, se identifican zonas con gradientes térmicos aprovechables que podrían integrarse a la matriz nacional. Si bien requiere estudios de factibilidad y exploración, el potencial geotérmico hondureño se perfila como una fuente complementaria clave para aportar estabilidad a una matriz con creciente participación solar y eólica.

El documento propone una hoja de ruta al 2030 que prioriza la incorporación de renovables para reducir la exposición del país a la volatilidad internacional del crudo y mejorar su seguridad energética.

“El escenario deseado considera la incorporación de 3000 MW de nueva capacidad instalada, en su mayoría renovable, con una inversión estimada de 4285 millones de dólares”, señala el plan.

Esta expansión permitiría cubrir el incremento proyectado de demanda, elevar la cobertura eléctrica y reducir drásticamente la participación del petróleo en la generación nacional.

Para viabilizar la implementación del plan, el documento plantea una reforma institucional que incluya la creación de un Ministerio de Energía, capaz de integrar y coordinar todas las áreas del sector: hidrocarburos, electricidad, eficiencia y renovables.

“La actual dispersión institucional genera ineficiencias en la toma de decisiones y limita la atracción de inversiones”, sostienen los autores del estudio. Esta nueva institución tendría el mandato de articular políticas públicas, establecer marcos regulatorios adecuados y acompañar la ejecución de proyectos estratégicos, especialmente en renovables.

Honduras se encuentra en una encrucijada energética. Aunque su matriz actual refleja una fuerte dependencia de fuentes fósiles, el país cuenta con una base técnica y un potencial renovable suficientes para iniciar una transformación estructural del sistema eléctrico.

“Lo más urgente no es redescubrir el potencial, sino implementar políticas que conviertan esos recursos en capacidad instalada real”, concluye el documento. La oportunidad está planteada: consolidar una matriz limpia, diversificada y soberana, que reduzca la vulnerabilidad externa y acelere el desarrollo sostenible del país.

La entrada Honduras impulsa su nueva matriz con más de 3000 MW renovables en agenda se publicó primero en Energía Estratégica.

Solis prepara nuevos modelos de inversores que permitirán integrar dos marcas distintas de baterías en un mismo equipo, abriendo paso a una nueva etapa de interoperabilidad en sistemas de almacenamiento energético.

Así lo confirmó la compañía durante la quinta edición del Future Energy Summit (FES) Colombia, que se condicen con el momento clave para el país tras la publicación de los nuevos lineamientos regulatorios del Ministerio de Energía y la CREG que comienzan a habilitar esquemas de remuneración para proyectos BESS.

“Queremos dar libertad al mercado y ofrecer una integración abierta que impulse la competitividad y la eficiencia de los proyectos. Esto permitirá a los EPCistas seleccionar la batería más adecuada sin depender de un único proveedor”, señaló Marco Ricci, gerente de desarrollo para Latinoamérica de Solis. 

La compañía ya cuenta con sus primeras soluciones all in one, con modelos de 50 y 125 kW (el más grande del mercado) adaptados a las condiciones de la región. Asimismo, los nuevos inversores también destacan por su adaptabilidad, de modo que el catálogo aparecen versiones capaces de operar en sistemas monofásicos, trifásicos o split phase, con diferentes tensiones y entornos.

Estos equipos, tropicalizados para responder a los perfiles eléctricos y climáticos de Latinoamérica, garantizan un rendimiento óptimo incluso en entornos exigentes. La compañía apunta así a reducir los fallos de instalación y mantenimiento, uno de los principales desafíos para los proyectos solares y de almacenamiento en la región.

En este contexto, Ricci advirtió que el progreso tecnológico sólo puede consolidarse si va de la mano de marcos normativos sólidos que respalden las inversiones en storage. Aunque hoy el juego financiero resulta atractivo, «sin reglas claras y previsibles el desarrollo se ralentiza», por lo que consideró esencial que las políticas públicas mantengan el ritmo de la innovación.

El mensaje coincide con los llamados de otros mercados latinoamericanos, como Chile y México, donde el desarrollo de sistemas BESS (en proyectos híbridos o stand alone) avanza más rápido que la actualización regulatoria. 

El país andino superará los 2 GW operativos de almacenamiento para enero de 2026, cifra que representa un adelanto de cuatro años sobre la meta oficial fijada para 2030. Pero la expansión es aún más significativa si se contempla la cartera de proyectos en fase de construcción, ya que se proyecta que la capacidad instalada en baterías en dicho país podría alcanzar los 8,6 GW en 2027 y, por ende, también se anticipará la meta de 6 GW al 2050.

En cuanto a México, el plan gubernamental prevé 6 proyectos FV híbridos (2027-2028) con 574 MW BESS y un horizonte de 8412 MW de almacenamiento 2028-2038 (PRODESEN).

Por último, Ricci agregó que Solis diferencia su estrategia al enfocarse en la transferencia de conocimiento, como pilar de su expansión, dejando claro que acompañan a sus socios locales con formación constante, ya que la capacitación resulta “clave para la eficiencia y la seguridad de los proyectos”.

En la misma línea, la compañía impulsa espacios de formación técnica regional para instaladores y EPCistas, fortaleciendo las capacidades locales y la seguridad operativa de los proyectos. 

Con esta visión, y con más de 80 GW de capacidad de fabricación anual, Solis refuerza su posición como uno de los principales actores del sector de inversores a nivel global y marca una tendencia en la integración abierta entre sistemas, clave para el despliegue masivo del almacenamiento en LATAM.

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La licitación PET-3 para proyectos de transmisión en Guatemala fue declarada desierta, según pudo confirmar Energía Estratégica en base a información obtenida. El único participante del proceso no presentó toda la documentación técnica requerida, lo que impidió que fuera declarado solvente por la Junta Calificadora.

El Ministerio de Energía y Minas aún no ha confirmado si ratificará lo resuelto por la Junta, por lo que el futuro inmediato de los proyectos está sujeto a definiciones políticas. Esta situación marca un nuevo punto de inflexión en el desarrollo del sistema de transmisión, considerado estratégico para la estabilidad eléctrica del país.

Tal como lo habría anticipado el medio anteriormente, el proceso ya enfrentaba cuestionamientos por parte del sector privado, que había advertido sobre riesgos contractuales, baja bancabilidad y escasa certidumbre en la recuperación de inversiones. De hecho, la participación de un único oferente —proveniente del propio sector público— ya evidenciaba el bajo interés que generaron las condiciones del pliego.

La licitación contemplaba once proyectos que totalizan más de 230 kilómetros de nuevas líneas de transmisión, distribuidos en diferentes regiones del país. Estas obras son consideradas fundamentales para reducir los cuellos de botella del sistema, asegurar la incorporación de nueva generación renovable y mejorar la confiabilidad del servicio.

El modelo de contratación se basaba en un esquema de remuneración a través de tarifa durante un plazo de quince años, sujeto a la aprobación de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE). Esa estructura, sumada a incertidumbres legales y técnicas, fue señalada por actores privados como una de las principales barreras para presentar ofertas.

Frente al fracaso del proceso, la Ley General de Electricidad prevé alternativas que ahora deben activarse con celeridad. Entre ellas se destacan las obras por iniciativa propia —donde un desarrollador asume el proyecto con aprobación regulatoria— y los acuerdos entre partes, que permiten viabilizar infraestructura mediante consensos bilaterales sin necesidad de un concurso abierto.

El desenlace de PET-3 pone en alerta a todo el sector energético, ya que el estancamiento en la expansión de redes puede derivar en cuellos de botella críticos en los próximos años. Sin una respuesta rápida y coordinada del Estado, se comprometen los objetivos de crecimiento de la capacidad instalada, sobre todo en lo que refiere a proyectos de generación renovable que dependen de nueva infraestructura de evacuación.

Por ahora, la incertidumbre domina el escenario. La decisión final del Ministerio sobre la ratificación del fallo técnico será clave para determinar si se reinicia el proceso bajo nuevas condiciones o si se abre el camino hacia otros mecanismos de desarrollo previstos por la normativa. Lo que está claro es que la hoja de ruta de la transmisión en Guatemala deberá reformularse, con señales claras para atraer inversión privada y asegurar la ejecución efectiva de los proyectos.

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“Dato mata relato”, sintetizó Alexandra Hernández, presidenta ejecutiva de SER Colombia, al describir la situación actual del mercado eléctrico que deja en evidencia la necesidad de acelerar el desarrollo de energías renovables si quiere evitar un déficit estructural de energía en los próximos dos años.

Las cifras oficiales muestran que el consumo crece al doble que la oferta, lo que obliga a tomar decisiones urgentes.

Durante su participación en el Future Energy Summit (FES) Colombia, destacó que las renovables ya representan el 12% de la capacidad instalada del país, con 85 parques de mediana y gran escala que suman 2.300 MW operativos. Hace apenas dos años, ese porcentaje no superaba el 2%.

En paralelo, el segmento de autogeneración también muestra una evolución récord: el número de proyectos identificados pasó de 9.000 a más de 21.000 en menos de un año, superando 1 GW de potencia instalada y con ahorros de entre 30% y 90% en los costos de energía para las empresas.

Otro de los datos que llamó la atención fue que el 80% de los colombianos apoya el desarrollo de energías renovables, según un estudio realizado junto al Centro Nacional de Consultoría, y que la sociedad está cada vez más informada sobre la transición energética.

Pese a la percepción de un mayor rechazo, este está concentrado en algunas regiones y en las plantas de mayor escala.

Sostener el ritmo inversor

Hernández advirtió que el tiempo corre y el país necesita dar señales claras para atraer inversión. El principal obstáculo para la directiva está en la regulación: más de 6.500 MW cuentan con conexión aprobada pero aún no logran cerrar financieramente. Para revertir esa situación, SER Colombia trabaja junto al Gobierno en tres frentes prioritarios:

• Reactivar las subastas de contratos de largo plazo, recogiendo las lecciones de los procesos anteriores para ofrecer estabilidad y certidumbre a los inversionistas.
• Ajustar la subasta del cargo por confiabilidad, cuyas condiciones actuales dificultan la participación de las fuentes renovables y encarecen los precios de energía.
• Acelerar la regulación del almacenamiento, que ya cuenta con un primer borrador y con una cámara integrada por 18 empresas del sector, pero que requiere definiciones técnicas para integrarse efectivamente a la red y a los proyectos de autogeneración.

Cabe señalar que ya se han hecho públicas las actualizaciones de LASolar y LAEólica (en consulta) que reducen trámites sin perder rigor técnico. El objetivo es extender este modelo a la eólica, las pequeñas centrales hidroeléctricas y la transmisión, donde los tiempos administrativos siguen siendo un cuello de botella.

“Podemos tener la mejor normatividad, pero cada actor debe cumplir su rol: las empresas deben hacer bien su trabajo técnico y social, y el Estado debe responder en los plazos normativos. Si reducimos los tiempos, Colombia podrá acelerar su transición energética”, concluyó Hernández.

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