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El Ministerio de Minas y Energía de Colombia expidió para comentarios el proyecto de resolución que reglamenta el programa ‘Colombia Solar’, una política que habilita la autogeneración de energía solar como alternativa al subsidio tradicional de electricidad para los hogares de estratos 1, 2 y 3 del Sistema Interconectado Nacional.

Con esta reglamentación, el Gobierno establece los instrumentos contractuales, técnicos y financieros para su implementación, así como las reglas de propiedad, operación y mantenimiento de la infraestructura solar, garantizando su sostenibilidad por un horizonte de hasta 25 años.

La medida también define criterios claros de focalización y priorización, con énfasis en pobreza multidimensional, pobreza energética y costos del servicio.

El programa Colombia Solar fue declarado Proyecto de Interés Nacional y Estratégico (PINES) y cuenta con viabilidad técnica, fiscal y presupuestal, consolidándose como una herramienta clave para avanzar en la Transición Energética Justa, mejorar el acceso a energía limpia y aliviar la carga del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos.

“Con Colombia Solar estamos transformando el subsidio en autonomía energética, llevándole energía limpia y barata a los hogares que históricamente han pagado las tarifas más altas, sobre todo en la costa Caribe”, afirmó el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma.

El jefe de la cartera explicó que esta política no solo democratiza el acceso a la energía solar, sino que también fortalece la sostenibilidad del sistema eléctrico. “Estamos cambiando el modelo: menos dependencia de subsidios permanentes y más capacidad instalada en los territorios, con transparencia y responsabilidad fiscal”, agregó.

Finalmente, Palma subrayó que el programa tiene un profundo sentido social y territorial.

“Colombia Solar es transición energética con justicia social. Es energía limpia para la gente, para los barrios y para las regiones que el mercado dejó atrás”, concluyó.

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La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) lanzó el dossier “Almacenamiento en Chile: la navaja suiza de un sistema eléctrico en transformación”, un documento técnico-estratégico que consolida la visión de ACERA sobre el almacenamiento energético en Chile y su rol como habilitador clave de estabilidad sistémica, bancabilidad e inversión de largo plazo en un sistema con alta penetración renovable.

La publicación desarrolla cinco ejes centrales:
1.    almacenamiento como activo sistémico (energía, suficiencia, flexibilidad, servicios complementarios y resiliencia);
2.    impacto en la sostenibilidad financiera de proyectos renovables;
3.    revisión de marco regulatorio, señales económicas y brechas;
4.    casos reales y comparativos de performance; y
5.    oportunidades de inversión, escalamiento e integración regional.

En un escenario donde los precios pueden deprimirse y aumentar los vertimientos, el almacenamiento emerge como herramienta para estabilizar flujos, reducir exposición a riesgos operacionales/comerciales y convertir energía intermitente en una oferta más gestionable.

En 2025, los recortes de generación eólica y solar alcanzaron 6.084 GWh (+8% vs. 2024), equivalentes al consumo anual de 2,3 millones de hogares, y cerca del 19% de la generación eólica y solar del año.

Asimismo, los sistemas BESS se convirtieron en una pieza clave para enfrentar las restricciones del sistema, de modo que Chile cuenta con 9 GW de proyectos de almacenamiento en operación, en construcción y en prueba; sumado a otros 27 GW de almacenamiento en proceso de desarrollo.

• 28 proyectos en operación (1,6 GW – 4,1 hrs de duración promedio).
• 6 proyectos en pruebas (0,7 GW – 3,6 hrs de duración promedio).
• 68 proyectos en construcción (6,8 GW – 4,4 hrs de duración promedio).
• 14 GW de almacenamiento con calificación ambiental favorable
• 13 GW de almacenamiento que actualmente están en calificación ambiental.

“Estamos optimistas con lo que se pueda ver más adelante con el fruto de este almacenamiento. Veremos un mejor funcionamiento del sistema, menores congestiones, menores costos internos, y eso sin duda favorecerá un sector de generación eléctrica más competitivo y mejores precios para el cliente final”, manifestó tiempo atrás Sergio Del Campo, presidente de ACERA, en relación al storage.

“A pesar de que ingresaron los sistemas de almacenamiento, los recortes aumentaron, pero de no haber estado presentes, habrían sido mucho mayores”, remarcaron desde el gremio a mediados de enero del presente año.

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El Gobierno de Honduras designó al ingeniero Eduardo Oviedo como nuevo secretario de Estado en el Despacho de Energía, quien además liderará de forma interina la Gerencia General de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

Su llegada se produce en una etapa de reordenamiento institucional y definición de prioridades para el sector eléctrico, tras meses de parálisis política, donde está en juego la licitación de 1500 de nueva capacidad de generación, lanzada por el gobierno anterior.

Con más de 20 años de experiencia en planificación energética, regulación y ejecución de proyectos, Oviedo ha ocupado cargos en la Dirección General de Hidrocarburos, la Superintendencia de Energía y el Programa de Desarrollo de Energía Renovable de Honduras. También trabajó como consultor en organismos multilaterales, lo que le otorga una visión sistémica y operativa de los desafíos del país.

Desde el primer día, el nuevo secretario empezó a ejecutar la hoja de ruta energética que diseñó el actual Gobierno para el período 2026-2030. El plan tiene cinco ejes: sostenibilidad financiera, expansión de infraestructura, impulso a fuentes renovables, acceso universal y eficiencia institucional. Entre sus metas principales están:

• Elevar al 80% la participación renovable en la matriz eléctrica para 2027.

• Reducir en 40% las pérdidas del sistema, tanto técnicas como no técnicas.

• Duplicar la capacidad instalada en fuentes limpias, especialmente solar, eólica y biomasa.

Además, se impulsará un esquema de estabilización tarifaria y la implementación de un Plan Maestro de Expansión del Sistema Eléctrico Nacional, enfocado en la calidad del suministro, cobertura territorial y criterios técnicos.

El otro gran frente de trabajo es la reactivación de la licitación para 1500 MW de nueva capacidad de generación, que había sido congelada por la inestabilidad política. Este proceso contempla contratos de largo plazo tanto para fuentes renovables como térmicas, además de almacenamiento y soluciones de flexibilidad. Según informaron autoridades del sector, más de diez empresas ya adquirieron las bases.

De ese total, al menos 500 MW serán adjudicados a tecnologías limpias, con prioridad para diversificar la matriz y reducir la dependencia de combustibles fósiles caros. El calendario preliminar prevé adjudicaciones antes de mediados de 2026.

Referentes del ecosistema energético destacan que el desafío principal será garantizar la transparencia técnica y regulatoria del proceso, así como su viabilidad financiera. Se trata de una convocatoria clave para atraer inversión, resolver cuellos de botella en generación y sentar bases para la transición energética.

Nuevo contexto político tras el cambio presidencial

La asunción de Oviedo se produjo pocos días después de que Nasry Asfura tomara posesión como presidente de Honduras, el 27 de enero, luego de unas elecciones tensas que paralizaron la gestión pública durante semanas. El escenario anterior, de vacío institucional, había afectado la toma de decisiones y el avance de procesos críticos como la licitación.

Durante su campaña, Asfura propuso recuperar la sostenibilidad del sistema eléctrico y modernizar la gestión del sector. En su discurso inaugural, afirmó que era necesario “retomar la agenda energética con visión de largo plazo”. La designación de Oviedo refuerza esta línea, con una conducción de perfil técnico y enfoque operativo.

Una fuente cercana al gabinete energético señaló que la apuesta es consolidar un mando unificado que facilite la ejecución del plan de gobierno y articule con los actores del mercado. “Estamos en un momento clave para recuperar credibilidad institucional”, remarcó.

En ese marco, Oviedo tendrá el rol central de restaurar la planificación, estabilizar las empresas del sector y coordinar con el mercado privado la expansión de generación y redes. Su gestión será determinante para definir el rumbo del sistema eléctrico hondureño en los próximos años.

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El Ministerio de Energía y Minas del Perú (MINEM) oficializó la designación de Nilo Pereira Torres como nuevo viceministro de Electricidad tras la salida de Francisco Mendoza De Luca, quien había asumido el cargo en septiembre de 2025, en un contexto de impulso a la electrificación rural y modernización del sistema energético.

La decisión del Gobierno se da a menos de tres meses de las elecciones generales del 12 de abril de 2026, en las que se renovará la presidencia, el Congreso y el Parlamento Andino.

En caso de que ningún candidato alcance el 50 % de los votos válidos, se contempla una segunda vuelta para el 7 de junio. En este escenario, la nueva gestión del Viceministerio de Electricidad adquiere carácter transitorio, aunque determinante para el futuro del sector.

Nilo Pereira es ingeniero electricista colegiado, con maestría en Gestión Pública, y ha ocupado cargos técnicos de alta responsabilidad dentro del propio MINEM, incluyendo la Dirección General de Electricidad y la Dirección de Regulación y Concesiones Eléctricas. “Su experiencia profesional lo ha llevado a liderar equipos técnicos en diferentes áreas clave para el desarrollo del sistema eléctrico nacional”, destaca el comunicado del Ministerio.

Posee más de 25 años de trayectoria en el sector eléctrico, con experiencia como gerente general de empresas estatales como Electro Ucayali, Electro Oriente y Electro Tocache. Es egresado de la Universidad Nacional del Centro del Perú y cuenta con estudios de especialización en regulación tarifaria, planeamiento empresarial y gestión pública en instituciones como la Universidad ESAN y la Sociedad Nacional de Industrias. Además, ha trabajado como consultor técnico en la Dirección General de Electricidad del MINEM, lo que refuerza su conocimiento del aparato estatal y del marco normativo energético.

La trayectoria del nuevo viceministro está vinculada a procesos normativos, concesiones y expansión del servicio eléctrico en zonas rurales. Sin embargo, el gran desafío que enfrenta en este corto período será el marco regulatorio para las energías renovables, especialmente en torno a la Ley N° 32249, que modifica el marco de las licitaciones de energía limpia, pero aún carece de reglamentación específica.

Según la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) , más de USD 12.000 millones en inversiones en proyectos renovables permanecen en pausa por falta de reglamentos, lo que frena el ingreso de nueva capacidad de generación y resta previsibilidad al sistema. El sector privado observa con atención, en un momento en que el país tramita más de 10 GW renovables, impulsados por empresas como Engie, Enel,Kallpa Generación, Celaris Energy, Sonnedix, First Solar, Atlas, SolarPack, Tozzi Green, entre otras.

El nuevo viceministro asume con la responsabilidad de avanzar en la implementación de esta normativa y definir los cronogramas para las futuras licitaciones anunciadas para 2026. Mientras tanto, se acumulan reclamos por parte de desarrolladores e inversionistas, que ven con preocupación la falta de lineamientos que garanticen condiciones claras para nuevos contratos de suministro eléctrico con fuentes no convencionales.

La gestión de Pereira también se da en el marco de la conducción del ministro Jorge Luis Montero Requena, quien impulsa una estructura técnica fortalecida para acelerar proyectos de infraestructura, redes inteligentes y acceso universal. En este sentido, el Viceministerio de Electricidad no solo tendrá que gestionar el presente, sino también dejar preparadas las bases para la transición que implicará el cambio de administración tras las elecciones.

Con una ventana política limitada y en medio de un contexto incierto, la prioridad inmediata será reactivar la confianza del sector renovable y mostrar avances concretos en reglamentación y ejecución, especialmente en un país que aún depende en gran medida de generación hidroeléctrica y térmica.

El nombramiento de Pereira, con experiencia interna en el aparato estatal, es interpretado por actores del sector como una apuesta a la estabilidad técnica en un tramo final de gobierno que necesita dejar señales de continuidad institucional. Desde el MINEM se espera que en los próximos días se comuniquen los lineamientos concretos de su gestión, particularmente en torno a la aplicación de la Ley 32249 y la planificación de futuras subastas.

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El Gobierno de México desplegó una estrategia sincronizada para reforzar su política energética y movilizar capital privado hacia proyectos clave de infraestructura eléctrica. El 27 de enero, la presidenta Claudia Sheinbaum Pardo mantuvo un encuentro en Palacio Nacional con representantes de la Asociación de Bancos de México (ABM), incluyendo ejecutivos de BBVA, Banamex, HSBC, Bank of America México, MONEX y Bx+.

Durante la reunión, la mandataria pidió a los bancos “preparar esquemas de financiamiento para proyectos que serán anunciados en los próximos días”, según reportaron fuentes presentes, considerando que las iniciativas abarcan generación con fuentes renovables y nuevas obras de transmisión eléctrica esenciales para destrabar cuellos de botella.

Al día siguiente, el pasado 28 de enero, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) publicó en el Diario Oficial de la Federación los Lineamientos de los Esquemas para el Desarrollo Mixto, habilitando formalmente nuevas asociaciones con el sector privado en proyectos de generación eléctrica, infraestructura asociada y almacenamiento.

El marco normativo define tres mecanismos de adjudicación: licitación pública, invitación restringida y adjudicación directa, cada uno con procedimientos técnicos y financieros específicos. La CFE remarca que “el procedimiento competitivo nos da la oportunidad de mejorar las condiciones para el Estado y la CFE, sin cambiar las especificaciones originales”.

Bajo estos contratos, los privados podrán compartir costos, inversiones y riesgos, siempre que los proyectos garanticen una rentabilidad financiera sostenible y cumplan con criterios de confiabilidad, seguridad, accesibilidad y sostenibilidad del Sistema Eléctrico Nacional. El modelo económico exigido debe incluir análisis de flujos de caja descontados, tasas internas de retorno (TIR), periodos de recuperación de inversión y sensibilidad de variables.

Para aprobar cada iniciativa, se conformará un Grupo de Desarrollo Mixto (GDM) integrado por representantes de la CFE, la Secretaría de Energía (SENER) y la Secretaría de Hacienda. Este equipo evaluará la viabilidad técnica, operativa, financiera y socioambiental de los proyectos. “Los contratos deberán contemplar cláusulas sobre estructura legal, financiamiento, derechos y obligaciones, mecanismos de gobernanza y resolución de controversias”, establece el documento.

En los esquemas de inversión mixta, la CFE deberá mantener al menos el 54% del capital común, garantizando el control del Estado. Además, los costos de estructuración del proyecto deben estar cubiertos por el esquema financiero acordado y no generar compromisos fuera del modelo aprobado.

En línea con las prioridades federales, los proyectos deberán integrarse a los planes vinculantes de expansión del sistema eléctrico y cumplir con las normativas de confiabilidad operativa, eficiencia tecnológica y responsabilidad social. Se exigirá también un plan de mantenimiento, actualización tecnológica y reportes trimestrales de desempeño económico y técnico, a cargo de supervisores designados por la CFE.

La doble acción —el diálogo político con la banca y la publicación del nuevo esquema normativo— marca un punto de inflexión en la política energética mexicana, donde se busca que el sistema financiero nacional participe activamente en la transición energética. Desde la presidencia, el mensaje fue claro: “El sistema financiero debe ser un aliado de los grandes proyectos de infraestructura y energía”.

La estrategia también se da en un contexto económico desafiante: desaceleración del crecimiento, tensiones comerciales internacionales, incremento al IEPS y persistencia del uso de efectivo en la economía. Frente a esto, el Gobierno plantea que la expansión de infraestructura verde puede convertirse en un motor de inversión y modernización estructural.

Cabe recordar que el Gobierno tiene pendiente el lanzamiento de la segunda convocatoria para privados programada para enero del corriente año, tras una primera ronda de adjudicación que generó expectativas positivas en el sector renovable por su rapidez y certidumbre operativa. 

En ese primer proceso —orientado a proyectos de generación limpia y almacenamiento— se adjudicaron más de 3.320 MW de capacidad renovable y 1.488 MW en sistemas de baterías, con inversiones que reflejaron un renovado interés internacional en el mercado mexicano, incluyendo la participación de filiales de grandes grupos globales. 

Al integrar capital privado bajo reglas claras y criterios técnicos exigentes, los contratos mixtos de la CFE se posicionan como un nuevo vehículo para atraer inversión y acelerar la construcción de activos estratégicos para la energía limpia. 

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Ventus la empresa ha sido adjudicada para la operación y mantenimiento (O&M) del parque solar Puerta de Oro, un proyecto de 375 MWp de potencia instalada, ubicado en los municipios de Guaduas y Chaguaní Cundinamarca, propiedad de Patria Investments.

El contrato incluye la gestión integral de la planta, que abarca lavados de paneles, ejecución de pruebas eléctricas, supervisión y operación de los sistemas de generación, así como la operación de los activos de conexión de alta tensión. Con esta adjudicación, Ventus supera los 1000 MW en gestión de activos renovables en América Latina, consolidando su posición como uno de los principales referentes regionales en operación y mantenimiento.

El Parque Solar Puerta de Oro cuenta con 511380 módulos fotovoltaicos y 300 inversores centralizados, distribuidos en una superficie de 540 hectáreas, equivalente a más de 750 canchas de fútbol profesional. Además, el proyecto incluye una línea de transmisión de alta tensión de 22 kilómetros a 230 kV y una subestación de evacuación 34,5/230 kV equipada con dos transformadores de potencia de 190 MVA.

“La operación y el mantenimiento son una parte fundamental del ciclo de vida de los proyectos renovables. No se trata solo de mantener los equipos funcionando, sino de optimizar su rendimiento, extender su vida útil y asegurar que cada megavatio generado aporte valor sostenible a largo plazo”, destacó Federico Lombardo, Gerente de Operación y Mantenimiento de Ventus. 

“Estamos muy orgullosos de la confianza depositada en nosotros por Patria Investments y de poder acompañar el crecimiento del sector solar en Colombia con la misma excelencia técnica que caracteriza a Ventus”, concluyó el Gerente de O&M.

Puerta de Oro es un proyecto que marca un antes y un después para la transición energética en Colombia. Su reconocimiento como uno de los parques solares más grandes del país y su entrada en operación en este 2026 reflejan no solo su magnitud, sino la responsabilidad que implica garantizar su funcionamiento eficiente y sostenible en el tiempo.

“Para nosotros, la operación no es una fase posterior al desarrollo, sino el corazón que garantiza que el proyecto entregue valor real al sistema energético del país. La presencia de Ventus en Puerta de Oro fortalece nuestra visión de largo plazo: una planta que opere con excelencia técnica, optimice su rendimiento y contribuya de manera sostenida a la seguridad energética de Colombia”.  Afirmó Luis Alberto Páez, CEO Plataforma de Energía, Patria Investments y CEO Puerta de Oro. 

Con esta nueva adjudicación, Ventus reafirma su liderazgo en toda la cadena de valor de la energía renovable, desde la ingeniería y construcción (EPC) hasta la gestión y operación de activos, fortaleciendo su presencia y compromiso con el desarrollo energético sostenible de Colombia y América Latina.

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La Comisión de Evaluación Ambiental de la Región de Magallanes dio su aprobación unánime a la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) del parque eólico Faro del Sur, impulsado por HIF Global, marcando un nuevo hito para el despliegue de energías renovables en el extremo sur de Chile.

Localizado en el sector de Cabo Negro, el proyecto contempla una inversión cercana a los USD 500 millones y la instalación de 62 aerogeneradores de tecnología avanzada, con una capacidad total de 372 MW. Su escala lo posiciona entre los primeros desarrollos eólicos de gran envergadura en Magallanes, orientados al suministro de electricidad limpia para procesos industriales de alta demanda energética.

La energía producida por Faro del Sur será transportada mediante una línea de transmisión subterránea de aproximadamente 12 kilómetros hasta complejos industriales vinculados a combustibles renovables. En particular, abastecerá a la futura planta de e-combustibles de Cabo Negro, también promovida por HIF Global, que prevé la producción de e-metanol y otros combustibles carbono neutrales a partir de energía eólica y fuentes renovables complementarias.

Desde el ámbito regional, autoridades subrayaron que la aprobación del proyecto entrega certezas ambientales y regulatorias, al tiempo que impulsa un modelo productivo con mayor valor agregado local, generación de empleo y un aporte directo a la diversificación de la matriz energética de Magallanes.

El parque incorporará aerogeneradores de tres palas y última generación, diseñados para capturar de manera eficiente los intensos vientos característicos de la región. Junto con la infraestructura asociada, Faro del Sur se proyecta como un referente en el desarrollo de energías renovables a gran escala en el sur del país.

La iniciativa se integra a un ecosistema en expansión vinculado al hidrógeno verde y sus derivados, en el que Magallanes se ha consolidado como un polo estratégico gracias a sus condiciones climáticas favorables y su potencial para articular cadenas productivas de e-combustibles.

La aprobación unánime del proyecto envía una señal positiva a los inversionistas sobre la solidez del marco regulatorio chileno para iniciativas de energías limpias, en un contexto donde múltiples proyectos buscan avanzar desde la tramitación ambiental hacia su construcción.

Expertos destacan que desarrollos como Faro del Sur no solo contribuyen a la reducción de emisiones y a la diversificación de la matriz energética, sino que también fortalecen la proyección de Chile como exportador de energía y combustibles renovables, un eje central de su estrategia energética y climática de largo plazo.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile abrió la convocatoria a los interesados a participar en la etapa de presentación de propuestas de proyectos de expansión de la transmisión, así como a las empresas distribuidoras a presentar los informes de obras de expansión de sus sistemas de distribución, en el marco del proceso de Planificación Anual de la Transmisión correspondiente al año 2026. 

Esta convocatoria se realiza conforme a lo dispuesto en el artículo 91° de la Ley General de Servicios Eléctricos y en los artículos 81, 107, 108 y 109 del Reglamento de los Sistemas de Transmisión y de la Planificación de la Transmisión, aprobado mediante el Decreto Supremo N° 37 de 2019 del Ministerio de Energía, publicado en el Diario Oficial el 25 de mayo de 2021.

Las propuestas de proyectos de expansión de la transmisión y los informes de expansión de los sistemas de distribución correspondientes al año calendario 2026 podrán presentarse entre el 20 de febrero y el 20 de abril de 2026, a través del correo electrónico oficinadepartes@cne.cl, con copia a plandeexpansion2026@cne.cl

Los antecedentes deberán cumplir con los requisitos mínimos establecidos en el Reglamento, así como con los documentos técnicos “Definición de requerimientos” e “Informe empresa Distribuidora – Artículo 81”, los que se encuentran disponibles en el sitio web institucional www.cne.cl, en el apartado “Expansión de Transmisión”, “Año 2026”, “Convocatoria para la presentación de Propuestas de Proyectos de Expansión de la Transmisión e Informes de Obras de Expansión de los Sistemas de Distribución”.

Asimismo, y de acuerdo con lo señalado en el artículo 109 del Reglamento, dentro de los 60 días siguientes al cierre del plazo de presentación, la CNE podrá solicitar antecedentes complementarios o aclaraciones respecto de las propuestas recibidas, y desestimar aquellas que no cumplan con los requisitos mínimos necesarios para su evaluación técnico-económica.

Con este proceso, la Comisión Nacional de Energía avanza en el fortalecimiento de la planificación del sistema eléctrico nacional, promoviendo un desarrollo eficiente, seguro y oportuno de la infraestructura de transmisión y distribución del país.

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Este domingo 1 de febrero, Costa Rica definirá mucho más que su próximo gobierno: elegirá el modelo de transición energética que marcará el rumbo del país en los próximos años. Según la encuesta más reciente del Centro de Investigación y Estudios Políticos de la Universidad de Costa Rica (CIEP-UCR), la oficialista Laura Fernández, del Partido Pueblo Soberano, se perfila como la próxima mandataria con 43.8% de intención de voto, con chances de evitar el balotaje y consolidar una gestión centrada en la apertura del mercado energético.

El desafío actual ya no radica en descarbonizar la matriz eléctrica —que en Costa Rica ya supera el 98% de fuentes renovables—, sino en cómo trasladar esa transformación a sectores como el transporte, la industria, el almacenamiento y el consumo final de energía.

Tal como adelantó Energía Estratégica a principios de mes, las propuestas energéticas de las tres candidaturas con mayor intención de voto —Laura Fernández, Álvaro Ramos (Partido Liberación Nacional) y Claudia Dobles (Coalición Agenda Ciudadana)— ofrecen respuestas diametralmente distintas a ese desafío.

El plan de Fernández apuesta por un enfoque de mercado, centrado en habilitar la participación privada en geotermia, revisar la estructura tarifaria para eliminar sobrecostos y transformar el Sistema Eléctrico Nacional para que el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) compita en igualdad de condiciones. También plantea fortalecer la interconexión regional y aprovechar residuos orgánicos para impulsar la producción de biogás y biometano, dentro de una lógica de economía circular.

Aunque la estrategia se orienta a mayor eficiencia, tarifas más bajas y dinamismo en la inversión, fuentes del sector energético consideran que carece de una hoja de ruta clara para acelerar la transición energética. La lectura dominante es que representa una continuidad del modelo actual, con ajustes orientados más al precio que a la transformación estructural del sistema.

Desde una perspectiva distinta, Álvaro Ramos propone una segunda generación de políticas energéticas con foco en tecnología avanzada, modernización institucional y financiamiento verde. Su plan incluye el impulso a hidrógeno verde, energía marina y geotermia avanzada, habilita alianzas público-privadas (APP) para que el ICE contrate generación y almacenamiento con agilidad, y propone una Ley de Finanzas Sostenibles que permita emitir bonos verdes soberanos y crear un Fondo Nacional de Transición Verde.

Ramos también contempla una reforma al MINAE para separar planificación y operación, además de una modernización de redes mediante smart grids y el fortalecimiento de la generación distribuida. Aseguró que “la transición debe cruzar todos los sectores, no limitarse al eléctrico”, y planteó que los instrumentos deben surgir de alianzas con capacidad técnica y financiera.

Por su parte, Claudia Dobles impulsa un modelo de transformación profunda con liderazgo estatal. Propone convertir RECOPE en una empresa pública de energías limpias, orientada al desarrollo de hidrógeno verde, biometano, almacenamiento energético y movilidad sostenible. El ICE mantendría su rol estratégico en generación, transmisión y distribución, con una ampliación de su capacidad geotérmica, y apertura controlada para solar y eólica bajo un esquema solidario.

Su programa incluye una ley que prohíba la exploración y explotación de hidrocarburos, la creación de Ecoparques de Energía con almacenamiento a gran escala, y un marco regulatorio específico para baterías. También plantea facilitar el acceso a crédito para hogares y comunidades, con tarifas justas, para que puedan convertirse en prosumidores.

Desde la Coalición, señalaron que el objetivo es avanzar hacia una economía descarbonizada, con equidad social y liderazgo público, retomando el enfoque ambientalista desarrollado durante los gobiernos del Partido Acción Ciudadana (PAC).

Así, el escenario electoral presenta tres modelos nítidamente diferenciados: uno de apertura de mercado con foco en tarifas, otro basado en tecnología y financiamiento verde, y un tercero orientado a una transición justa liderada desde el Estado.

Las diferencias también se expresan en el rol asignado al ICE. Dobles lo propone como garante del sistema solidario; Ramos lo proyecta como un ente flexible capaz de asociarse estratégicamente; y Fernández lo plantea como un actor más en un mercado abierto.

Respecto a los combustibles, Dobles apuesta por la eliminación total de los fósiles, Ramos por tecnologías emergentes como el hidrógeno, y Fernández por biogás y biometano bajo lógicas de eficiencia.

Este domingo, más de 3.7 millones de costarricenses definirán con su voto no solo quién ocupará la presidencia, sino también qué tipo de transición energética marcará el rumbo del país en los próximos años.

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España consolidó durante 2025 un nuevo récord de crecimiento renovable al instalar 8852,7 MW de capacidad, de los cuales 7896,3 MW correspondieron a energía solar fotovoltaica. Esto representa el 88 % de toda la nueva potencia renovable del año, y eleva el acumulado solar a 48.130,6 MW, de acuerdo con datos de Red Eléctrica. 

La expansión consolida a España como uno de los mercados solares más dinámicos de Europa. Sin embargo, la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) advierte que este avance enfrenta cuellos de botella regulatorios y técnicos que deben resolverse con urgencia para sostener el ritmo y atraer nueva inversión. “El apagón del pasado abril ha puesto de manifiesto los retos que el sistema eléctrico tiene por delante”, manifiesta el presidente de UNEF, Rafael Benjumea.

La asociación subraya que el desarrollo del almacenamiento y el autoconsumo es esencial para mantener la estabilidad de la red y evitar distorsiones como las horas de precios negativos, cada vez más frecuentes. No obstante, ambos segmentos muestran retrocesos. En 2024, solo se instalaron 327 MWh de almacenamiento detrás del contador, un 34 % menos que el año anterior. En autoconsumo, la caída fue del 31 %, con apenas 1.182 MW incorporados.

“La necesidad de acelerar el despliegue del almacenamiento es prioritaria”, plantea Benjumea, quien también llama a fortalecer la red eléctrica y adaptar el diseño de mercado. Según el informe anual de UNEF, existen solicitudes con permiso de acceso por más de 9,5 GW de almacenamiento, pero las barreras administrativas y la ausencia de un marco normativo claro están retrasando su puesta en marcha.

La industria fotovoltaica también pone el foco en los impactos económicos y sociales del sector. En 2024, la fotovoltaica aportó 15.317 millones de euros al PIB nacional y generó empleo para 146.764 personas en toda la cadena de valor. “Somos el país del sol cuando más se necesita la energía solar”, destaca Benjumea, señalando que los proyectos en España resultan hasta el doble de rentables que en otros mercados europeos por su factor de planta.

El sector exige un marco que acompañe el ritmo del despliegue

En el plano normativo, la expectativa está puesta sobre la evolución del Real Decreto-ley 7/2025, que fue derogado tras no superar la convalidación parlamentaria. El texto, que incluía medidas clave para integrar renovables y reforzar el desarrollo del almacenamiento, está siendo reconvertido en un nuevo Real Decreto que, al cierre de 2025, continúa en trámite de audiencia pública. El sector considera clave que este marco legal recoja mecanismos de incentivo, simplifique los procesos de tramitación y establezca garantías para los modelos de negocio de almacenamiento.

Asimismo, UNEF ha presentado propuestas para el diseño del nuevo mercado de capacidad, una figura esperada que podría ofrecer señales económicas a los proyectos que aporten flexibilidad al sistema. “El almacenamiento es una tecnología fundamental para la estabilidad del sistema eléctrico”, sostiene Benjumea. La asociación ya ha elaborado alegaciones sobre esta figura e impulsa la adopción de un esquema que reconozca el valor sistémico de estas soluciones.

En paralelo, avanza la revisión del marco del autoconsumo. Tras la apertura de consulta pública en octubre de 2024, se espera un nuevo Real Decreto que actualice el RD 244/2019, con medidas orientadas a simplificar trámites, flexibilizar el reparto de excedentes y consolidar la figura del gestor de autoconsumo. UNEF participa activamente en el proceso con un decálogo que busca garantizar el cumplimiento del objetivo del PNIEC de alcanzar 19 GW de autoconsumo en 2030.

El contexto de mercado también presiona al sector. El aumento de horas con precios negativos en el pool eléctrico está afectando la rentabilidad de muchos proyectos, especialmente en horas de alta producción solar y baja demanda. Esta situación lleva al sector a pedir una adaptación urgente del marco retributivo, incluyendo ajustes al régimen RECORE y el relanzamiento de subastas que integren criterios de flexibilidad y almacenamiento.

El sector fotovoltaico cierra el año con avances sólidos, pero también con señales de alerta. Más de 40 GW de nueva capacidad renovable han solicitado acceso a red durante 2025, pero solo 4,5 GW obtuvieron autorización. Otros 25 GW fueron rechazados por falta de capacidad y 8,5 GW permanecen en tramitación. La saturación de la red se convierte así en otro factor crítico que limita el crecimiento.

UNEF destaca que el ecosistema solar español dispone de fortalezas únicas, como su base industrial consolidada, su liderazgo en innovación y una generación distribuida que ya comienza a dinamizar economías locales. Pero advierte que estas ventajas deben ir acompañadas por una hoja de ruta clara, con reformas normativas, marcos de incentivo y planificación de red a largo plazo.

“El trabajo realizado en 2024 nos ha preparado para los desafíos actuales”, concluyó Benjumea. Para 2026, el objetivo del sector es sostener el crecimiento sobre una base más estable, flexible y alineada con las exigencias de un sistema eléctrico descarbonizado, resiliente y competitivo.

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La transformación energética de República Dominicana continúa ganando velocidad. Según la última información recopilada por Energía Estratégica, el país cerró 2024 con 2.069 MW de capacidad renovable instalada, y durante 2025 incorporó 13 nuevos proyectos solares y eólicos, lo que elevó el total renovable por encima de los 2700 MW.

Del total de nuevas instalaciones, 12 correspondieron a parques fotovoltaicos y uno al segmento eólico. Los desarrollos solares incluyeron los proyectos Washington Capital 2 y 3 (100 MW combinados), Cotoperí I, II y III (144.18 MW en total), Coastal (110 MW), Lucila, Peravia I y II, Cumayasa 4, Martí y Payita 1, distribuidos a lo largo del año.

Por su parte, el Parque Eólico Esperanza, con 49,5 MW de capacidad, aportó nueva generación eólica desde noviembre. En conjunto, estas incorporaciones sumaron 637,98 MW de nueva potencia limpia, de acuerdo a las fechas de entrada informadas por el SENI.

Con estos ingresos, la República Dominicana alcanzó los 80 proyectos renovables en operación, lo que representa cerca del 45% de la capacidad total instalada del SENI, que asciende a 5.985 MW. Este crecimiento consolidó una matriz más limpia, resiliente y geográficamente diversificada.

La expansión renovable se complementó con la licitación de 600 MW impulsada por la Comisión Nacional de Energía (CNE) y la CDEEE. El proceso recibió 49 ofertas técnicas y económicas, que totalizaron cerca de 3.000 MW. Según pudo relevar Energía Estratégica, las propuestas incluyeron tecnologías solares, eólicas e híbridas con almacenamiento.

“Casi 3.000 MW compiten por un cupo de 600 MW en esta licitación, lo que demuestra el interés del sector privado y el potencial del país”, destacan desde el medio especializado. El proceso priorizó iniciativas con madurez técnica, ubicación estratégica y precios competitivos, alineados con los objetivos de integración renovable y estabilidad del sistema.

En paralelo, los indicadores del sistema reflejaron una eficiencia creciente. Durante 2024, las pérdidas se redujeron al 1,73%, mientras que el costo marginal promedio se mantuvo en 7.319 RD$/MWh, lo que evidenció una operación estable pese a la incorporación masiva de fuentes variables.

Con 80 proyectos renovables en funcionamiento, una licitación estratégica finalizada y más de 2.700 MW limpios conectados al SENI, República Dominicana se consolida como un referente en transición energética para el Caribe y Centroamérica, combinando escala, velocidad de ejecución y una política pública sostenida.

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Colombia superó los 3600 MW de capacidad renovable entre proyectos en operación y en pruebas, lo que representa un 15,6 % de la matriz eléctrica nacional. El salto, impulsado por la estrategia 6GW+ del Ministerio de Minas y Energía, significó un cambio estructural para un país que en 2022 apenas contaba con 200 MW en energías limpias.

Ahora, con parte de su pipeline de proyectos ralentizado y una meta aún distante, el Gobierno se prepara para lanzar en febrero una nueva subasta de largo plazo, exclusivamente renovable. Será la primera licitación de este tipo bajo la administración de Gustavo Petro y apunta a reactivar inversiones, ampliar el parque generador y aumentar la resiliencia del sistema.

El ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, aseguró que “estamos cambiando la matriz eléctrica con decisiones firmes y reglas claras. Democratizamos la generación y llevamos energías limpias a regiones históricamente excluidas”. La estrategia, según detalló, incluyó medidas clave como la liberación de puntos de conexión, licencias ambientales más eficientes y el fomento a la autogeneración distribuida.

¿Corre riesgo la integración renovable andina? Colombia corta suministro eléctrico a Ecuador tras nuevo arancel

Entre los proyectos más relevantes que entraron recientemente se destacan el parque solar Guayepo (486 MW) y La Loma (187 MW). A la vez, la energía eólica comienza a ganar tracción en regiones del norte del país, mientras el componente solar lidera el crecimiento por volumen y viabilidad técnica.

Sin embargo, el avance no fue suficiente para cumplir los objetivos establecidos para el cierre de 2025. Según datos oficiales, la capacidad instalada quedó 2000 MW por debajo de lo previsto, lo que obliga a tomar decisiones rápidas para evitar riesgos de suministro a mediano plazo.

La nueva subasta buscará dar respuesta a ese escenario. El esquema incluirá bloques horarios, franjas específicas para energía solar y, por primera vez, condiciones para proyectos con almacenamiento en baterías. Además, se esperan mecanismos contractuales más flexibles, tanto para adjudicatarios como para posibles compradores institucionales o privados.

El Gobierno confía en que este mecanismo no solo movilizará capital, sino que también generará señales claras de confianza al mercado. “Sin reglas estables, acceso claro a la red y plazos realistas, el riesgo percibido continúa siendo alto”, advirtió Palma.

Desde el Comité 6GW+, la licitación se enmarca en una visión de política pública que integra seguridad energética, justicia social y acción climática. La meta es sostener el ritmo de incorporación renovable, pero con criterios de inclusión territorial, participación ciudadana y estabilidad regulatoria.

Con más de 3600 MW sumados en menos de cuatro años, Colombia confirmó que tiene capacidad técnica, empresarial y política para transformar su matriz. La nueva subasta será el próximo termómetro para saber si ese impulso se mantiene y se profundiza en el tiempo.

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ACCIONA ha iniciado la operación en Chile del primer grupo electrógeno cero emisiones basado en pila de combustible de hidrógeno, aprobado por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).

Esta iniciativa pionera forma parte de un proyecto piloto que la compañía ha implementado para sustituir el uso de grupos electrógenos diésel, mediante soluciones energéticas libres de emisiones, en las obras de ampliación del embalse Carén ejecutadas para la División El Teniente de Codelco.

El equipo, desarrollado y fabricado por la empresa francesa EODev y distribuido en Chile por KH2, es el primero en su tipo que se utiliza en el país para el suministro energético “off-grid” con equipos basados en hidrógeno.

La implementación de esta tecnología permitirá la reducción trimestral de 5.067 litros de combustible fósil, lo que supondrá evitar la emisión de unas 13,6 toneladas de CO2 a la atmósfera, durante este período.

De esta forma, ACCIONA se convierte en la primera empresa en incorporar este tipo de tecnología cero emisiones en la industria de la construcción nacional, respondiendo así a su objetivo de reducir el impacto ambiental de sus proyectos y descarbonizar sus obras.

La reducción de emisiones en el suministro eléctrico en la construcción está cobrando cada vez mayor relevancia y, por tanto, la adopción de nuevas tecnologías y soluciones que apoyen a la descarbonización de las obras en ejecución es una prioridad para la compañía a nivel global.

ACCIONA cuenta con amplia experiencia en la adopción de sistemas electrógenos cero emisiones basadas en pila de hidrógeno. En un proyecto piloto implementado durante la construcción del Recinto Penitenciario Norte III en San Sebastián, la compañía consiguió operar una grúa torre a partir de un generador eléctrico portátil cero emisiones basado en hidrógeno; y en la construcción de la carretera Nuevo Acceso a Alcalá del Valle, en Cadiz, utilizó un grupo electrógeno basado en pila de combustible de H2, alimentado a partir de metanol verde reformado “in-situ”.

Luego, en 2024, ACCIONA adquirió un grupo electrógeno GEH2® cero emisiones basado en pila de combustible de hidrógeno, tras testearlo en las obras de ampliación del Puente Centenario de Sevilla, convirtiéndola en la primera empresa española de construcción en incorporar este tipo de tecnología cero emisiones en una obra.

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La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), en cumplimiento de lo establecido en la Ley General de Electricidad, realizó la revisión trimestral de los costos reales de compra de potencia y energía eléctrica efectuados por las distribuidoras EEGSA, DEOCSA y DEORSA durante los meses de octubre, noviembre y diciembre de 2025. Como resultado de este análisis técnico, se aprobaron los ajustes a las tarifas del servicio de distribución final que estarán vigentes del 1 de febrero al 30 de abril de 2026 para los usuarios regulados.

El comportamiento de las tarifas responde a factores técnicos y económicos propios del funcionamiento del sistema eléctrico nacional. Durante octubre se registró el punto más alto de generación hidroeléctrica; sin embargo, en noviembre y diciembre se observó una disminución progresiva, asociada a la transición estacional del período lluvioso hacia la época seca. Esta reducción fue compensada por un incremento en la generación térmica, lo que permitió garantizar el abastecimiento de la demanda eléctrica. Asimismo, inciden variables como la fluctuación en los precios internacionales de los combustibles, factores macroeconómicos y la dinámica de los contratos de suministro vigentes para cada distribuidora.

En cuanto a la Tarifa Social, que beneficia a aproximadamente 3,8 millones de familias guatemaltecas —equivalentes al 94% de los usuarios del país—, el ajuste refleja estabilidad. Para el trimestre febrero–abril de 2026, DEOCSA y DEORSA registran una reducción del 0.5%, situando sus tarifas en Q2.05 y Q1.98 por kWh, respectivamente. Por su parte, EEGSA mantiene su tarifa en Q1.42 por kWh, sin variación respecto al trimestre anterior. Los usuarios que se mantienen dentro de los rangos de consumo establecidos por el INDE continúan siendo beneficiarios del subsidio que otorga el Gobierno de la República, favoreciendo mensualmente a más de 2,2 millones de familias.

En lo que respecta a la Tarifa No Social, aplicable a aproximadamente 300 mil usuarios (6% del total nacional), también se observan variaciones moderadas. DEOCSA presenta una reducción del 0.7%, mientras que DEORSA disminuye 0.5%. En ambos casos, los ajustes responden a la estructura contractual y a las condiciones específicas de abastecimiento de cada distribuidora. EEGSA no presenta cambios en esta categoría.

La CNEE subraya que este ajuste tarifario trimestral evidencia la madurez y solidez del sistema eléctrico guatemalteco, en el que la regulación técnica y la diversificación de la matriz energética han permitido mantener tarifas estables y previsibles para los usuarios regulados durante los últimos años.

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Energía Estratégica elaboró un informe exclusivo sobre el panorama de las energías renovables y el almacenamiento en baterías en España. El relevamiento registra 50 nuevos proyectos ingresados en tramitación ambiental por un total de 2155,8 MW de nueva potencia ERNC y 485,9 MW BESS.

El informe está disponible de forma gratuita para todas aquellas personas interesadas e incluye análisis especializado y exclusivo, que ofrece datos, cartera de proyectos, visión integral del mercado y herramientas para la toma de decisiones estratégicas, en un contexto donde el avance del sector es sostenido, aunque cada vez más condicionado por cuellos de botella regulatorios y de infraestructura.

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Del total relevado, la fotovoltaica concentra el 79% de la potencia renovable tramitada, con 26 parques que suman 1698,5 MW. Mientras que la energía eólica, con una distribución geográfica más amplia pero de menor tamaño individual, aporta 457,3 MW en 9 proyectos. 

Por su parte, el almacenamiento energético da señales claras de consolidación con 12 proyectos de sistemas BESS que suman 485,9 MW, confirmando su rol estratégico en la arquitectura eléctrica futura.

Los desarrollos solares destacan por su escala, superando en varios casos los 150 MW de capacidad individual. Muchos de ellos integran sistemas híbridos con almacenamiento, una tendencia que se vuelve norma para mitigar riesgos de canibalización de precios, optimizar puntos de conexión y mejorar la eficiencia operativa.

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Este dinamismo se enmarca en un país que, según datos oficiales, incorporó más de 8,8 GW de nueva capacidad renovable en 2025, de los cuales un 88% fue solar fotovoltaica. La cifra refleja tanto la madurez del mercado como el empuje de una política energética que busca cumplir los objetivos del PNIEC revisado, el cual establece 22 GW de almacenamiento operativo para 2030.

Otro aspecto clave resulta en que Energía Estratégica identificó a los principales players del mercado, entre los que se encuentran Iberdrola, Acciona, Naturgy, Endesa (Enel Green Power), Forestalia e Ignis.

Dichas firmas están reconfigurando sus portafolios hacia proyectos híbridos y soluciones de almacenamiento stand-alone, con casi 60 GW de potencia instalada, en construcción o fase de desarrollo que forman parte de amplios objetivos globales hacia las energías verdes.

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Incentivos, barreras y oportunidades: la otra cara del mercado

El reporte también destaca el papel que están jugando los incentivos públicos para sostener el ritmo inversor, con énfasis en el programa FEDER del IDAE, que ya adjudicó 818 millones de euros en ayudas no reembolsables a 126 proyectos de almacenamiento..

Además, el sector está expectante del lanzamiento del mercado de capacidad, cuya primera subasta podría celebrarse en el primer semestre de 2026, en caso de contar con la aprobación de la Comisión Europea. Esta herramienta será clave para generar ingresos estables a largo plazo para proyectos de almacenamiento y generación firme.

Sin embargo, el informe de Energía Estratégica no elude los desafíos, ya que uno de los grandes cuellos de botella están vinculado a la permisología (puede demorar entre 18 y 24 meses) y la saturación de más del 80% de los nudos de la red, lo que limita las nuevas conexiones y obliga a reconfigurar modelos de negocio hacia estructuras híbridas.

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Por otro lado, se abre una nueva frontera energética en los centros de datos, donde ya se han otorgado 12 GW de potencia eléctrica, aunque se espera que solo entre 2 y 3 GW se concreten al 2030. Empresas como Forestalia, Iberdrola y Go Energy lideran acuerdos con operadores como Microsoft, Amazon, Google y Data4, integrando generación renovable, PPAs a largo plazo y soluciones de almacenamiento.

En conclusión, el informe de Energía Estratégica expone una transición energética en marcha, con tecnologías maduras, actores consolidados y un ecosistema de inversión activo pero exigente, donde el almacenamiento y la hibridación se convierten en los pilares clave para la viabilidad futura de los proyectos renovables en España.

Y bajo ese contexto es que el próximo 12 de febrero se llevará adelante el encuentro Future Energy Summit (FES) Iberia Renewables & Storage en la ciudad de Madrid, que marcará el inicio de la gira internacional 2026 de FES.

El evento reunirá a cientos de referentes del sector público y privado para abordar cómo avanza la transición energética en la región en un escenario donde se aceleran los marcos regulatorios y se abren nuevas oportunidades de negocio. ¡Entradas disponibles!

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México atraviesa un momento clave en la transformación de su infraestructura energética y tecnológica. La expansión de servicios digitales y la irrupción de la inteligencia artificial están impulsando una carrera por instalar centros de procesamiento a gran escala, cuya operación requerirá hasta 1,5 gigavatios (GW) de energía exclusivamente para centros de datos hacia 2030. El fenómeno promete movilizar más de 18.000 millones de dólares en inversiones en los próximos cinco años, redefiniendo el equilibrio entre demanda eléctrica, sostenibilidad y competitividad regional.

Desde la Asociación Mexicana de Data Centers (MEXDC) advierten que esta evolución solo será viable si se fortalecen las redes de transmisión eléctrica y la disponibilidad energética.

“El país necesita construir la infraestructura de conectividad y suministro con anticipación, o se perderá una oportunidad estratégica para el desarrollo económico y tecnológico”, señalan.

Actualmente, México cuenta con 250 MW en operación y 74 MW en construcción, cifras que apenas representan una fracción de lo que se necesitará hacia el final de la década. La MEXDC estima que para 2030, la potencia total deberá multiplicarse por seis para acompañar la evolución de la infraestructura crítica.

“El reto no es solo energético, también es regulatorio, logístico y ambiental”, destacan desde la asociación.

En cuanto a distribución geográfica, México concentra actualmente 14 centros de datos en operación, según el relevamiento de Data Center Map. 

Querétaro se posiciona como el epicentro de este ecosistema emergente. De acuerdo con cifras oficiales, la demanda de energía asociada a este tipo de instalaciones ya supera los 200 megavatios (MW), lo que ha impulsado un despliegue acelerado de parques industriales orientados a albergar infraestructura digital.

“La presión sobre la red energética es constante, por eso trabajamos en ampliar la capacidad de suministro”, manifiestan desde la Secretaría de Desarrollo Sustentable de Querétaro. 

 Además, el fenómeno se expande con rapidez hacia regiones como Nuevo León y Jalisco, donde convergen condiciones favorables como conectividad, disponibilidad de suelo y cercanía a nodos industriales.

El despliegue incluye a Microsoft, Google, Amazon, KIO, ODATA/Aligned, Equinix y Ascenty, que ya tienen proyectos activos o en planificación. La escala de estos actores no solo impulsa el crecimiento del sector, sino que introduce nuevos estándares de eficiencia energética y exigencias en materia de sostenibilidad, que presionan al sistema eléctrico mexicano a evolucionar.

En este contexto, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) ejecuta obras para reforzar el abastecimiento eléctrico en el Bajío. El objetivo es acompañar la creciente necesidad de potencia derivada de servicios en la nube, inteligencia artificial y edge computing. Desde la empresa estatal confirman que se trata de un movimiento estratégico para consolidar a México como un hub digital regional.

Algunas compañías ya avanzan con proyectos de alto impacto. Scala Data Centers, por ejemplo, anunció una inversión de 80 millones de dólares para construir su primer campus en el país. Ubicado en Querétaro, el nuevo centro contará con una capacidad inicial de 5 MW, escalable a 28 MW, y funcionará 100% con energía renovable certificada.

“Es el primero de varios pasos en nuestra estrategia de expansión sostenible en América Latina”, afirman desde la compañía.

El compromiso ambiental se vuelve central a medida que aumenta el consumo eléctrico. Muchas de las empresas del sector, que previamente prometieron operar con energía verde antes de 2025, enfrentan ahora el desafío de cumplir esa meta en medio de una demanda creciente. El riesgo, advierten algunos analistas, es que la expansión digital termine acelerando el uso de fuentes fósiles si no se garantiza la disponibilidad renovable en tiempo y forma.

Avance renovable en México: planes estatales y privados

Cabe recordar que recientemente el Gobierno mexicano lanzó una convocatoria para actores privados, en la que se adjudicaron más de 3,3 GW de nueva capacidad renovable junto con 1.257 MW en sistemas de almacenamiento (BESS).

Estos proyectos, promovidos por empresas globales como Iberdrola, Sunstone Power —financiada por Copenhagen Infrastructure Partners— y Dhamma Energy, aportarán respaldo al sistema eléctrico en momentos de alta exigencia, como los que generan los centros de datos hiperescala.

Desde el sector público, la CFE también avanza con un plan de expansión que incluye más de 1.500 MW nuevos en generación renovable y almacenamiento, con inversiones superiores a los 29.000 millones de pesos mexicanos.

Entre los proyectos estratégicos se destaca la ampliación del complejo solar de Puerto Peñasco, que alcanzará 1 GW con respaldo en baterías, y nuevos desarrollos híbridos en estados como Coahuila. Además, la empresa estatal tiene 66 proyectos de transmisión calendarizados para el bienio 2025–2026, con el fin de garantizar estabilidad y cobertura en regiones de alta demanda tecnológica.

“La oportunidad está sobre la mesa, pero requiere acción inmediata”, enfatizan desde MEXDC.

La combinación de demanda energética acelerada, inversiones millonarias y presión por descarbonizar plantea un escenario inédito para México: ¿podrá el país traducir esta expansión digital en un motor para acelerar su transición hacia energías renovables?

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Durante el año 2025, el sistema eléctrico dominicano vertió un total de 189.057 megavatios hora de energía renovable no convencional, principalmente solar. Esta cifra representó una pérdida económica estimada en 30,25 millones de dólares, o más de 1.935 millones de pesos dominicanos, según un análisis elaborado por AABI Group.

El documento explicó que se trató de energía limpia disponible, que no pudo ser aprovechada por limitaciones técnicas del sistema. Este fenómeno, conocido como curtailment, se consolidó como una de las principales barreras para el aprovechamiento pleno de las renovables en el país.

Uno de los eventos más críticos ocurrió el 25 de diciembre de 2025, cuando se identificó un vertimiento superior a los 1.000 megavatios solares durante el día. Situaciones similares se repitieron el 18 de enero de 2026, con generación solar excedente que no pudo ser inyectada por la operación paralela de centrales térmicas e hidroeléctricas.

AABI Group sostuvo que la infraestructura actual no permite absorber la creciente participación de renovables. “El sistema necesita herramientas de gestión de demanda, almacenamiento y despacho más dinámico si se quiere integrar más energías renovables sin desperdicio”, señaló en su análisis.

República Dominicana le pone reglas al BESS: la opinión del superintendente de Electricidad y el anticipo de una regulación más amplia

Almacenamiento como respuesta estructural

Frente a este panorama, la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) propuso implementar sistemas de almacenamiento en baterías tipo standalone BESS, que permitirían capturar la energía renovable no utilizada y liberarla en momentos de mayor demanda.

En el análisis se indicó que “los BESS son fundamentales para reducir el vertimiento y mejorar la eficiencia del sistema eléctrico dominicano”. Además, se planteó que su instalación debe comenzar por las zonas con mayor concentración de proyectos solares.

En términos regulatorios, se mencionó que se están dando pasos para habilitar esta tecnología, aunque su despliegue aún no se concretó. Mientras tanto, el fenómeno del vertimiento mostró un comportamiento creciente a lo largo del año. Octubre, noviembre y diciembre fueron los meses más críticos, con más de 20.000 MWh vertidos cada uno.

El documento advirtió que la tendencia se volvió estructural desde mediados de 2025, en paralelo al ingreso de nueva capacidad renovable sin expansión equivalente en infraestructura de respaldo.

Además del impacto técnico, las pérdidas representan un problema económico para los inversionistas. Según el informe, cada megavatio hora no inyectado implica energía no vendida, afectando ingresos y señales de mercado. También advirtió que “la ventana de oportunidad para corregir esto es corta: si no se implementan medidas en 2026, el vertimiento podría duplicarse con la entrada de nuevos proyectos”.

Concluyó que el almacenamiento, junto con cambios en la planificación operativa y la normativa, es indispensable para evitar que la transición energética dominicana pierda eficiencia y atractivo para nuevas inversiones.

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Con una estrategia de expansión progresiva, TCL Solar se propone consolidar su posicionamiento en América Latina durante los próximos años. El plan no busca una presencia homogénea en toda la región, sino un avance calibrado según la madurez de cada mercado, las condiciones regulatorias y el potencial de desarrollo local.

El objetivo central de esta hoja de ruta es convertir a la marca en un socio tecnológico confiable, con soluciones adaptadas a cada entorno, una propuesta de valor robusta y visión estratégica.

 “Llevamos adelante un crecimiento ordenado y alineado con cada mercado, acompañando el desarrollo con tecnología de calidad y relaciones duraderas”, sostuvo María Urrea, Country Manager Cono Sur LATAM de TCL Solar, en entrevista con Energía Estratégica.

El portafolio actual de la empresa incluye tecnologías avanzadas como Back-Contact (BC), tipo N de media celda, y una solución propia basada en tecnología shingle, que mejora el rendimiento energético de los proyectos y favorece el LCOE. 

Estas soluciones permiten responder a distintas exigencias del mercado latinoamericano: alta eficiencia, confiabilidad operativa y costos competitivos, en un contexto donde las condiciones climáticas y la presión por resultados robustos requieren máxima adaptabilidad.

Urrea explicó que estas tecnologías permiten a la compañía “optimizar el desempeño en distintas condiciones, reducir riesgos técnicos y aportar a un menor costo nivelado de la energía”, una fórmula clave en los segmentos utility scale, comercial e industrial.

América Latina ha cobrado una relevancia creciente dentro del mapa global de TCL Solar. Sus altos niveles de demanda, diversidad de marcos normativos y necesidad de soluciones energéticas sostenibles hacen que la región sea ideal para profundizar alianzas y adaptar el modelo de negocio. 

Lejos de aplicar una estrategia única, la empresa evalúa país por país, considerando variables como bancabilidad de proyectos, licitaciones activas, capacidad técnica instalada y entorno macroeconómico.

Con ese enfoque, TCL Solar espera que la región adquiera un mayor protagonismo hacia 2026, no solo en volumen de proyectos, sino también como plataforma estratégica para desarrollar soluciones híbridas y modelos operativos de largo plazo.

En ese marco, el almacenamiento de energía aparece como un eje de transformación clave. La integración de baterías a proyectos solares responde a una demanda estructural de mayor flexibilidad, estabilidad de red y eficiencia operativa. “Todo indica que 2026 puede marcar un punto de inflexión en la incorporación de almacenamiento en proyectos solares”, anticipó Urrea. La compañía ya se prepara con soluciones integradas, consciente de que los modelos híbridos ganarán relevancia en licitaciones y contratos.

Sin embargo, para que este tipo de soluciones escalen, será necesario que los marcos regulatorios avancen con mayor previsibilidad. 

Urrea subrayó que “es fundamental que existan reglas claras de largo plazo, especialmente en esquemas de contratación, acceso a la red y reconocimiento del almacenamiento”. La institucionalidad y coherencia de las políticas públicas serán determinantes para atraer capital, reducir riesgos y mejorar la bancabilidad.

Junto con estos desafíos estructurales, la región enfrenta obstáculos vinculados al acceso al financiamiento y a ciertas limitaciones de infraestructura. TCL Solar responde a este contexto con una estrategia que prioriza la calidad de producto, soporte técnico desde el diseño hasta la operación y un respaldo corporativo sólido que ofrece confianza a largo plazo.

En licitaciones, la empresa se posiciona como un aliado estratégico que entiende las exigencias técnicas y financieras del proceso. 

El diferencial está en una oferta competitiva respaldada por tecnología confiable, soporte local especializado y solidez financiera, factores que se vuelven críticos en un entorno donde los precios ya no son el único factor decisivo.

Con esta hoja de ruta, TCL Solar refuerza su apuesta por América Latina como eje de expansión. En 2026, la expectativa es consolidar un modelo de presencia regional adaptado, con foco en soluciones eficientes y alianzas duraderas que impulsen la transición energética en mercados clave.

La entrada TCL Solar traza su hoja de ruta de 2026 para consolidarse como socio tecnológico clave en LATAM se publicó primero en Energía Estratégica.

Future Energy Summit (FES) vuelve a Madrid para una nueva edición de FES Iberia Renewables & Storage, el encuentro que dará inicio al recorrido internacional 2026 de la gira de encuentros de profesionales del sector de las energías renovables. 

La cita de FES Iberia será el 12 de febrero y reunirá a más de 50 líderes empresariales y funcionarios de alto nivel de Europa, consolidándose como uno de los espacios más influyentes para el análisis de tendencias y toma de decisiones estratégicas en materia de transición energética.

ENTRADAS DISPONIBLES

Uno de los paneles más esperados será “El futuro de los proyectos fotovoltaicos en España con el almacenamiento como aliado”, que contará con la participación de Ignis Energía, Yingli Solar, Huawei y Schletter, y que pondrá el foco en los nuevos esquemas de integración tecnológica, regulatoria y financiera que permiten optimizar la operación de plantas solares mediante soluciones BESS.

Ignis Energía, uno de los desarrolladores más activos del país, participará desde su visión de crecimiento en escala y diversificación de mercados. La compañía gestiona actualmente una cartera de más de 10 GW en España y 30 GW a nivel global, con proyectos distribuidos en Europa, América y Asia. 

Desde la perspectiva tecnológica, Yingli Solar aportará su experiencia como fabricante de módulos fotovoltaicos de alto rendimiento. En la edición pasada del evento, la compañía presentó el Plateau Panda 3.0, un módulo con 750 W de potencia y 24,1 % de eficiencia, que permite reducir el CAPEX en un 1,5 % y el LCOE hasta en un 2,9 %. 

Actualmente, su enfoque está puesto en la evolución de la tecnología N-Type TOPCon, así como en el desarrollo de futuras soluciones con células tándem y materiales como perovskita, con el objetivo de superar el 30 % de eficiencia celular.

ENTRADAS DISPONIBLES

Huawei, por su parte, presentará su visión sobre la infraestructura inteligente que acompaña la transición energética. La compañía ha lanzado recientemente productos clave para el segmento comercial e industrial (C&I), como los inversores SUN2000-150K-MG0 y 30–50K-MC0, así como el sistema LUNA2000-215, el primer sistema de almacenamiento con enfriamiento híbrido del sector. 

Estas soluciones están diseñadas para mejorar la eficiencia operativa, la seguridad y la adaptabilidad a diferentes escalas de implementación.

El panel también contará con la participación de Schletter, proveedor global de estructuras metálicas para energía solar, que viene reforzando su presencia en Europa, en particular en España y Portugal. 

La empresa desarrolla sistemas de inclinación fija, adaptados para entornos exigentes, con enfoque en facilidad de instalación, transporte optimizado y reducción del LCOE. Además, impulsa soluciones específicas para el segmento agri-PV, con estructuras que permiten la convivencia entre cultivos agrícolas y generación solar.

ENTRADAS DISPONIBLES

En esta edición, FES Iberia pondrá especial foco en el almacenamiento energético como eje transversal para la evolución del mercado fotovoltaico. Por lo que el evento no solo se posiciona como un espacio de debate técnico y estratégico, sino también como un entorno privilegiado para el desarrollo de negocios. 

Y como es habitual en la gira FES, se destacarán los espacios de networking de alto valor, donde cientos de representantes de empresas líderes y autoridades del sector público avanzan en acuerdos, alianzas y contratos que promueven el desarrollo energético sostenible en la región.

ENTRADAS DISPONIBLES

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El precio de la energía renovable en Argentina se encuentra atravesado por dos realidades paralelas: por un lado, los contratos resultantes de licitaciones públicas, como RenovAr o esquemas con obras asociadas; por el otro, los acuerdos entre privados del Mercado a Término (MATER), donde rige la lógica de competencia directa entre actores del sector.

En los mecanismos licitatorios públicos tradicionales, los valores adjudicados han oscilado históricamente, de modo que el promedio varía entre USD 60 y 110,5 / MWh, según el momento en que se llevó a cabo la convocatoria, el tipo de tecnología, ubicación y condiciones de financiamiento. 

En cambio, en el Mercado a Término, donde rigen contratos bilaterales entre privados sin subsidios ni precios regulados, los valores más recientes se sitúan en torno a USD 60–70 / MWh, marcando una brecha de hasta 50% respecto a los valores más altos de las subastas públicas. 

“Los precios están más cerca del orden de los USD 60 / MWh y el mercado está bastante competitivo, pero no creemos que baje de esos valores”, señaló una fuente cercana a Energía Estratégica que ha participado en dicho mecanismo. 

“MATER solar y eólica es más barato que las compras conjuntas de las licitaciones públicas. Pero el número final dependerá del contrato, offtaker, plazos, factor de carga, zona donde se ubique del proyecto, entre otras más variables”, afirmaron desde otra compañía. 

La particularidad es que los actuales contratos entre privados suelen tener menores, el abanico es muy amplio entre 3 a 10 años de abastecimiento contra los 20 años de promedio de las convocatorias públicas organizadas por el gobierno tiempo atrás, según pudo averiguar este portal de noticias.

¿Cuál es el panorama de cada modelo? Las licitaciones públicas incluyen rangos de iniciativas como distintas rondas del Programa RenovAr y RenMDI, entre otras, que entre 2016 y 2023 adjudicaron 5929 MW de potencia en 283 contratos PPA.

Aunque cabe aclarar que CAMMESA sólo menciona que hay 123 contratos vigentes a un costo MEM promedio de USD 73,5 / MWh, el cual refleja el costo final de la energía de los contratos, incluyendo factores de incentivo y actualización, así como el reconocimiento de costos de mercado. 

Por el lado del Mercado a Término de Energías Renovables, el mecanismo de adjudicación se da a travé de la tradicional prioridad de despacho para abastecer a grandes usuarios, además de los mecanismos implementados desde 2023 por la Resolución SE 360, que habilita desarrollos condicionados a obras de transmisión o a la ampliación de demanda.

Según el último informe publicado por CAMMESA, se adjudicaron 136 proyectos con prioridad de despacho que totalizan 6019,7 MW. De ese total, 96 corresponden a la categoría MATER Pleno, con una potencia combinada de 3726,5 MW, mientras que los restantes 40 se encuadran en la categoría Referencial A, con 2293,2 MW. 

No obstante, sólo 85 de esos desarrollos están en operación efectiva, aportando 3646,5 MW al sistema. Esto refleja las barreras persistentes para que la potencia comprometida se convierta en energía despachada, principalmente por limitaciones de infraestructura.

A ese volumen se suman otros 3015 MW adjudicados bajo esquemas que exigen obras asociadas o justificación por incremento de demanda, y que se encuentran aún en distintas fases de avance. Esta expansión progresiva ha sido la vía para sostener la actividad mientras se aguardan definiciones sobre licitaciones de concesión privada en redes de alta tensión.

Reglas nuevas, mercado nuevo

A partir de los nuevos lineamientos de la Secretaría de Energía, las distribuidoras deberán cubrir al menos el 75% de su demanda estacionalizada a través de contratos bilaterales, lo que traslada la responsabilidad de compra a cada actor del mercado. Esta nueva exigencia impulsa un rol operativo central para el MAT, que se transforma en la herramienta principal para estructurar acuerdos a medida.

Y si bien esto se vio como un paso favorable, también el gobierno rehabilitó a centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares a participar en contratos a término, siempre que tengan fecha de habilitación posterior al 1 de enero de 2025, lo que amplía la oferta disponible y suma presión al segmento renovable, que deberá competir por precio y eficiencia.

“Está cambiando el mercado. Ahora que se abrió el MAT habrá que ver cómo siguen los contratos para abastecer a los grandes usuarios. Es muy nuevo los impactos de la reciente regulación, así que habrá que esperar un poco para ver cómo se desarrolla el sector”, apuntaron desde el sector.

Por lo que a futuro, el dinamismo del mercado dependerá de la capacidad de negociación de los actores, la mejora en la infraestructura eléctrica y el marco político que termine de consolidar esta transición.

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La inversión internacional observa con atención el comportamiento regulatorio de los países de Centroamérica y el Caribe de cara a 2026. Y lo que definirá el flujo de capital será la capacidad de cada país de ofrecer marcos normativos claros, licitaciones bien estructuradas y planificación seria en el tiempo.

Ese es el criterio con el que el financiamiento internacional evalúa oportunidades en sectores como energía, infraestructura logística, almacenamiento, digitalización y electrificación del transporte. Y es también el punto de partida para comprender el estado de situación de tres países clave de la región: Panamá, Costa Rica y República Dominicana.

«2026 no será un año de euforia, pero sí muy interesante y decisivo para la inversión», advirtió William Villalobos, CEO de Core Alliance, en diálogo con este medio.

«El capital estará, pero será más selectivo: buscará países con reglas claras, planificación seria y proyectos bien estructurados, especialmente en energía e infraestructura», afirmó.

Panamá: contratos firmes, pero con pliegos aún en revisión

En un contexto donde la volatilidad del mercado spot eléctrico dejó marcas, Panamá trabaja para reposicionar su matriz energética bajo nuevas reglas. La hoja de ruta oficial incluye licitaciones escalonadas entre 2026 y 2028, con contratos de hasta 20 años para nuevos proyectos eólicos e hidroeléctricos, y otros más breves según tecnología.

Este enfoque busca reducir el riesgo comercial, facilitar el acceso al financiamiento y garantizar estabilidad de precios. Pero los pliegos aún generan ajustes. La postergación de la licitación LPI ETESA 01‑25 fue resultado de la necesidad de equilibrar la competencia entre tecnologías renovables y dar más aire a propuestas con almacenamiento o esquemas híbridos.

“Panamá llega a 2026 con una oportunidad muy clara de consolidarse como hub logístico y energético”, sostuvo Villalobos. “Tiene datos, planificación y una institucionalidad que el mercado conoce. La clave va a estar en transformar esa planificación en señales de mercado concretas: subastas bien diseñadas, reglas claras para potencia firme, almacenamiento y expansión de red.”

Costa Rica: año electoral y expectativas contenidas

Costa Rica enfrenta 2026 con la presión de definir el rumbo de su modelo eléctrico. Las elecciones presidenciales abrirán un nuevo ciclo institucional en un momento en el que se acumulan tensiones en torno a los costos, las tarifas y la modernización del sistema.

Pese a contar con una matriz limpia y alta penetración renovable, el país necesita renovar su marco de concesiones eléctricas y dar espacio a nuevos actores. Las empresas distribuidoras cooperativas y municipales agrupadas en CEDET impulsan proyectos solares, eólicos y de almacenamiento bajo esquemas público‑privados que requieren habilitaciones regulatorias más flexibles.

El Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE) trabaja en la actualización del reglamento que rige estas concesiones. Su alcance será determinante para viabilizar inversiones en segmentos clave de la transición energética.

Villalobos explicó que “la inversión va a depender mucho de si el país logra dar certezas regulatorias y habilitar nuevos proyectos sin introducir rigideces innecesarias”. Según remarcó, Costa Rica puede destrabar inversión sin sacrificar su modelo ni su liderazgo regional, si alinea regulación, concesiones y planificación con esa realidad.

República Dominicana: nueva convocatoria ERNC y regulación de baterías

Con casi 3000 MW ofertados en la licitación de 600 MW renovables con almacenamiento, República Dominicana no solo atrae inversión: marca tendencia. La participación masiva de empresas en este proceso es reflejo de un ecosistema donde se conjugan crecimiento de demanda, voluntad política e incentivos normativos.

En paralelo, la Superintendencia de Electricidad avanzó en la publicación de la resolución SIE‑178‑2025‑MEM, que establece las reglas técnicas mínimas para integrar sistemas de baterías. Esto incluye control de rampas, respuesta de frecuencia y garantías de estabilidad operativa, factores esenciales para una red que suma generación variable.

“República Dominicana probablemente será uno de los mercados más dinámicos de la región. Hay crecimiento sostenido de la demanda eléctrica, turismo e industria, y un regulador que ha venido afinando el marco normativo. El reto no es atraer inversión, sino gestionar bien ese crecimiento para que sea sostenible y eficiente.””, sostuvo Villalobos.

Y en un entorno donde la regulación se vuelve más sofisticada, el financiamiento más exigente y la interacción público‑privada más compleja, no avanzan necesariamente los proyectos más grandes, sino los mejor estructurados.

Así lo planteó Villalobos: “Hoy no alcanza con tener un buen recurso energético o un sponsor sólido; se necesita articular lo legal, lo técnico y lo institucional en una estrategia coherente.”

Los tres países analizados ofrecen oportunidades concretas, pero la ejecución dependerá de variables comunes: contratos que repartan bien los riesgos, normativas técnicas claras, coordinación interinstitucional y reglas que se mantengan estables en el tiempo. Sin esos elementos, la competitividad del sector renovable pierde tracción, incluso si la demanda crece.

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Factiun, empresa especializada en el diseño y suministro de estructuras y trackers para plantas fotovoltaicas a gran escala, anuncia la apertura de su filial en Italia, un paso clave dentro de su política de expansión internacional y de refuerzo de su presencia en mercados estratégicos para la transición energética.

La entrada directa en el mercado italiano responde al crecimiento sostenido del sector fotovoltaico en el país, impulsado por los objetivos europeos de descarbonización, el aumento de proyectos utility-scale y la necesidad de soluciones técnicas altamente especializadas, adaptadas tanto a las condiciones del terreno como a la normativa local.

Como parte de esta implantación, Factiun ha reforzado su estructura en Italia con la incorporación de perfiles estratégicos de amplia experiencia en el sector. La nueva filial estará liderada por Raffaella Bisconti, quien asume el cargo de Country Manager – Italy, y contará con Andrea Giordano como Construction Manager, fortaleciendo así las capacidades técnicas, operativas y de gestión de proyectos en el país.

Italia se consolida como uno de los mercados solares más relevantes del sur de Europa, con un pipeline creciente de nuevos desarrollos y una clara apuesta por tecnologías que maximicen la eficiencia, la durabilidad y la optimización del terreno. En este contexto, Factiun trasladará al país su know-how en soluciones como Factiun TRX®, su tracker solar, y Factiun FIX®, su sistema de estructura fija, ambos diseñados para proyectos de gran escala y entornos complejos, incluidos desarrollos que requieren compatibilizar la producción energética con otros usos del suelo, como la agrivoltaica.

Gracias a la capacidad de adaptación de sus soluciones estructurales, Factiun puede dar respuesta a proyectos que integran generación fotovoltaica y actividad agrícola, una tipología con creciente interés en Italia por su contribución a la sostenibilidad, la eficiencia del territorio y la aceptación social de las instalaciones solares.

El grupo cuenta además con experiencia previa en el mercado italiano, donde ya ha participado en distintos proyectos fotovoltaicos, aportando soluciones técnicas con Factiun TRX® adaptadas a las particularidades del territorio. Esta trayectoria previa ha sido clave para consolidar la decisión de establecer una presencia local permanente.

En línea con esta apuesta estratégica, Factiun refuerza también su visibilidad y posicionamiento en el mercado italiano con su participación en KEY – The Energy Transition Expo, una de las ferias de referencia del sector energético en Europa, que se celebra en Rimini. La presencia en este evento permite a la compañía afianzar relaciones con promotores, EPCs y actores clave del sector, así como mostrar sus soluciones tecnológicas para el desarrollo de proyectos fotovoltaicos utility-scale.

“La apertura de esta filial en Italia es un paso natural en nuestra evolución como compañía internacional. Nos permite estar más cerca del mercado, entender mejor sus necesidades específicas y aportar soluciones técnicas de alto valor añadido, respaldadas por un equipo local y por la experiencia acumulada del grupo en el país”, señala Pablo Landa, CEO de Factiun.

Con esta implantación, Factiun continúa avanzando en su estrategia de crecimiento internacional, que ya le ha llevado a desarrollar proyectos y presencia comercial en distintos países europeos, reafirmando su posicionamiento como proveedor tecnológico de referencia en el ámbito de las energías renovables.

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La Cámara de Generadores y Cadena de Valor de Energías Renovables (CEA) de Argentina dio a conocer los principales indicadores de generación renovable de 2025 en base a datos oficiales de CAMMESA.

Durante 2025, las energías renovables cubrieron el 40,21% de la demanda eléctrica nacional (contando grandes hidroeléctricas), consolidando su aporte estructural a la matriz energética argentina. Esto significa que, de cada 10 MWh consumidos en el país, 4 MWh fueron abastecidos con energía renovable.

En ese contexto, los socios de la CEA registraron 16284 GWh, equivalente al 68,8% de la generación nacional eólica y solar, y por décimo año consecutivo mantuvieron un rol protagónico en el desarrollo del sector, reafirmando el liderazgo de la Cámara como espacio representativo del sector y su cadena de valor en Argentina.

En 2025, la generación renovable alcanzó un total de 56799 GWh. Asimismo, la demanda total de energía eléctrica alcanzó 141.249,245 GWh y la generación renovable permitió cubrir el 40,21% de dicha demanda.

En cuanto a la composición tecnológica de la matriz renovable 2025, el aporte se explicó principalmente por:

• 52,2% Hidro > 50 MW
• 2,5% Hidro < 50 MW  (Pequeños aprovechamientos hidráulicos)
• 33,4% Eólica
• 9,2% Solar
• 2,8% Bioenergías (Biomasa + Biogás)

En paralelo, el desempeño del sector energético continuó consolidándose como motor de la actividad económica y del comercio exterior. Según destacó recientemente el Ministerio de Economía, 2025 marcó un récord histórico del saldo comercial energético, con el superávit más alto del que se tiene registro (USD 7.815 millones), y exportaciones también récord por USD 11.086 millones. En este marco, la energía continúa consolidando su aporte al crecimiento económico, a partir de mayor previsibilidad y reglas claras para la inversión privada.

En este contexto, cabe señalar que del superávit comercial energético superior a los siete mil millones de dólares, aproximadamente un 20% se explica por el desplazamiento de generación térmica basada en gasoil y fuel oil hacia energías renovables no convencionales.

Si bien el saldo comercial positivo está fuertemente asociado al crecimiento de Vaca Muerta, resulta relevante destacar que el sector de las energías renovables también ha contribuido de manera significativa a este resultado, particularmente a través de la reducción de importaciones de combustibles líquidos para generación eléctrica.

Durante 2025, el sector renovable también avanzó en la consolidación de su crecimiento mediante el ingreso en operación de nueva capacidad instalada: se incorporaron 738 MW de nueva potencia renovable. En particular, se registró la entrada en operación de nuevos proyectos solares, eólicos y de bioenergía en distintas provincias del país, mediante contratos MATER, RenovAR y RenMDI, entre otros esquemas.

Entre las incorporaciones del año se destacan desarrollos solares en Mendoza (Anchoris y Los Molles), Chaco (La Perla, Charata y Villa Ángela), Córdoba (Villa de María Río Seco) y Salta (Granja Solar San Carlos), así como proyectos eólicos en Buenos Aires (La Rinconada y Vientos Olavarría) y centrales de biomasa en Corrientes y Misiones.

Más allá de los indicadores de generación, la CEA destacó el fortalecimiento de la cadena de valor renovable, integrada por desarrollo de proyectos, ingeniería, logística, proveedores técnicos e industriales, operación y mantenimiento (O&M), monitoreo y digitalización, con impacto directo en empleo calificado, inversión y desarrollo territorial.

Y de cara a 2026, la Cámara remarcó la importancia de sostener el crecimiento del sector con reglas previsibles, planificación de infraestructura eléctrica y fortalecimiento continuo de la cadena de valor local.

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La Superintendencia de Electricidad de República Dominicana, a través de la entrada en vigor de la Resolución SIE-007-2026-REG, formalizó por primera vez un esquema integral para que usuarios – generadores conecten sus sistemas —principalmente de origen renovable— a las redes de distribución en media y baja tensión.

El reglamento, de cumplimiento obligatorio, redefine procedimientos, criterios técnicos y compensaciones económicas, en línea con las exigencias de un sistema eléctrico más participativo y eficiente.

A partir de ahora, todas las solicitudes deberán tramitarse a través de una plataforma digital, que cada distribuidora tendrá que habilitar en un plazo máximo de 30 días laborables. El proceso incluye dos etapas claras: una certificación de factibilidad —que no podrá demorar más de 10 días hábiles— y una inspección final tras la cual se instalará un medidor bidireccional digital y se firmará el acta de interconexión.

La potencia máxima permitida estará limitada por el consumo histórico del usuario, con un 10% adicional en baja tensión (hasta 10 kW) y 5% en media tensión; sumado a que se introducen exigencias de calidad como control de distorsión armónica, límites de parpadeo (flicker) y obligación de integrar protecciones anti-isla, interruptores de acoplamiento y sistemas bajo norma IEEE 1547.

Uno de los puntos más relevantes es la estructura de facturación bajo el modelo de medición neta, ya que el balance de energía se realizará mes a mes y, si el usuario inyecta más de lo que consume y los créditos se trasladarán al siguiente periodo.

Además, el reglamento dispone que al 31 de enero de cada año, los excedentes no utilizados se pagarán al 100% del precio promedio de referencia publicado por la CNE. El esquema incluye también un cargo fijo y, en algunos casos, un 25% del cargo por uso de red aplicado sobre la energía inyectada.

Un contexto de expansión renovable

La normativa llega en un momento clave para el sector energético dominicano con más de 30 empresas que compiten por adjudicarse 600 MW renovables, con propuestas que en total suman casi 3000 MW. Esto confirma que la existencia de reglas claras moviliza capital y acelera la inversión en infraestructura energética descentralizada.

En paralelo, la SIE publicó un marco técnico obligatorio para sistemas de almacenamiento BESS, que exige funcionalidades como control de frecuencia, rampas, regulación de tensión sin referencia externa y capacidad de operar en modo «grid forming». Asimismo, los sistemas deberán reportar en tiempo real su estado de carga y parámetros operativos al Centro de Control de Energía y al Organismo Coordinador.

«La resolución no es aislada, sino un pilar técnico en la construcción de un marco regulatorio integral”, habría declarado en exclusiva el superintendente de Electricidad, Andrés Astacio. 

La resolución también contempla un período de transición de cinco años para que los usuarios con contratos anteriores de medición neta puedan adaptarse a las nuevas condiciones sin afectar derechos adquiridos. Las empresas distribuidoras, por su parte, deberán informar mensualmente a la SIE sobre nuevos proyectos conectados, fortaleciendo el control regulatorio y la trazabilidad del parque distribuido.

Con esta medida, República Dominicana se alinea con las mejores prácticas internacionales, asegurando calidad técnica, seguridad operativa y una señal económica directa para los usuarios generadores. La resolución no solo moderniza el vínculo entre quienes producen energía y la red, sino que crea condiciones concretas para que la autogeneración renovable siga creciendo con respaldo normativo, previsibilidad y retorno económico.

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Puerto Rico se encuentra en la antesala de un avance histórico en su transición energética: luego de una década de dilaciones, el país podría superar el umbral del 20% de participación verde en su matriz, una meta originalmente planteada para años atrás.

“En 2026 varios proyectos de energía renovable a gran escala finalmente comenzarán a aportarle energía y almacenamiento a la red”, sostuvo Ramón-Luis Nieves, abogado energético y ex senador de San Juan, quien destacó que muchos de esos desarrollos ya se encuentran en construcción y podrían modificar el escenario energético nacional.

Mientras tanto, la generación distribuida mantiene un crecimiento sostenido y sin precedentes a nivel global.

Puerto Rico busca romper su aislamiento energético con una interconexión de 700 MW con República Dominicana

Según el último informe de LUMA Energy presentado al Negociado de Energía de Puerto Rico, al cierre de septiembre de 2025 se contabilizaban más de 180000 clientes bajo medición neta, con una capacidad instalada superior a los 1335 MW. El ritmo de nuevas conexiones —unas 4150 altas mensuales— permitirá superar los 200000 abonados durante el primer trimestre de 2026.

Actualmente, más del 10% de los usuarios del sistema eléctrico ya cuenta con generación solar, en su mayoría acompañada de baterías. Este nivel de adopción posiciona a Puerto Rico como líder mundial en generación distribuida residencial y comercial, tanto por la proporción de usuarios como por la velocidad de expansión.

Además de los desarrollos privados a gran escala, los proyectos de base comunitaria ganan protagonismo. Impulsados por cooperativas y organizaciones sociales, muchos de ellos nacieron tras el paso del huracán María en 2017. Hoy exhiben capacidad técnica, financiación y visión estratégica, consolidándose como actores permanentes del ecosistema renovable.

“Creo que los proyectos de base comunitaria están entrando en una etapa interesante de madurez y experiencia, trascendiendo el modelo basado en la emergencia”, explicó Nieves, al destacar que estas iniciativas están dejando atrás la lógica asistencial para integrarse a los modelos de generación sustentable.

En paralelo, el Proyecto Hostos, que busca conectar a Puerto Rico con República Dominicana a través de un cable submarino, podría avanzar durante 2026 si se destraban aspectos regulatorios clave. Esta infraestructura abriría una nueva etapa en la integración energética regional.

Entre retrocesos federales y una regulación sin dirección

El marco regulatorio enfrenta cuestionamientos por su escasa capacidad de ejecución. La Ley Núm. 1-2025, que establece un objetivo del 100% de energías renovables para 2050, dejó sin mecanismos concretos para alcanzar metas intermedias. Nieves remarcó que al Negociado de Energía le faltó un mandato expreso para conducir ese proceso, y advirtió que desde la sanción de la ley en 2010 no se han cumplido los objetivos legales de transición.

En ese contexto, el nuevo Plan Integrado de Recursos (PIR) será clave. Su discusión comienza este año, y el especialista señala que, pese a la falta de exigencias explícitas, el regulador podría fijar nuevas metas técnicas vinculantes. De ser así, se abriría una hoja de ruta para reactivar el cumplimiento de la ley.

Otro frente de conflicto es la política de incentivos. La eliminación progresiva del Investment Tax Credit (ITC), decidida por la administración Trump, impuso un plazo acotado para que los desarrolladores logren permisos y conexión antes de perder el beneficio. Desde el Ejecutivo, tanto la gobernadora Jenniffer González Colón como el zar energético Josué Colón activaron órdenes y gestiones para acelerar los procesos regulatorios.

A su vez, se discute en la Legislatura una propuesta que eliminaría la exención contributiva para la compra de paneles solares y baterías, lo que encarecería significativamente la transición energética y afectaría el acceso de los hogares y comercios a la autogeneración.

En paralelo al despliegue renovable, el regulador aprobó a fines de 2025 las enmiendas al contrato de Energiza, la primera planta térmica proyectada en más de veinte años. De ejecutarse, aportaría 528 MW de capacidad principal y 450 MW de respaldo, reactivando la infraestructura fósil en el sistema eléctrico.

Una posición ambivalente en la región

Puerto Rico ocupa una posición dual en el panorama latinoamericano. Lidera ampliamente en generación distribuida, pero arrastra rezagos crónicos en la ejecución de proyectos a gran escala. Con el ingreso de nuevas plantas solares y sistemas de almacenamiento en 2026, sumado al avance comunitario, la isla podría comenzar a equilibrar su matriz y acelerar su transición.

“Puerto Rico es líder y está a la delantera en la generación distribuida. No creo exista jurisdicción comparable en cuanto al crecimiento en este renglón”, expresó Nieves. A pesar de los desafíos, sostuvo que existe un entorno competitivo en expansión y que, con planificación adecuada, el país podrá cumplir sus metas y consolidar un modelo energético resiliente y limpio.

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El número de nudos reservados para concurso de generación y Transición Justa (TSJ) asciende en España a 386, con una capacidad total de acceso no disponible para proyectos Modelo de Producción de Energía eléctrica (MPE) de 165.457 MW, según el informe mensual de APPA Renovables actualizado al 1 de diciembre de 2025.

La cifra, provista por MITECO y Red Eléctrica España, refleja la magnitud del espacio reservado para futuros procesos competitivos de acceso a la red.

Del total de capacidad restringida, 176116 MW corresponden a almacenamiento MPE, mientras que 1.674 MW fueron otorgados específicamente a proyectos de autoconsumo MPE, lo que indica un incipiente pero relevante movimiento en ese segmento del mercado. Cataluña se posiciona a la cabeza en términos de capacidad bloqueada, con 22.980 MW no disponibles para MPE, seguida de cerca por Andalucía (25338 MW) y Castilla y León (20635 MW).

Otras regiones con volúmenes significativos incluyen la Comunidad Valenciana (13816 MW), Galicia (12066 MW), Madrid (11723 MW) y Castilla-La Mancha (9747 MW), lo que da cuenta de una distribución amplia del recurso, pero también de desafíos compartidos en materia de capacidad de evacuación. En el extremo opuesto se encuentran comunidades como Navarra (2064 MW), Región de Murcia (1954 MW) y La Rioja (8677 MW), cuyas restricciones, aunque menores en términos absolutos, siguen condicionando el desarrollo regional.

La infraestructura comprometida para almacenamiento también presenta patrones similares, con Cataluña y Andalucía superando los 24.000 MW y 27.000 MW respectivamente, mientras que otras regiones como el País Vasco (17288 MW) y Castilla y León (21436 MW) exhiben altos niveles de saturación. En cuanto a la capacidad asignada a autoconsumo, destacan Castilla y León (566 MW), Aragón (202 MW) y Comunidad Valenciana (211 MW), reflejando un mayor dinamismo en ciertos territorios.

Cabe recordar que, desde 2021, los nudos reservados para concurso se convierten en un instrumento estratégico del sistema eléctrico español, definido por el Real Decreto 1183/2020, que establece que aquellos puntos de la red con capacidad liberada deben ser asignados mediante procedimientos competitivos. Asimismo, los nudos vinculados a la Estrategia de Transición Justa (TSJ) también se mantienen en reserva para garantizar el desarrollo de proyectos renovables en zonas especialmente afectadas por el cierre de instalaciones térmicas o industriales, fomentando así la reactivación económica y social de dichos territorios.

La evolución respecto a meses anteriores muestra un crecimiento sostenido: según APPA, el número de nudos reservados exclusivamente para demanda ya alcanza los 80, lo que implica un aumento de cinco unidades respecto al mes anterior. Andalucía lidera esta categoría con 19 nudos, seguida por Castilla y León (12), Aragón (10), Castilla-La Mancha (9) y Madrid (7). En este contexto, algunas comunidades aún no cuentan con nudos habilitados para demanda, como Cantabria, La Rioja, Navarra y Asturias.

Por otro lado, el informe también incluye el detalle de las solicitudes de acceso de demanda en la Red de Transporte, lo que permite visualizar el apetito creciente por parte de diferentes actores. El total de potencia solicitada en diciembre supera los 90426 MW, con 122 solicitudes registradas. Entre ellas, destaca el caso del almacenamiento, que concentra 37371 MW, lo que representa el segundo tipo de solicitud con mayor volumen y confirma un crecimiento sin precedentes en este segmento. 

Se trata de un nuevo pico histórico en solicitudes de acceso para instalaciones de almacenamiento que consumirán energía desde la red, ya sea como sistemas autónomos o integrados con generación. Esta cifra supera con amplitud los valores reportados en meses anteriores y consolida al almacenamiento como un actor central en la transformación del sistema eléctrico. Además, 25.597 MW corresponden a instalaciones en régimen de autoconsumo conectadas en posiciones de evacuación de generación, reflejando la consolidación de esta modalidad dentro de la planificación eléctrica nacional.

El análisis de estas cifras deja en evidencia la presión creciente sobre los puntos de conexión en la red de transporte, donde la apertura de concursos será clave para descongestionar el sistema y habilitar nueva capacidad renovable. En palabras del propio documento institucional, la capacidad de acceso representa “la potencia activa máxima que podrá inyectarse a la red”, lo que pone en valor cada MW reservado en estos nodos como un recurso estratégico.

Así, mientras España se aproxima a una nueva ola de concursos de acceso, la fotografía actual del sistema revela una competencia territorial compleja, con actores expectantes por participar en un mercado que se ve condicionado por la disponibilidad física de la red. El mapa de los nudos reservados no solo refleja la realidad técnica del sistema eléctrico, sino también las tensiones regulatorias y la necesidad de planificación a largo plazo para alcanzar los objetivos de transición energética.

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La provincia de Buenos Aires oficializó recientemente una resolución clave que marca un cambio estructural en el desarrollo de la generación distribuida: se habilita la modalidad comunitaria, que permite a múltiples usuarios —con puntos de suministro independientes— asociarse para desarrollar proyectos colectivos de energía renovable, compartir el autoconsumo y monetizar los excedentes que inyecten a la red.

“La necesidad era ganar escala para viabilizar las inversiones”, explicó el subsecretario de Energía bonaerense, Gastón Ghioni, en diálogo con Energía Estratégica.

La decisión surge de un proceso de diálogo con múltiples actores del sector energético, tanto públicos como privados, que venían señalando la limitación de la escala individual para hacer rentable este tipo de desarrollos.

“Es parte del proceso de expansión de la generación distribuida, de la diversificación de nuestra matriz, pero después, además, la necesidad que tenían muchos sectores de poder hacer algo que es una inversión más equilibrada para ellos”, añadió Ghioni. 

El reglamento establece reglas técnicas, contractuales y económicas claras para proyectos superiores a 10 kW, lo que otorga mayor previsibilidad al inversor. A su vez, quienes se inscriban en el RUGER (Registro Único de Generadores de Energías Renovables) podrán acceder a los beneficios fiscales de la Ley 15.325, incluyendo una articulación directa con ARBA, lo que optimiza el retorno de inversión.

La medida apunta directamente a sectores como PyMEs, cooperativas, municipios, parques industriales y comunidades urbanas o rurales, que se podrían sumarse como usuarios – generadores, ampliando los 22,61 MW de capacidad instalada bajo la Ley N° 27424.

“La potencialidad es grande, dependerá de lo económico, de cómo impactan las tarifas, el financiamiento y el tipo de cambios. Son tres factores que hacen al retorno de inversión para el usuario”, indicó el funcionario.

En este contexto, el Banco Provincia aparece como un aliado clave para acompañar financieramente estos proyectos. Según confirmó el entrevistado, la entidad ya posee líneas de financiamiento para generación distribuida y esta modalidad “podría acoplarse”. 

De hecho, la entidad ha participado activamente en diversas actividades de difusión sobre la ley, consolidando un marco institucional favorable al despliegue del modelo.

“Este es un punto más que da claridad normativa y el Banco Provincia siempre acompaña estos proyectos”, afirmó Ghioni, reforzando la idea de que el nuevo esquema regulatorio no sólo habilita una figura legal, sino que cuenta con herramientas para su implementación efectiva.

Paralelamente, Buenos Aires continúa con el desarrollo de proyectos solares de generación distribuida a mayor escala. El subsecretario adelanta que durante este año se prevé la finalización de la construcción y puesta en marcha del primer parque solar provincial, desarrollado en la costa bonaerense por la empresa estatal Buenos Aires Energía (BAESA). 

Además, se encuentran en obra cinco parques solares adicionales bajo el Programa de Incentivo a la Generación Distribuida (PROINGED), con más proyectos en carpeta. En este sentido, la Provincia también busca avanzar en eficiencia energética y transición energética local, colaborando con municipios y organismos públicos para reducir consumos y optimizar recursos.

Una de las novedades dentro de los proyectos del PROINGED es la incorporación de sistemas de almacenamiento con baterías en los nuevos desarrollos, para enfrentar desafíos técnicos en zonas con redes débiles. 

“Los proyectos del PROINGED los estamos evaluando, porque tenemos que resolver un problema puntual de las líneas. Y el almacenamiento es una herramienta que está funcionando, con lo cual la seguiremos expandiendo”, manifestó Ghioni.

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El almacenamiento con baterías (BESS) se consolida como el eje más disruptivo del nuevo Plan de Expansión del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica 2026-2050, publicado por el Ministerio de Energía y Minas de Guatemala.

Para el sector privado, su incorporación marca un cambio de paradigma en la forma de planificar el sistema eléctrico, al permitir mayor flexibilidad, confiabilidad y capacidad de integración de energías renovables variables.

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

Los BESS permitirán absorber excedentes de generación solar y eólica, mitigar los efectos de su intermitencia y evitar congestiones en puntos críticos de la red.

En paralelo, el plan también contempla la expansión de líneas en 69, 138, 230 y 400 kV, electrificación rural y reducción de pérdidas técnicas, pero desde el sector renovable aseguran que la novedad más relevante es la inclusión del almacenamiento como infraestructura estratégica. El diseño a largo plazo busca responder a la creciente demanda, la presión ambiental y los objetivos de descarbonización.

Pese al avance que representa la incorporación de BESS, desde el sector privado advierten que la transición no podrá completarse sin una apertura del mercado eléctrico. Hoy, los autoproductores y generadores distribuidos no pueden participar directamente, lo que limita la inversión, la competencia y el desarrollo descentralizado.

“El sistema actual no permite que pequeños productores participen en condiciones justas. Abrir el mercado es clave para dinamizar la inversión y generar competencia”, indicó Alfaro. La habilitación del mercado minorista permitiría bajar tarifas, atraer capital privado y democratizar el acceso a la energía limpia.

Además, el sector subraya la necesidad de acompañar la expansión técnica con una estrategia de participación ciudadana que evite futuros conflictos. La propuesta incluye promover consultas comunitarias anticipadas y diseños de infraestructura más flexibles, adaptables a contextos sociales y territoriales diversos.

Desde AAERG también destacan que la combinación entre nuevas líneas, almacenamiento y eficiencia operativa podría posicionar a Guatemala como líder regional en integración renovable, siempre que se logre consolidar un marco normativo actualizado.

“Veo en este plan una oportunidad para impulsar la competitividad y la sostenibilidad del país”, concluyó Alfaro, aunque remarcó que para cumplir esos objetivos es necesario articular planificación técnica, regulación moderna y compromiso con los territorios.

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Future Energy Summit (FES) regresa a Buenos Aires el 4 y 5 de marzo de 2026 para su tercera edición consecutiva en Argentina, consolidándose como un espacio estratégico en el que confluyen las visiones del sector privado, las autoridades regulatorias y los actores financieros más relevantes del ecosistema energético regional.

El encuentro se desarrollará en el Hotel Emperador en un momento de profunda redefinición estructural del mercado eléctrico argentino. Con el arribo del nuevo gobierno, el país avanza hacia un modelo de libre competencia, reduciendo la centralidad de CAMMESA como principal offtaker y priorizando mecanismos como el Mercado a Término (MAT) para canalizar inversiones.

👉 Entradas disponibles: https://live.eventtia.com/es/fes-argentina26

En ese contexto, FES Argentina 2026 se proyecta como una plataforma clave para debatir el rumbo del sector y anticipar el impacto de las nuevas reglas de juego sobre los modelos de negocio de generación, almacenamiento y transporte.

Los ejes temáticos del evento incluirán debates sobre regulación, esquemas contractuales, financiamiento de largo plazo, innovación tecnológica y expansión de infraestructura. También se analizará el avance del almacenamiento en baterías como vector complementario en el nuevo diseño del sistema eléctrico. 

En particular, se espera un balance de los resultados de la licitación AlmaGBA —que adjudicó 713 MW de BESS— y su posible réplica en futuras convocatorias a lo largo del país.

La primera de ellas tendría el nombre AlmaSADI y buscaría contratar entre 500 y 600 MW de sistemas BESS en nodos críticos a nivel nacional, por lo que el sector está a la expectativa de su anuncio y de cómo se integrará el nuevo modelo del mercado. Es decir, si finalmente CAMMESA oficiará de offtaker o bien lo harán las propias distribuidoras del sistema.

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Además el gobierno de Argentina habilitó un modelo para que el sector privado construya las redes de transmisión, con repago  garantizado a través de tarifas reguladas una vez que la obra esté operativa. Para ello se han definido tres obras de alta prioridad que serán licitadas próximamente bajo este nuevo esquema:

1. • AMBA I: Más de 500 km para reforzar el suministro al Gran Buenos Aires. Se espera lanzar la licitación en el primer cuatrimestre de 2026.
   • Línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins: Vital para evacuar energía renovable desde Cuyo.
   • Línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca: Esencial para integrar la generación eólica patagónica.

Ya han confirmado su participación empresas líderes del sector como JA Solar, Jinko Solar, Goldwind, GameChange, 360 Energy, FMO, BLC Power Generation y Coarco, lo que reafirma el posicionamiento del evento como uno de los principales puntos de encuentro de la industria renovable en Hispanoamérica. 

A ello se suma la participación activa de autoridades nacionales, provinciales y referentes regionales que estarán presentes para compartir su visión sobre los desafíos y oportunidades de la transición energética.

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El precedente inmediato es el de FES Argentina 2025, donde más de 500 asistentes participaron de dos jornadas con transmisión en vivo, paneles estratégicos y múltiples espacios de networking. 

Allí se abordaron temas clave como la evolución del MATER, el avance del mercado a término y la necesidad de modernizar la infraestructura de transporte mediante esquemas de inversión privada, aspectos que hoy se consolidan con medidas como la Resolución SE N° 400/2025 y el Decreto N° 921/2025.

Con una entradas ya disponibles, la edición 2026 de Future Energy Summit en el país se posiciona como espacio donde se trazará el nuevo mapa energético, conectando a quienes definen, financian y ejecutan la transición energética en el nuevo entorno de libre mercado.

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El mercado de capacidad en España se encuentra en la antesala de su implementación tras haberse aprobado el marco nacional ya aprobado y un análisis técnico que advierte sobre riesgos de suministro a partir de 2028.

El único paso pendiente es la autorización definitiva por parte de la Comisión Europea, cuya decisión marcará el inicio de las subastas. 

En este contexto, el sector energético permanece expectante, con diversas proyecciones sobre el calendario, y una coincidencia general en torno a la necesidad urgente de contar con este instrumento. Si bien aún no existe una fecha oficial para la primera subasta de capacidad, algunas fuentes del sector consideran que podría celebrarse en el primer semestre de 2026, si se concreta en las próximas semanas la aprobación desde Bruselas.

Otras estiman que su lanzamiento se demorará hasta 2027, dadas las tareas pendientes de orden operativo una vez que se obtenga el visto bueno europeo. Por lo que el calendario sigue abierto y sujeto a decisiones regulatorias en curso.

Chema Zabala, Managing Director en Alantra Energy Transition, comentó que el avance normativo está prácticamente completo.

“Estuvimos con la Administración en noviembre. Nos dijeron que a nivel nacional todo estaba cerrado. El documento pasó por el Consejo de Estado y se remitió a Bruselas”, afirmó en diálogo con Energía Estratégica.

Desde su perspectiva, la primera subasta aún podría celebrarse durante el primer semestre del presente año, aunque aclaró que, aunque tras las vacaciones navideñas no hubo novedades, el proceso debería ser bastante inmediato porque está todo preparado

«El proceso debería ser bastante inmediato porque está todo preparado. Pero a medida que pasan las semanas, hace falta ser más cautos”, apuntó.

Por su parte, Álvaro Sanz, Head Global de Desarrollo en Enerside, adopta otra versión al respecto:“Esperaría que las primeras subastas sean entre el segundo semestre de 2026 y primero de 2027, dependiendo de cuando se tenga el visto bueno desde Bruselas”.

A su juicio, incluso después de la aprobación europea, aún haría falta publicar la orden definitiva, activar a Red Eléctrica y organizar la convocatoria, lo cual requiere tiempos operativos difíciles de comprimir.

Mientras que para Alicia Carrasco, CEO de olivoENERGY y directora ejecutiva de ENTRA, la celebración de la primera subasta este año es factible si la Comisión Europea da luz verde en breve, ya que el proceso regulatorio avanzó de forma sustancial a nivel nacional y el mecanismo se encuentra técnicamente preparado.

«Ya no estamos resolviendo cuestiones estructurales, sino afinando los últimos detalles antes de la puesta en marcha», manifestó.

El detonante del mercado de capacidad es técnico: el análisis de cobertura de Red Eléctrica identificó riesgos de seguridad de suministro a partir de 2028, lo que justificó avanzar con este instrumento. Carrasco remarcó que se han cumplido todos los pasos del reglamento eléctrico y que el proceso avanza con normalidad: “El proceso lleva los ritmos que hubiese tenido también sin apagón”.

Aunque el apagón de abril de 2025 encendió las alarmas, la solicitud del mecanismo es previa. Sin embargo, el evento sí reactivó el debate público. “La necesidad estaba antes, pero no era tan visible. La gente no se había quedado sin luz en casa. El apagón materializó la urgencia”, contextualizó Sanz. 

“Un mercado de capacidad que paga por estar disponible hace más atractiva la inversión en flexibilizar la demanda y en almacenamiento”, subrayó Carrasco en diálogo con este portal de noticias. 

A la vez, Zabala destacó que el mecanismo de capacidad no es suficiente por sí solo para sostener un desarrollo masivo, sino que también se necesitan esquemas de remuneración específicos para la flexibilidad.

Y cabe recordar que la reforma del mercado eléctrico europeo prevé pagos por capacidad exclusivamente para flexibilidad no fósil. Esta medida podría complementar al mercado español si en 2027, tras el análisis previsto, se concluye que el sistema aún necesita mayor flexibilidad.

La hoja de ruta prevé subastas T-5 como eje principal (con cinco años de anticipación) y subastas transitorias para necesidades inmediatas. Para Sanz, tiene más sentido comenzar por estas últimas: “Deberíamos empezar por las subastas transitorias, que son las que podrían dar solución a corto plazo, hasta que entre al sistema la capacidad del mecanismo principal”, estimó.

“No tiene sentido lanzar subastas transitorias sin tener visibilidad de los recursos que vas a tener con la subasta principal”, complementó Zabala aludiendo a la importancia de una convocatoria en simultáneo.

Entre los posibles condicionantes que veamos en la aprobación destaca la actual obligación de que comercializadoras y agregadores independientes identifiquen previamente a los consumidores participantes. Carrasco considera este requisito problemático: «Nadie puede saber hoy quién será su cliente en 2028. Mantener esta exigencia haría prácticamente inviable la participación de la demanda”. 

La especialista propuso adoptar modelos ya validados por la Unión Europea, como el de Francia o Polonia, donde los agentes presentan una capacidad estimada y sólo deben identificar a los consumidores dos meses antes del servicio. 

Más allá del calendario, todos los entrevistados coinciden en la importancia de contar con un diseño robusto y definitivo. “Es más importante tener un mercado de capacidad sólido que lanzar algo de manera prematura”, planteó Sanz. Para él, el mecanismo debe dar certeza a los inversores y asegurar que no requiera revisiones posteriores.

Zabala concluyó con una visión similar: “Es una señal muy importante para el sector, más allá de su impacto económico directo. Aunque sea por sentimiento de mercado, es necesario”.

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Tras una puja geopolítica, Colombia detuvo sus exportaciones de electricidad a Ecuador. La decisión, adoptada mediante resolución del Ministerio de Minas y Energía, respondió a la imposición de un arancel del 30 % sobre la energía colombiana por parte del país vecino, lo que alteró las condiciones del intercambio bajo el marco regulatorio de la Comunidad Andina.

Con esta medida, Bogotá buscó proteger su abastecimiento interno y evitar que una decisión unilateral afectara la estabilidad del sistema interconectado nacional.

El ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, afirmó que se trató de una acción necesaria ante la falta de respeto a los acuerdos regionales.

“Debimos actuar con firmeza para defender la dignidad del país”, aseguró.

Además de la suspensión del suministro, Colombia aplicó un arancel del 20 % a las importaciones de productos industriales ecuatorianos. La disputa, originada por un diferendo sobre precios de bolsa y condiciones técnicas de los intercambios eléctricos, escaló hacia un conflicto bilateral con consecuencias comerciales y diplomáticas más amplias.

Colombia lanza su primera subasta renovable de largo plazo del 2026: ¿Cuáles son sus condiciones?

Si bien existen momentos en los que Colombia importa electricidad, la relación energética con Ecuador ha sido mayoritariamente de exportación. Las transacciones entre ambos países están reguladas por un despacho binacional con precios de bolsa independientes, y Ecuador ha manifestado en ocasiones su desacuerdo con los valores ofrecidos por el sistema colombiano. La nueva carga arancelaria, aplicada sobre energía “en pie”, aumentó el costo final del recurso para la demanda ecuatoriana.

La suspensión coincidió con la activación de medidas extraordinarias por parte del Ejecutivo colombiano en el marco del Estado de Emergencia Económica. El decreto 0044 introdujo contribuciones solidarias y medidas fiscales temporales para sostener la continuidad del servicio, sobre todo en zonas vulnerables como la región Caribe.

Integración regional bajo presión

Colombia y Ecuador están conectados desde hace más de dos décadas mediante líneas de transmisión de alta tensión, lo que ha permitido transferencias bidireccionales de energía en momentos de escasez. Sin embargo, la falta de un organismo regional con funciones técnicas vinculantes ha dejado expuestos los mecanismos de integración frente a decisiones políticas unilaterales.

En ese contexto, desde el sector se advirtió que la situación podría ser una oportunidad para rediseñar las reglas de la integración, ya que no existe una entidad neutral que armonice las disposiciones entre países. Este tipo de decisiones arancelarias deberían abrir la puerta a una discusión más profunda sobre los esquemas regionales.

Ecuador depende estructuralmente de la hidroelectricidad y ha enfrentado cortes prolongados en períodos secos. En 2024, Colombia le vendió energía incluso en medio de su propio estrés hídrico, evitando apagones de hasta 14 horas.

En condiciones normales, el país andino importa entre el 8 % y el 10 % de su demanda diaria desde Colombia. Con la medida en vigor, se esperan impactos operativos en el sistema ecuatoriano, mientras que para Colombia el efecto será principalmente comercial.

“La integración no puede construirse a costa de nuestra soberanía ni del bienestar de la población”, concluyó Palma, quien dejó abierta la posibilidad de retomar los intercambios si se restablecen condiciones de respeto y legalidad.

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Se llevó adelante la ejecución del Golden Row del Parque Solar Arauco I, una etapa fundamental dentro del desarrollo del proyecto que marca el inicio del montaje operativo del parque y consolida los estándares técnicos y de calidad que se aplicarán durante toda la obra.

El Golden Row consiste en la instalación de la primera fila completa de paneles fotovoltaicos, permitiendo verificar en campo la correcta ejecución de todos los componentes del sistema de seguimiento solar: montaje de módulos fotovoltaicos, conexionado eléctrico en corriente continua, puesta a tierra, controles de calidad y cumplimiento de las condiciones de seguridad.

Esta instancia funciona además como una jornada técnica de validación y capacitación, donde se alinean criterios entre la ingeniería, la tecnología aplicada y la empresa contratista responsable de la obra.

Durante esta etapa se confirmó que los procedimientos constructivos y los estándares definidos por el fabricante de los seguidores solares se aplican correctamente antes de avanzar con la ejecución a gran escala, estableciendo un modelo de referencia que luego será utilizado como criterio de aceptación del proyecto por parte del cliente.

La jornada contó con la participación de Trina Tracker, compañía líder mundial en soluciones de seguimiento solar para plantas fotovoltaicas de gran escala, con presencia en más de 700 proyectos en más de 60 países, y de Solar DQD, empresa especializada en el desarrollo y construcción de parques solares, con más de 1.200 MWp construidos y más de 1.800.000 paneles instalados en Argentina. La experiencia conjunta entre ambas firmas aporta un sólido know-how técnico que garantiza eficiencia, seguridad y confiabilidad en este tipo de desarrollos.

Una vez finalizado, el Parque Solar Arauco I contará con más de 1600 seguidores fotovoltaicos y 94000 paneles fotovoltaicos, alcanzando una capacidad instalada de 50 MW, suficiente para abastecer a más de 52.000 hogares y reducir aproximadamente 53.100 toneladas de CO₂ por año, reafirmando el compromiso de Parque Arauco con la transición energética y la sustentabilidad.

Este proyecto permitirá integrar por primera vez una planta fotovoltaica al complejo eólico existente, dando origen al mayor parque híbrido eólico–solar de Sudamérica, un desarrollo estratégico no solo para Parque Arauco sino también para la provincia de La Rioja, que continúa posicionándose como referente regional en energías renovables.

Durante el año se realizaron tareas de nivelación, apertura de caminos, ampliación de la estación transformadora Arauco I y el arribo de los primeros componentes del sistema de seguimiento solar. Con tecnología Huawei, seleccionada tras un riguroso proceso internacional, el parque solar prevé iniciar su operación entre marzo y abril del próximo año, consolidando un nuevo paso en el crecimiento energético sostenible de la provincia.

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En plantas industriales de alta criticidad, como las de procesamiento de alimentos, refrigeración o manufactura continua, la energía no puede analizarse únicamente desde el costo por kilovatio-hora. La continuidad operativa, la calidad eléctrica y la capacidad de respuesta ante fallas son variables igual o más relevantes.

En este tipo de instalaciones es frecuente encontrar redes eléctricas con eventos recurrentes de inestabilidad, dependencia estructural de generadores diésel como respaldo, penalizaciones por bajo factor de potencia y picos de demanda, como también procesos sensibles a microcortes, armónicos y transitorios.

“Desde la visión de la ingeniería, estos problemas no se resuelven agregando equipos de forma aislada. Requieren una arquitectura energética integrada, diseñada como un sistema único. Esta continuidad operativa, genera estabilidad eléctrica y calidad en los procesos energéticos”, indicó Alexander Bedoya, Mg en Energías Renovables y Eficiencia Energética / CEO Ingeniería y Diseño (I&D).

Además, un sistema energético industrial moderno debe diseñarse como un sistema coordinado y bajo un principio central: la generación, el almacenamiento, la red y el respaldo deben operar de forma coordinada, no independiente.

Esto implica diseñar simultáneamente:

• La fuente primaria de generación renovable (PV).
• El sistema de almacenamiento en baterías (BESS).
• El esquema de control y gestión energética (EMS).
• La integración con la red eléctrica y los generadores existentes.

“Es decir que cuando alguno de estos elementos mencionados se diseña fuera del sistema, aparecen ineficiencias, fallas operativas o riesgos eléctricos”, indicó el CEO de Ingeniería y Diseño (I&D). 

¿Cuál es el rol del sistema fotovoltaico (PV) en entornos industriales? El sistema fotovoltaico no debe entenderse sólo como un mecanismo de ahorro, sino como un componente funcional del balance energético diario; dado que un diseño correctamente dimensionado permite:

• Cubrir una fracción relevante del consumo diurno.
• Reducir la carga sobre la red eléctrica.
• Disminuir el uso de generación diésel.
• Extender la autonomía del sistema de almacenamiento.

Y desde la compañía aclararon que, en climas tropicales, con alta radiación y temperaturas elevadas, el diseño debe considerar cuidadosamente la selección de módulos, la configuración de strings, las pérdidas térmicas y la estrategia de mantenimiento.

El sistema BESS como núcleo de la estabilidad eléctrica

Este tipo de arquitecturas se apoya cada vez más en plataformas BESS de grado industrial, concebidas para integrarse de forma profunda con sistemas eléctricos complejos. Soluciones como las desarrolladas por Vector Energy forman parte de este ecosistema tecnológico, y su correcta implementación en Latinoamérica exige no solo conocimiento del producto, sino dominio de la ingeniería, del contexto operativo y de la infraestructura existente, rol que Ingeniería y Diseño (I&D) asume en la región.

El sistema de almacenamiento en baterías no debe verse como un simple respaldo, sino como el elemento central de control eléctrico en instalaciones industriales críticas.

Un BESS correctamente diseñado cumple múltiples funciones simultáneas:

• Proporciona autonomía durante cortes de red.
• Absorbe y entrega energía durante picos de demanda.
• Estabiliza tensión y frecuencia.
• Permite operación en modo isla (grid-forming), el cual permite que, ante una falla externa, la planta continúe operando sin interrupciones y se eviten transitorios peligrosos al reconectar fuentes.

Es decir que en procesos continuos, esta capacidad marca la diferencia entre una parada crítica y una operación estable.

¿Qué rol cumple el Energy Management System (EMS) en la ecuación? Es el cerebro del sistema y su función va más allá del monitoreo, debido a que prioriza automáticamente las fuentes de energía, optimiza el uso del almacenamiento, reduce arranques innecesarios de diésel, ajusta la operación según la demanda real y permite supervisión y control remoto en tiempo real.

En soluciones PV + BESS industriales, esta capa de control es la que permite que todos los componentes operen como un solo sistema coherente, apoyándose en plataformas tecnológicas maduras que requieren integración experta y conocimiento profundo del contexto operativo local.

Bedoya también resaltó que la diferencia entre un sistema que “funciona” y uno que opera de forma confiable durante años está en la ingeniería de detalle. Bajo esa mirada, hizo hincapié en la inclusión de: 

• Estudios de carga y simulaciones energéticas.
• Cálculos eléctricos completos (CC, CA, cortocircuito).
• Diseño de puesta a tierra y protección contra rayos.
• Coordinación de protecciones.
• Diseño civil y mecánico para estructuras y BESS.
• Documentación técnica, planos y manuales de operación y mantenimiento.

“Sin este nivel de profundidad, cualquier sistema complejo termina operando por debajo de su potencial”, indicó.

“La integración de sistemas fotovoltaicos con almacenamiento BESS en entornos industriales no es un ejercicio de equipos, sino de ingeniería de sistemas. Cuando el diseño se aborda de forma integral, la energía deja de ser un riesgo operativo y se convierte en un activo estratégico, lo que representa menores costos, mayor estabilidad, continuidad productiva y protección de activos críticos”, agregó.

“Ese es el estándar técnico que hoy exige la industria, y es el estándar que Ingeniería y Diseño (I&D) aplica en la región, articulando conocimiento local, criterio de ingeniería y plataformas tecnológicas de referencia internacional”, continuó.

Para mayor información se recomienda contactar a Ingeniería y Diseño (I&D), ya que sus expertos podrán ayudar a solucionar dudas y generar procesos efectivos y eficientes. Además, para profundizar en la lógica de funcionamiento y aplicación de sistemas BESS en entornos industriales, desde la firma recomiendan consultar la web oficial de Vector Energy.

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El informe mensual publicado por APPA Renovables, correspondiente a diciembre de 2025, confirma una tendencia que comienza a consolidarse en el sistema energético español: el almacenamiento no es ya una promesa futura, sino una realidad activa y creciente.

Durante ese mes, se registraron 37371,93 MW en solicitudes de acceso a la red para instalaciones de almacenamiento, posicionándose como el mayor volumen entre todas las categorías de nuevas demandas de conexión.

Estas solicitudes superan ampliamente otras modalidades como el autoconsumo conectado a red —con casi 25,6 GW— y el consumo convencional —con 23,34 GW—, reflejando la aceleración del despliegue de sistemas de almacenamiento, tanto independientes como hibridados con generación renovable. En total, el conjunto de solicitudes de demanda alcanzó los 90,42 GW en diciembre, repartidos en 122 peticiones.

Este auge responde a la necesidad de integrar volúmenes crecientes de energía renovable en un sistema cada vez más electrificado. Solo en diciembre, las renovables generaron 11.359 GWh, lo que equivale al 48,9% del mix eléctrico español. La solar fotovoltaica, sin embargo, continúa enfrentando desafíos: su índice de apuntamiento se ubicó en 0,83, con un precio de captura medio de 64,53 €/MWh, mientras que la eólica logró un apuntamiento de 0,90 con 68,89 €/MWh.

Este contexto de elevada generación renovable también ha traído aparejadas restricciones técnicas, evidenciadas en los servicios de ajuste. Durante diciembre, se registraron 5.188 GWh en energía renovable a bajar, frente a apenas 42,2 GWh en energía a subir. En tiempo real, las cifras también fueron contundentes: 1.822 GWh de energía renovable “a bajar” y solo 59,8 GWh “a subir”, lo que confirma el desbalance en la operación y la urgencia de herramientas como el almacenamiento.

En este marco, el mercado eléctrico registró un precio medio diario de 58,29 €/MWh, con los valores más bajos a las 14:00 h y picos de 105,25 €/MWh a las 20:00 h. Estos vaivenes de precio son una oportunidad para los sistemas de almacenamiento, que permiten arbitraje energético y estabilización de la red.

Por otro lado, el sistema de acceso a red continúa bajo tensión. A diciembre de 2025, existen 16,54 GW de capacidad de acceso reservados para concurso y nudos de interés especial, distribuidos en 386 nudos a lo largo del país. Comunidades como Andalucía, Castilla y León y Cataluña concentran los mayores volúmenes, tanto para generación como para almacenamiento.

En paralelo, la demanda nacional alcanzó los 22582 GWh en diciembre, con un incremento del 4,2% respecto al mismo mes de 2024, lo que refuerza la necesidad de contar con infraestructuras de respaldo que puedan cubrir variaciones en el suministro.

En línea con esta dinámica, Red Eléctrica de España avanza también en el desarrollo de concursos específicos de acceso de demanda, que permitirán canalizar nuevas instalaciones en zonas estratégicas de la red. Tal como destaca un reciente análisis de Energía Estratégica, se han identificado 80 nudos para demanda en 14 comunidades autónomas, con especial concentración en regiones como Andalucía, Castilla y León y Aragón. Este tipo de concursos permitirá ordenar y optimizar el despliegue de proyectos de almacenamiento y consumo flexible, facilitando el aprovechamiento de la infraestructura ya disponible y promoviendo el equilibrio territorial en el acceso.

A medida que el sistema se vuelve más dependiente de fuentes intermitentes, el papel del almacenamiento se vuelve insoslayable. El informe de APPA Renovables deja en claro que esta tecnología ya ocupa un lugar central en la planificación energética del país. Si las cifras de solicitudes se materializan, España contará en los próximos años con decenas de GW adicionales en capacidad de almacenamiento, una transformación que impactará de lleno en la flexibilidad, estabilidad y eficiencia de su matriz energética.

Cabe recordar que estos temas estarán en el centro del debate durante el Future Energy Summit Iberia, que se celebrará el próximo 12 de febrero en Madrid. El evento reunirá a referentes del IDAE, líderes de comunidades energéticas y CEOs del sector, quienes analizarán el avance del almacenamiento, la gestión de los nudos de acceso y el nuevo escenario regulatorio para acelerar la transición energética en España.

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El futuro inmediato del mercado eléctrico peruano depende de una señal pendiente: la publicación de los reglamentos de la Ley 32249. La norma, aprobada a inicios de 2025, establecía un plazo de 120 días para emitir la reglamentación correspondiente. Sin embargo, a casi un año, no hay definición oficial ni fechas concretas, lo que pone en pausa una cartera de 12,5 GW en proyectos renovables, según la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR).

“En las reuniones que tuvimos antes de fin de año, el Ministerio nos dijo que esto se podría publicar en el primer trimestre de este año”, señala Riquel Mitma, gerente de Regulación de EDF Power Solutions y vicepresidente de la SPR.

A la fecha, solo dos de los tres reglamentos exigidos por la ley fueron prepublicados: el de licitaciones y el del operador independiente para sistemas aislados. Resta el reglamento de servicios complementarios.

De acuerdo con el cronograma original, los tres documentos debían estar aprobados en mayo de 2025.  “Si los reglamentos se prepublican ahora, los procedimientos recién podrían estar listos hacia mediados o fines de año, y las licitaciones comenzarían en 2027”, proyecta Mitma.

A nivel operativo, la falta de reglamentos ha dejado a la normativa sin efecto práctico. “Hoy esta norma es inaplicable. Ni se pueden hacer licitaciones ni firmar contratos bilaterales”, advierte Mitma. Esto ha generado una parálisis en el mercado eléctrico, ya que las empresas distribuidoras no cuentan con mecanismos habilitados para contratar energía.

En ese contexto, desde la SPR insisten en que los reglamentos no deben consolidar el status quo, sino abrir el mercado a nuevos jugadores que no disponen de plataformas 24/7. “Esta competencia real, transparente y abierta es lo que permitirá que los beneficios lleguen a los usuarios”, asegura Mitma.

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

Ese volumen de inversión representa una oportunidad estratégica para cubrir el crecimiento de la demanda eléctrica del país. El sistema interconectado peruano crece a razón de 500 MW anuales, y solo hacia 2030 se requerirán entre 2,5 y 3 GW de nueva generación, según estimaciones de la SPR. A 2035, la necesidad podría ascender a entre 5 y 7 GW, lo que convierte a esta cartera en una fuente clave para garantizar seguridad de suministro.

No obstante, Mitma advierte que, en el escenario actual, los únicos proyectos que avanzarán serán los apalancados por empresas con plataformas habilitadas, lo cual limita la entrada de nuevos actores y tecnologías.

“Si no se aprueban los reglamentos, los únicos que podrán operar son los que ya tienen presencia. Eso lleva a una mayor concentración del mercado y a precios que no necesariamente bajan”, advierte.

Desde la SPR señalan que no solo es urgente aprobar los reglamentos, sino que estos deben respetar el espíritu técnico de la Ley 32249, pensado para modernizar el sistema y permitir la entrada de nuevas tecnologías en condiciones competitivas.

En ese sentido, presentaron observaciones durante la consulta pública. Entre los aspectos clave, proponen que el reglamento de licitaciones contemple la separación entre energía y potencia, permita la compra por bloques horarios y defina que las licitaciones de largo plazo estén enfocadas a nuevos proyectos, no a activos ya existentes.

“El objetivo de esta ley es que entren nuevos agentes, con nuevas tecnologías, y eso solo es posible si las reglas aseguran una competencia real”, sostuvo.

Respecto al reglamento de servicios complementarios, Mitma destaca que debería sentar las bases para crear un mercado transparente, y no simplemente establecer un mecanismo regulado.

“No hay mejor herramienta que un mercado para lograr eficiencia. Una regulación solo intenta simularlo”, subrayó.

Además, apuntó que el caso de Iquitos —el sistema aislado más grande del mundo— exige reglas claras y un operador independiente que garantice seguridad y sostenibilidad operativa, otro punto clave que depende de esta reglamentación pendiente.

Para el sector, el rol del Ministerio es central. “Creemos que el Estado debe liderar con criterios técnicos y actuar con decisión. Si no se actúa ahora, se postergan los beneficios de esta transición energética”, concluyó Mitma.

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Panamá presentó una nueva hoja de ruta para su sistema eléctrico basada en contratos de largo plazo, con precios fijos y condiciones reguladas. El objetivo es reducir la dependencia del mercado spot, evitar picos tarifarios e introducir mayor previsibilidad en la expansión de la matriz energética.

El esquema será ejecutado por la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA), con el aval de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) y bajo lineamientos definidos por la Secretaría Nacional de Energía. En total se contemplan cuatro licitaciones: dos en 2026, una en 2027 y otra en 2028.

El proceso comenzará con la licitación LPI ETESA 01-25, postergada para marzo de 2026. Incluirá contratos por 20 años para proyectos eólicos e hidroeléctricos nuevos, 10 años para energía y potencia de plantas existentes y 12 años para unidades térmicas reconvertidas. Además, se permitirá que otras plantas térmicas ofrezcan respaldo al sistema bajo condiciones reguladas, aunque no hayan sido reconvertidas.

La propuesta forma parte del Plan Energético Nacional 2025–2050, que devuelve al Estado su rol planificador. Este marco no solo busca acelerar la incorporación de renovables, sino también mejorar la seguridad operativa del sistema con respaldo térmico flexible. En la práctica, se espera una reducción de la exposición a precios variables del mercado y una mejora en la eficiencia económica del sistema.

El secretario de Energía, Rodrigo Rodríguez Jaramillo, explicó que la estrategia parte de una lógica técnica, sin margen para decisiones coyunturales: “No podemos seguir apostando al mercado spot ya que es volátil y la única forma de garantizar estabilidad en las tarifas es con contratos firmes y planificados”.

El nuevo diseño contractual responde también a experiencias recientes. En 2023, Panamá pospuso una licitación renovable para revisar condiciones que excluían tecnologías de generación variable, como la eólica. Ese proceso derivó en ajustes normativos que ahora se consolidan en un esquema de largo plazo más previsible.

El rediseño contempla contratos sin indexación y con precios fijos, lo que permite a los desarrolladores estructurar proyectos con mayor claridad financiera. Al evitar la volatilidad del mercado spot, el Estado busca proteger a los usuarios regulados de aumentos abruptos en la tarifa.

Otro componente clave es la reconversión de plantas térmicas, que aportarán respaldo rápido al sistema y cubrirán picos de demanda o situaciones de emergencia. Estas unidades, al funcionar bajo esquemas regulados y predefinidos, aportarán flexibilidad sin comprometer la sostenibilidad del sistema.

La estrategia mantiene una visión de cobertura nacional. Aunque podrían exportarse excedentes de energía, el diseño prioriza el abastecimiento interno.

“El objetivo es nacional. Si hay excedentes, podrían exportarse siempre y cuando se atienda la demanda nacional primero, pero ese no es el propósito principal”, aclaró Rodríguez.

Todo el proceso está regido por reglas uniformes, transparencia técnica y sin espacio para adaptaciones ad hoc. Según el secretario, esa es la única forma de lograr una política energética que brinde estabilidad real al sector.

“La meta es asegurar confiabilidad, cobertura e impacto positivo en la tarifa, sin improvisaciones”, concluyó.

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Con más de 500 MW en desarrollo entre obras en ejecución y nuevas licitaciones con sistemas de almacenamiento, Elecnor redobla su estrategia en Chile, donde ya acumula 29 años de operación. 

La compañía ha ejecutado proyectos por “más de 1000 millones de dólares” y proyecta una artera futura que supera los 800 millones de dólares, centrada en infraestructura de transmisión y generación.

Así lo confirmó Jaime Bengoa, Country Manager de Elecnor en Chile, durante el último encuentro Future Energy Summit (FES) Southern Cone, donde también confirmó el interés de la compañía por avanzar en proyectos híbridos (generación + almacenamiento) en el país.

“En Chile actualmente estamos construyendo un parque fotovoltaico de casi 300 MW con su respectivo sistema BESS y participando en varias licitaciones que suman más de 500 MW, también con sistemas BESS incorporados”, reveló semanas atrás.

“A futuro se ven oportunidades, de modo que estamos licitando varios proyectos para varias generadoras”, agregó destacando que el país se ha convertido en un punto estratégico dentro del plan regional de expansión de Elecnor.

Más allá de su actividad en Chile, la compañía sostiene una presencia consolidada en otros países de la región. En Brasil, ejecutó más de 1,7 GW eólicos y 2,3 GW solares, aunque el mercado se encuentra actualmente en una fase más lenta. Elecnor también opera en Colombia y Perú, donde evalúa oportunidades a mediano plazo.

La estrategia regional se refuerza con proyectos adjudicados en México. A través de Vientos de Panabá S.A. de C.V., Elecnor fue seleccionada en la convocatoria de Proyectos Privados de Generación 2025, donde desarrollará el parque eólico Panabá 1B (252 MW) con 102,1 MW en almacenamiento. Asimismo, mediante Eólica Dzilam, avanza en el proyecto Dzilam (120 MW + 48,6 MW BESS), ambos en Yucatán.

Permisología, curtailment y transmisión: los límites del crecimiento

A pesar del crecimiento del pipeline y la robustez de la cartera, Bengoa advierte sobre los riesgos que enfrenta el desarrollo renovable en el país, en especial en lo que respecta a permisos y modelos financieros. 

“Existen ciertos miedos vinculados al curtailment y la permisología, porque hay muchos proyectos que están a punto de salir, pero luego por un tema de permisos se dilatan, se atrasan y quizás el modelo financiero no funciona en el nuevo plazo”, advirtió Bengoa

“El pipeline es grande y seguramente haya proyectos que no salgan adelante, porque ha pasado en muchas ocasiones, pero hay que ver cómo evolucionan las baterías, el sistema y la permisología en Chile”, añadió.

Desde su experiencia como EPCista integral, Bengoa remarca la necesidad de coherencia entre generación, almacenamiento y transmisión, a fin de que se dé “un crecimiento sano” de la generación renovable.

Sin embargo, bajo su mirada, actualmente esa coordinación está lejos de alcanzarse, debido a los retrasos en las obras de infraestructura que sea capaz de absorber toda la energía que se quiere generar o almacenar. 

Por lo que, en este sentido, Elecnor también apuesta al desarrollo de redes eléctricas como parte de su estrategia en Chile. A través de Celeo, su compañía participada, el grupo opera más de 7.900 kilómetros de líneas de transmisión, un activo clave para habilitar el despliegue renovable de la próxima década.

“Nosotros nos amoldamos a lo que aparece, pero siempre lo más sano es que todo vaya de la mano”, concluye Bengoa, sintetizando el enfoque de largo plazo que guía la estrategia de Elecnor en Chile y la región.

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El sector europeo de la energía ha enviado una carta a la Comisión Europea para solicitar la creación de un marco regulatorio específico que permita acelerar el despliegue del almacenamiento de larga duración en Europa, una tecnología considerada clave para garantizar la seguridad del suministro en un sistema energético cada vez más renovable.

La carta está firmada por un amplio grupo de organizaciones europeas que representan a la industria energética, a los desarrolladores de tecnologías limpias y a grandes actores industriales. Entre las entidades firmantes se encuentran Energy Storage Europe, Cleantech for Europe, Eurelectric, la Global Renewables Alliance, el World Business Council for Sustainable Development, Future Cleantech Architects, el Long Duration Energy Storage Council, Flow Batteries Europe y EnergyTag.

En la misiva, dirigida a varios vicepresidentes ejecutivos y comisarios europeos, las organizaciones firmantes subrayan que la transición hacia un modelo energético limpio y competitivo requiere soluciones capaces de proporcionar electricidad y calor fiables durante periodos prolongados —desde varias horas hasta días o estaciones completas—, especialmente en contextos de baja generación renovable.

El sector advierte de que, pese a su importancia estratégica, el despliegue de estas tecnologías en Europa sigue siendo insuficiente. Entre los principales obstáculos identificados figuran la falta de una planificación específica, un diseño de mercado poco adaptado a la duración, marcos de inversión limitados y un tratamiento fiscal y tarifario que no reconoce adecuadamente su contribución al sistema eléctrico.

Carta adjunta

Para:
Sr. Stéphane Séjourné, Vicepresidente Ejecutivo para la Prosperidad y la Estrategia Industrial
Sra. Teresa Ribera, Vicepresidenta Ejecutiva para una Transición Limpia, Justa y Competitiva
Sr. Wopke Hoekstra, Comisario de Clima, Cero Neto y Crecimiento Limpio
Sr. Maroš Šefčovič, Comisario de Comercio y Seguridad Económica, Relaciones Interinstitucionales y Transparencia
Sr. Valdis Dombrovskis, Comisario de Economía y Productividad, Implementación y Simplificación

Estimados Vicepresidentes Ejecutivos y Comisarios:

Las organizaciones firmantes presentan conjuntamente esta carta para poner de relieve la necesidad de establecer un marco secuenciado para el almacenamiento de energía de larga duración (LDES, por sus siglas en inglés) en Europa, a la luz de la transición de la Unión hacia un sistema energético altamente renovable, seguro y competitivo. Alcanzar esta transición requiere soluciones capaces de suministrar electricidad y calor fiables y asequibles durante horas, días y estaciones completas.

El almacenamiento de energía de larga duración (LDES) comprende una clase de tecnologías capaces de almacenar energía en formas químicas, electroquímicas, mecánicas o térmicas, y de liberar electricidad durante períodos de varias horas, varios días, semanas o incluso de forma estacional. El LDES incluye el almacenamiento hidroeléctrico por bombeo (PHS), sistemas basados en gravedad, almacenamiento de energía en aire comprimido (CAES), almacenamiento de aire líquido (LAES), almacenamiento de gas comprimido (CGES), almacenamiento térmico (sensible, latente o termoquímico), sistemas electroquímicos como las baterías de flujo y metal-aire, así como el almacenamiento químico mediante rutas de conversión de electricidad a gas y nuevamente a electricidad, incluidos el hidrógeno y los combustibles sintéticos.

Al convertir la generación renovable variable en un suministro firme y desplazado en el tiempo, el LDES mantiene la adecuación del sistema durante períodos prolongados de baja generación renovable. Esto reduce la dependencia de capacidad de respaldo fósil, disminuye los vertidos de energía, retrasa la necesidad de refuerzos de red y permite la electrificación industrial, apoyando la seguridad del suministro en sistemas altamente renovables al menor coste posible.

A pesar de su valor estratégico, el despliegue del LDES en Europa sigue estando muy por debajo de las necesidades del sistema. Esto refleja deficiencias estructurales en la planificación, el diseño de los mercados, los marcos de inversión, la fiscalidad y las condiciones de implementación. Los marcos existentes siguen siendo en gran medida insensibles a la duración, lo que limita la inversión en flexibilidad de varias horas y varios días. Cerrar esta brecha requiere un marco político secuenciado y coordinado, alineado con la legislación y los procesos de implementación existentes de la UE.

1. Integrar el LDES en la planificación del sistema y en las evaluaciones de adecuación

De conformidad con el Reglamento (UE) 2019/943 y sus recientes revisiones, las evaluaciones de adecuación del sistema son fundamentales para la política de seguridad del suministro de la UE. La Evaluación Europea de Adecuación de Recursos (ERAA) y las Evaluaciones Nacionales de Adecuación de Recursos (NRAA) deberían evaluar explícitamente las necesidades de flexibilidad de larga duración utilizando métricas basadas en energía (GWh), que reflejen escenarios realistas de clima, demanda y generación renovable.

Las evaluaciones de necesidades de flexibilidad promovidas en el marco de la reforma del Diseño del Mercado Eléctrico (EMD) y del desarrollo de códigos de red deberían analizar los activos de almacenamiento en una gama de duraciones. Los Planes Nacionales de Energía y Clima (PNIEC) deberían reflejar estos resultados mediante objetivos indicativos sensibles a la duración y trayectorias de despliegue. El LDES también debería tratarse como una alternativa no basada en redes en los análisis coste-beneficio de los Planes Decenales de Desarrollo de la Red (TYNDP) y de los Planes de Desarrollo de las Redes de Distribución (DNDP), de conformidad con el marco de las Redes Transeuropeas de Energía (TEN-E).

2. Reformar los mercados de servicios auxiliares y de estabilidad, así como los marcos de tarifas de red e impuestos, en línea con la reforma del Diseño del Mercado Eléctrico

A medida que se retira la generación síncrona convencional, los operadores del sistema necesitan nuevas fuentes de inercia, control de tensión, restauración del sistema, gestión de congestiones y reservas de varias horas. Los mercados actuales de servicios auxiliares —diseñados en gran medida para sistemas basados en combustibles fósiles— aún no reflejan estas necesidades del sistema.

En consonancia con los objetivos de la reforma del EMD y de los códigos de red, los Estados miembros deberían desarrollar productos de mercado tecnológicamente neutrales para reservas de varias horas, gestión de congestiones y capacidades de formación de red, incluida la inercia, el soporte de tensión y el arranque en negro.

Paralelamente, los marcos de tarifas de red y de fiscalidad deben garantizar un trato no discriminatorio y basado en costes reales para el almacenamiento. En varios Estados miembros, la electricidad almacenada está sujeta no solo a cargos dobles de red, sino también a impuestos adicionales cuando se reinyecta en la red. En otros casos, los cargos aplicados al almacenamiento hidroeléctrico por bombeo se basan en ingresos brutos y no netos. Estas prácticas distorsionan los incentivos operativos y socavan la inversión. El tratamiento tarifario y fiscal debería distinguir entre comportamientos que apoyan la red y aquellos que la sobrecargan, de conformidad con el artículo 18 del Reglamento (UE) 2019/943.

3. Alinear los mecanismos de capacidad con los resultados del ERAA y con el Marco de Ayudas Estatales para la Industria Limpia

Los mecanismos de capacidad desempeñarán un papel cada vez más relevante en toda Europa, especialmente tras las revisiones de la metodología del ERAA y la introducción del Marco de Ayudas Estatales para la Industria Limpia (CISAF).

Debe reconocerse que algunas tecnologías de LDES pueden, en determinadas condiciones de mercado, operar en mercados de solo energía sin remuneración por capacidad. Sin embargo, en la mayoría de los casos y para la mayoría de las tecnologías, los activos de larga duración se enfrentan a volatilidad de ingresos, largos plazos de desarrollo y perfiles de riesgo que los mercados de solo energía no abordan adecuadamente por sí solos.

Una remuneración de capacidad sensible a la duración —mediante factores de ajuste basados tanto en potencia como en energía (MW y MWh), duraciones contractuales alineadas con la vida útil de los activos y señales locacionales cuando sea apropiado— garantiza la coherencia con los parámetros de adecuación del ERAA y permite que el LDES compita en igualdad de condiciones con otros recursos firmes, salvaguardando al mismo tiempo la fiabilidad del sistema y la compatibilidad con las normas de ayudas estatales en el marco del CISAF.

4. Desplegar instrumentos de inversión específicos y habilitar la contratación a largo plazo

Los activos de LDES aportan valor al sistema durante largas vidas operativas y, por tanto, se benefician de marcos de inversión que reconozcan su carácter intensivo en capital y su contribución a largo plazo. Aunque los ingresos de mercado siguen siendo esenciales, a menudo no son suficientes por sí solos para respaldar un despliegue a gran escala. Sobre la base del CISAF, el Fondo de Innovación y los mecanismos nacionales de financiación, se requieren instrumentos específicos para reducir el coste medio ponderado del capital y desbloquear la inversión.

Asimismo, deben eliminarse las barreras a mecanismos de mercado como los acuerdos de compra de energía 24/7 y apoyarse su expansión. Estas herramientas pueden complementar —y no sustituir— los ingresos de mercado al mejorar la visibilidad de los ingresos a largo plazo y permitir que los consumidores industriales accedan a energía limpia y firme alineada con las necesidades del sistema, apoyando así una progresión ordenada hacia la madurez comercial.

El almacenamiento de energía de larga duración es un habilitador clave de la transición energética limpia de Europa, de la competitividad industrial y de la seguridad energética. Alinear la planificación, los mercados, las tarifas de red, la fiscalidad y los marcos de inversión con las realidades físicas de un sistema altamente renovable es esencial para evitar mayores costes del sistema, una dependencia continuada de respaldos fósiles y retrasos en la descarbonización.

Por ello, instamos a las instituciones de la UE, a los gobiernos nacionales, a los reguladores y a los operadores del sistema a integrar plenamente el LDES en las metodologías del ERAA, en la implementación de la reforma del EMD, en los mecanismos de capacidad alineados con el CISAF, en la reforma de tarifas de red e impuestos y en los marcos de contratación basados en el mercado, garantizando que Europa pueda desplegar el LDES a la escala, velocidad y en las ubicaciones necesarias.

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El Ministerio del Medio Ambiente de Chile publicó en el Diario Oficial la modificación al Reglamento del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) que busca actualizar los criterios de ingreso al SEIA con el objetivo de hacerlo más eficiente, sin disminuir los estándares de protección ambiental.

La Fase 2 de modificación del reglamento revisó 18 tipologías de proyectos y actualizó los umbrales de ingreso, de manera que proyectos de menor envergadura, no deban pasar obligatoriamente por una evaluación ambiental, siendo regulados en cambio por otros permisos sectoriales.

La ministra del Medio Ambiente, Maisa Rojas, indicó que «esta modificación permite que el sistema concentre su esfuerzo donde realmente importa: en los proyectos con impactos ambientales relevantes. Es una mejora regulatoria basada en evidencia, que recoge la experiencia acumulada y que moderniza criterios, algunos de ellos vigentes desde 1997».

Una de las principales innovaciones es la incorporación de criterios diferenciados para modificaciones de proyectos que ya cuentan con Resolución de Calificación Ambiental (RCA). Con ello, no es exigible una nueva evaluación ambiental a cualquier modificación. En adelante, cuando se trata del mismo tipo de proyecto original, se solicitará una nueva evaluación solo si la modificación genera nuevos impactos ambientales relevantes, lo que se determinará caso a caso.

Cabe destacar que todos los proyectos que no ingresen al SEIA seguirán regulados por normativas sectoriales, como las del Ministerio de Salud o de la Dirección General de Aguas, garantizando que no exista una desregulación de actividades con potencial impacto.

Con la modificación se incorpora un umbral de distancia mínima de 2 kilómetros para que las líneas de transmisión eléctrica deban ingresar al SEIA, siendo consistente con la legislación comparada de otros países. De acuerdo con el reglamento actual, todas las líneas de transmisión deben tener evaluación ambiental, sin distinguir entre aquellas de solo unos metros respecto de las que atraviesan varias regiones. Con esta modificación se está corrigiendo esta situación, concentrándonos en evaluar eficientemente solo aquellas líneas de transmisión de mayor envergadura.

Por otra parte, el Servicio de Evaluación Ambiental ha dispuesto adecuaciones tecnológicas, técnicas y jurídicas en atención a la entrada en vigencia de la modificación al reglamento. Ya habilitó el e-SEIA para recibir los proyectos con sus debidas tipologías de ingreso actualizadas. Además, se realizaron los ajustes requeridos en el sistema de Pertinencia Ágil, recientemente modernizado y en el instructivo que norma ese proceso.

Esta modificación reglamentaria forma parte de un proceso más amplio de modernización del SEIA. En febrero de 2024 se publicó la Fase 1 de la modificación, que tuvo como principal objetivo la incorporación de la variable del cambio climático en la evaluación de impacto ambiental, en cumplimiento de la Ley Marco de Cambio Climático, y el fortalecimiento del acceso a la información y la participación ciudadana en materia ambiental, en cumplimiento del Acuerdo de Escazú.

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Honduras supera los 1000 MW de potencia instalada operativa en su sistema eléctrico, con una participación preponderante de empresas privadas en la generación, especialmente en hidroeléctricas y eólicas.

Según datos del Centro Nacional de Despacho (CND), este portafolio energético se encuentra altamente concentrado en proyectos concesionados a actores no estatales, mientras la energía solar fotovoltaica, a pesar de tener decenas de licencias otorgadas, aún no registra producción efectiva.

La generación hidroeléctrica representa más del 80 % de la capacidad total, con 848,96 MW en operación distribuidos en más de 70 plantas. Empresas como AES, Celsia, EISA y Genisa lideran este segmento, operando activos de gran envergadura como Changuinola 1, Fortuna, Estí_Barrigón, Monte Lirio y Barro Blanco. Algunos proyectos alcanzan niveles de utilización superiores al 80 % de su capacidad concesionada, como Pando (99,9 %), Bonyic (100 %) o Fortuna (89 %).

Las plantas eólicas suman 159,75 MW en funcionamiento, con desarrollos destacados como el Parque Eólico Toabré (56,35 MW), Rosa de los Vientos y Nuevo Chagres. En estos casos también prevalece la inversión privada, con rendimientos técnicos que oscilan entre 22 % y 85 %, reflejando diferencias operativas entre los distintos agentes.

En contraste, los proyectos solares —pese a sumar más de 600 MW licenciados— no aportan generación al sistema. Todos los parques registrados, entre ellos Solar Fotovoltaica Penonomé (120 MW), La Esperanza Solar (20 MW) o Macano Solar (4,75 MW), figuran con potencia actual en cero. Esta subutilización expone una brecha entre el potencial habilitado y el despliegue real de infraestructura.

En paralelo a esta realidad, Honduras avanza en una licitación internacional para incorporar 1500 MW de capacidad firme, con prioridad en tecnologías renovables y soluciones de almacenamiento. La convocatoria, liderada por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) con respaldo de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), ya atrajo el interés de al menos diez empresas internacionales, marcando un punto de inflexión para el sector.

“Hay muchas empresas fuertes interesadas”, reveló anteriormente el comisionado Wilfredo Flores a Energía Estratégica. La estructura del proceso —basada en subasta inversa y contratos de largo plazo— busca aumentar la seguridad energética del país, mejorar la diversificación tecnológica y atraer nuevos jugadores al mercado local.

El portafolio licitado incluye generación renovable con y sin almacenamiento, tecnologías firmes y plantas con capacidad de despacho inmediato, todas bajo esquemas de contratación que buscan garantizar disponibilidad constante entre 2026 y 2030. Este rediseño responde a una necesidad estructural del sistema: incorporar potencia de respaldo y suplir déficits energéticos sin depender de generación térmica.

La distribución actual del sistema muestra una fuerte dependencia de hidroeléctricas privadas, muchas de las cuales presentan alta eficiencia operativa. Sin embargo, hay plantas con niveles muy bajos de aprovechamiento o incluso inactivas, como Bayano, Bajo de Mina, Salsipuedes y varias unidades menores. Lo mismo sucede en eólica, donde algunos parques muestran rendimientos inferiores al 35 %, lo que plantea desafíos técnicos y económicos.

Además de incorporar nuevos MW, el proceso licitatorio también apunta a modernizar los contratos existentes y facilitar el ingreso de tecnologías más flexibles. Entre los sectores interesados se encuentran firmas regionales con experiencia en renovables, desarrolladores europeos y fondos con visión a largo plazo, que ven en Honduras un terreno fértil para nuevas inversiones, a pesar del entorno político aún desafiante.

En este escenario, la solar fotovoltaica surge como la gran pendiente de la matriz hondureña. A pesar del número de permisos aprobados y del potencial del recurso solar en distintas regiones del país, la falta de conexión efectiva de estos proyectos limita la diversificación real del sistema. Parte del desafío será destrabar esos cuellos de botella e incentivar la ejecución de las plantas con licencia vigente.

La transformación energética en Honduras parece inevitable. Con más de 1000 MW ya en operación y otros 1500 MW en camino, el protagonismo de las empresas privadas seguirá siendo clave, tanto en generación tradicional como en la adopción de tecnologías renovables. El nuevo marco licitatorio redefine las reglas del juego e instala al país como un actor atractivo dentro del mapa energético centroamericano.

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Durante 2025 se adjudicaron más de 80 GWh de almacenamiento energético en Europa, según una recopilación exclusiva realizada por Energía Estratégica. La cifra, que incluye convocatorias de al menos diez países, refleja un nivel de planificación sin precedentes, muy por encima de los 25 GWh que efectivamente se construyeron ese mismo año.

El volumen adjudicado proviene de mecanismos diversos: mercados de capacidad, esquemas estatales, programas financiados por la Unión Europea e iniciativas innovadoras a nivel nacional. Y entre los países que más capacidad distribuyeron se destacan Polonia (20 GWh), Reino Unido (18 GWh, Bulgaria (13,7 GWh), Italia (10 GWh) y España (9,4 GWh).

Mientras que Alemania, Lituania, Bélgica, Grecia, Rumania y Portugal también participaron activamente, aunque con volúmenes menores.

España adjudicó 9,4 GWh de almacenamiento en la resolución definitiva del programa FEDER, de modo que el volumen total de ayudas públicas asciende a 818 millones de euros, con una modificación en el reparto territorial respecto a las estimaciones preliminares. Iberdrola, Atlantica y Rolwind concentran más del 51% de la capacidad adjudicada, posicionándose como referentes del almacenamiento en el país.

Italia le sigue con 10 GWh, adjudicados en la primera subasta del mecanismo MACSE, orientado a almacenamiento de larga duración. El proceso, centrado en las regiones del sur y las islas, fue un caso testigo en Europa por su competitividad: el precio medio fue de apenas 12.959 €/MWh/año, muy por debajo del tope de 37.000 euros. Este valor sorprendió al mercado y marca una diferencia frente a otros esquemas, como los mercados de capacidad de Europa Central, donde los pagos han sido más elevados.

Si bien la duración media de los proyectos en MACSE fue superior, rondando las 7 horas, frente a las 4 horas en la convocatoria española, ejecutivos del sector renovable apuntan que la convocatoria de España ha resultado «más eficiente para la administración pública” en relación a los precios.

La subasta de capacidad de Polonia para el año de entrega 2030 fue la que más almacenamiento asignó: 20 GWh. Entre los adjudicatarios se encuentran empresas como Grenergy, que capturó 2,1 GWh; R.Power, con 4 GWh; además de Axpo, Nala Renewables, RWE y PGE, la eléctrica estatal.

El operador del sistema, PSE SA, fijó el precio de cierre en 465,02 PLN/kW/año, equivalentes a unos 128 USD/kW/año, siendo una de las primeras convocatorias del país donde el almacenamiento compitió con fuerza en un mercado tradicionalmente dominado por el gas.

Reino Unido adjudicó 18 GWh en su mercado de capacidad, reafirmando su rol como jurisdicción madura para el almacenamiento con contratos estables a 4-5 años vista. Le sigue Bulgaria, que mediante los programas RESTORE 1 y RESTORE 2, adjudicó 13,7 GWh, financiando 113 proyectos con una inversión superior a 1300 millones de dólares, apoyados por fondos europeos, lo que duplicó las metas previstas inicialmente.

Por su parte, Lituania adjudicó 4 GWh a través de una convocatoria de apoyo estatal. Se recibieron más de 50 propuestas y la financiación pública cubrirá en promedio el 14,7% del valor total, estimado en más de 840 millones de euros. Las instalaciones tendrán entre 30 y 300 MWh cada una, y están destinadas a mejorar la seguridad y flexibilidad del sistema eléctrico nacional.

Bélgica adjudicó 2848 MWh en su última subasta nacional. En tanto, Grecia y Alemania otorgaron 750 MWh cada una, aunque cable aclarar que el mercado alemán integró 6,57 GWh de nueva capacidad instalada durante 2025, lo que llevó su capacidad total  a 24 GWh.

Parte de esta expansión fue impulsada por la InnovationAuction, un programa que premia la co-ubicación de almacenamiento con renovables, y que destinó 750 MWh en su edición más reciente.

Portugal completó el mapa con la adjudicación de 500 MW de potencia en 43 proyectos de almacenamiento, con un volumen estimado de 750 MWh.

Las ayudas, por 100 millones de euros, fueron entregadas por el Ministerio de Energía en el marco del Plan de Recuperación y Resiliencia (RRP), con instalaciones previstas antes de fines de 2025. Este ratio entre potencia y energía adjudicada confirma que se trata de sistemas de almacenamiento de corta duración, orientados a servicios de flexibilidad.

Finalmente, Rumania adjudicó al menos 700 MWh de almacenamiento a través de su esquema nacional de subvenciones, también respaldado por fondos del RRF. El país también inauguró una gran instalación solar + storage, y avanza en el desarrollo de una planta de bombeo de 1 GW. Con estas acciones, Rumania busca establecer bases firmes para la integración masiva de renovables en su matriz.

Una parte sustancial de las adjudicaciones —como en Polonia, Reino Unido, Grecia y Bélgica— se dieron en el marco de mercados de capacidad. Este tipo de mecanismos, diseñados originalmente para tecnologías despachables, ha sido progresivamente abierto al almacenamiento por baterías, que logró competir con éxito en múltiples rondas.

Cabe recordar que España aún se encuentra a la espera de la aprobación formal de su propio mecanismo de capacidad, actualmente en revisión por parte de la Comisión Europea. Una vez autorizado, este instrumento se convertirá en una pieza clave para ofrecer certidumbre a proyectos que hoy operan bajo esquemas puramente subvencionados o de mercado.

Más allá del número total, 2025 evidenció una consolidación de mecanismos diversos de apoyo al almacenamiento, desde esquemas tradicionales como los mercados de capacidad, hasta nuevos programas estatales como MACSE, o fondos europeos canalizados mediante el RRF. La variedad de enfoques refleja cómo cada país adapta sus instrumentos regulatorios a las necesidades de su sistema eléctrico.

Aun así, el despliegue no está exento de riesgos. Muchos esquemas exigen operación comercial entre 2026 y 2030, lo que pone presión sobre los promotores. Algunos precios adjudicados —como los extremadamente bajos en Italia— podrían dificultar la decisión final de inversión si no se acompaña de estabilidad regulatoria o ingresos complementarios.

En síntesis, el mapa europeo del almacenamiento cambió radicalmente en solo doce meses. Con más de 80 GWh adjudicados, Europa no solo multiplicó sus señales de inversión, sino que dejó en claro que el almacenamiento ya no es marginal, sino un componente estructural de la transición energética.

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El mercado latinoamericano de storage enfrenta un momento clave. Tras una década de abaratamiento acelerado —con una caída del 89% en los precios entre 2010 y 2023, según datos de IRENA—, el Costo Nivelado de Almacenamiento (LCOS) en sistemas BESS se ubica entre 140 y 300 USD/MWh, de acuerdo a un último informe de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía

Por lo que cinco ejecutivos de Trina Solar, Sungrow, JA Solar, Great Power y AMPACE pusieron la mirada en la evolución de los precios de los sistemas BESS y cómo estos a mostrar señales de estabilidad, pero con atención en variables que podrían modificar los costos.

“En los últimos años vimos un descenso de los precios de las baterías que permitió maridar y viabilizar financieramente los proyectos. Hay una estabilización de precios para el futuro, por lo que no se ven grandes variaciones”, sostuvo Vicente Walker, jefe de Trina Storage para Latinoamérica y el Caribe de Trina Solar.

La eficiencia y escala también jugarán un papel decisivo. Desde JA Solar, Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM, anticipa una depuración del ecosistema industrial, dado la competitividad por sistemas cada vez más eficientes y mejores para los proyectos, sean híbridos o stand-alone. 

“Sólo quedarán los jugadores que sean más eficientes en la producción y tecnología que ofrecen. Eso seguramente genere una tendencia de precios a la baja en los próximos años”, planteó.

Pero no todos los actores coinciden con esa lectura. Germán Rotter, sales manager BESS LATAM de Great Power, advirtió que el comportamiento del litio será determinante y, por tanto, que los valores podrían cambiar.

“Además, se debe diferenciar entre las soluciones comercial-industrial (C&I) y utility scale, que dentro de este último tipo también hay distintos segmentos como PMGD, proyectos medianos y grandes”, aclaró. 

Frente a estas oscilaciones, la innovación se presenta como un amortiguador estratégico. Marcel Peralta, head de LATAM de AMPACE, destacó el avance tecnológico y el aumento de la capacidad productiva de China, lo que facilita la oferta a nivel internacional y el negocio en la región. 

“Hoy en día tenemos baterías que pueden alcanzar los 15.000 ciclos y entraron al mercado con precios muy competitivos, que hacen que los retornos de inversión sean muy buenos”, aseguró. Esa combinación de longevidad y costo competitivo puede redefinir el estándar de rentabilidad para nuevos proyectos en la región.

Por su parte, Jorge Alvarado, gerente de ventas de BESS e inversores de Sungrow, pone el foco en los factores intangibles: “Hoy en día es uno de los momentos más agresivos del mercado, pero actualmente Sungrow cuenta con una propuesta de valor más importante que el precio”, expresó. 

En esa línea, la compañía ya lleva más de 10 GWh asegurados en la región, de los cuales 3,1 GWh ya están en operación comercial (COD), 3 GWh en fase de comisionamiento y 4 GWh garantizados para el primer trimestre de 2026.

Tendencias de mercado: valor agregado, subastas e innovación

Este contexto cobra mayor relevancia si se lo enmarca en la expansión acelerada de proyectos de almacenamiento en la región. Chile lidera con casi 2 GW de sistemas BESS en operación, 7,5 GW en construcción y prueba, y otros 27 GW en desarrollo. 

En Brasil, se espera la histórica primera subasta de almacenamiento —“LRCAP 2026 – Almacenamiento”— prevista para abril de 2026, con inicio de suministro en 2028 y contratos por diez años.

Argentina también avanza en esta dirección. Tras la adjudicación de más de 700 MW en la licitación AlmaGBA, se proyecta una nueva convocatoria denominada AlmaSADI, que sumaría entre 500 y 600 MW de BESS para reemplazo de generación forzada en nodos críticos.

En México, el gobierno dio luz verde a 20 proyectos privados con 3320 MW de capacidad renovable y 1488 MW de almacenamiento, en el marco de una convocatoria prioritaria para permisos de generación eléctrica. Y en Centroamérica y el Caribe, países como Guatemala, Panamá, República Dominicana y Honduras impulsan licitaciones que ya suman más de 4000 MW, con el almacenamiento no solo como complemento, sino como requisito técnico para la gestión energética.

En definitiva, el futuro de los precios BESS en Latinoamérica no tendrá un único comportamiento. Algunos componentes apuntan a una estabilización relativa, otros a un nuevo ciclo de subas, especialmente por factores como el litio. 

Pero en paralelo, la competencia, la innovación tecnológica y la maduración del mercado empujan hacia una posible baja estructural de precios, al menos para quienes logren mantenerse eficientes y escalar. La clave será cómo se posicionan los distintos actores ante este nuevo equilibrio.

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El nuevo presidente de Chile, José Antonio Kast, finalmente designó a Ximena Rincón González como ministra de Energía, en el marco de la configuración del nuevo gabinete que asumirá el 11 de marzo de 2026. 

El nombramiento de Rincón se produce tras semanas de especulaciones, donde incluso se analizó la posibilidad de crear un triministerio que agrupara Energía, Economía y Minería. La propuesta, sin embargo, fue descartada, por lo que Energía mantendrá su autonomía, lo que representa una señal clara al sector respecto a la hoja de ruta que tomará el nuevo gobierno.

La senadora y próxima nueva ministra sucederá a Álvaro García, quien encabezó el biministerio de Economía, Fomento y Turismo, y Energía desde octubre de 2025, tras la renuncia de Diego Pardow por el escándalo tras el error en el cálculo de tarifas que generó cobros indebidos a los usuarios.

Y de ese modo, Rincón  será la segunda mujer al frente del Ministerio de Energía de Chile tras lo hecho por Susana Jiménez Schuster entre marzo de 2018 y junio de 2019 durante el gobierno de Sebastián Piñera.

Con esta decisión, Kast consolida un gabinete de coalición, integrando a sectores que lo respaldaron electoralmente, con figuras de experiencia parlamentaria y política transversal.

¿Quién es Ximena Rincón? Abogada de la Universidad de Chile y actual senadora, fue figura clave de la exConcertación y ejerció como ministra del Trabajo y de la Secretaría General de la Presidencia durante el segundo mandato de Michelle Bachelet. 

En los últimos años consolidó su propio espacio político al fundar y presidir el partido Demócratas, con el cual selló una alianza tras el plebiscito constitucional de 2022, llegando a presidir el Senado. 

En tanto que su acercamiento a la derecha comenzó con el apoyo a Evelyn Matthei en primera vuelta y al propio Kast en el balotaje de 2025.

Con esta decisión, Kast consolida un gabinete de coalición, integrando a sectores que lo respaldaron electoralmente, con figuras de experiencia parlamentaria y política transversal.

Por lo que según pudo averiguar este portal de noticias, desde el nuevo oficialismo valoran el perfil político de Rincón y su capacidad de negociación parlamentaria, claves para una cartera que estará marcada por una agenda de reformas técnicas, modernización regulatoria y presión del sector privado por certidumbre.

Reforma técnica sin subsidios y foco en el mercado

La agenda energética de Kast se estructura sobre un enfoque liberal, con ejes centrados en la libertad del consumidor, la eliminación de trabas burocráticas, el ordenamiento del régimen PMGD (Pequeños Medios de Generación Distribuida) y una modernización del sistema sin subsidios.

El objetivo central es que los pequeños consumidores puedan subirse al tren de la electrificación, revelaron desde el equipo energético durante la campaña de gobierno, que plantea una reforma estructural a la distribución eléctrica, habilitando generación y almacenamiento distribuido, y asegurando calidad de servicio.

Asimismo, la nueva administración celebra la transición energética, pero advierte que se requerirán herramientas técnicas adicionales para garantizar estabilidad sin modificar el marco legal vigente. Entre ellas, se mencionan servicios complementarios, generación síncrona, inercia y corriente de cortocircuito.

Uno de los primeros desafíos será la revisión del régimen PMGD, hoy bajo críticas por su utilización extendida del régimen transitorio. Desde el oficialismo plantean la necesidad de reglas claras y coordinación operativa con el sistema eléctrico nacional.

Y cabe aclarar que el modelo que impulsa Kast descarta subsidios directos y prioriza la eficiencia técnica como herramienta para reducir tarifas y mejorar la seguridad del suministro. Aunque resta por verse si las propuestas y medidas serán suficientes para responder a las expectativas del sector. 

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Solar Steel, empresa líder en diseño y suministro de estructuras y seguidores solares, anuncia el lanzamiento de TracSmarT+2P, la evolución de su tecnología de seguimiento solar orientada a responder a las necesidades actuales y futuras del sector fotovoltaico.

El nuevo seguidor solar monofila 2P, disponible en configuraciones de 1 y 2 strings (hasta 41 metros por fila), combina la fiabilidad y robustez del diseño “Compact” previamente desarrollado por la compañía con una mayor versatilidad para proyectos de gran y pequeña escala. Esta solución ha sido diseñada para ofrecer seguridad estructural, estabilidad operativa y eficiencia energética, adaptándose a una amplia variedad de layouts y condiciones de terreno.

Características principales

Estandarización de componentes. TracSmarT+2P se caracteriza por su diseño optimizado con un número reducido de piezas comunes para ambas configuraciones, facilitando la logística, el mantenimiento y la gestión de repuestos.

La tornillería y los componentes estructurales se mantienen unificados, con la única excepción de los amortiguadores, presentes exclusivamente en la versión de 2 strings.

Seguridad y comportamiento ante eventos climáticos. El seguidor solar 2P ha sido desarrollado para ofrecer un alto nivel de resistencia frente a condiciones meteorológicas adversas, como vientos intensos, lluvias fuertes o granizo.

Su robustez estructural y flexibilidad permiten ajustar la orientación del seguidor para maximizar la captación solar y proteger la instalación, contribuyendo a un rendimiento energético estable y fiable.

Diseño simple y eficiente. La simplicidad constructiva es uno de los pilares del nuevo TracSmarT+2P. La reducción de componentes no solo facilita un montaje ágil y eficiente, sino que también disminuye la probabilidad de fallos mecánicos, reduciendo los costes de operación y mantenimiento y aumentando la vida útil del sistema.

Alta adaptabilidad a pendientes y layouts complejos. La combinación de las configuraciones de 1 y 2 strings permite optimizar el diseño de plantas fotovoltaicas en terrenos con geometrías complejas o pendientes variables. Esto facilita la absorción de curvas, maximiza el aprovechamiento del espacio disponible y reduce significativamente los movimientos de tierra, mejorando la viabilidad técnica y económica del proyecto.

Una solución versátil para múltiples aplicaciones. Aunque la configuración de 2 strings, o la combinación de ambas, será la predominante en los nuevos proyectos actualmente en desarrollo, Solar Steel mantiene disponible la versión de 1 string, anteriormente conocida como Compact, que se presenta como una solución idónea para proyectos de pequeña escala y aplicaciones agrícolas o de regadío.

Además, TracSmarT+2P incorpora el diseño desarrollado para la línea AgriPV by Solar Steel, cumpliendo con la normativa ya publicada en diversos países europeos. El sistema ofrece un ground clearance de hasta 1,3 metros, permitiendo su integración en proyectos de agricultura avanzada y ganadería, sin comprometer el rendimiento energético de la instalación.

Con este nuevo desarrollo, Solar Steel refuerza su posición de liderazgo en la industria solar fotovoltaica, ampliando su cartera de soluciones y ofreciendo tecnologías que se adaptan con precisión a las necesidades específicas de cada cliente y mercado.

Sobre Gonvarri Solar Steel

Gonvarri Solar Steel es una división de Gonvarri Industries dedicada al diseño y fabricación de seguidores solares y estructuras fijas para el sector de la energía fotovoltaica contando con más de 29 GW suministrados en +45 países por todo el mundo. Durante su trayectoria, Gonvarri Solar Steel ha centrado sus esfuerzos en ofrecer a sus clientes soluciones integrales según las necesidades de producto y servicio. Para más información, visite: www.gsolarsteel.com  

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A partir del 20 de enero de 2026, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) puso en marcha un nuevo paquete regulatorio que apunta directamente a un desafío creciente en el sistema eléctrico peninsular español: las variaciones bruscas de tensión.

Este fenómeno, asociado al fuerte crecimiento de generación renovable con control por factor de potencia, motivó a la Comisión a consolidar en normativa permanente una serie de medidas que, hasta ahora, eran provisionales.

Las modificaciones aprobadas sobre los procedimientos de operación 3.1, 3.2 y 7.2 buscan dar estabilidad a la red eléctrica, reduciendo la necesidad de intervenciones en tiempo real y optimizando la respuesta técnica ante eventos críticos. De acuerdo con el documento oficial, las medidas se implementan tras comprobar su eficacia durante tres meses de aplicación temporal, entre octubre de 2025 y enero de 2026.

El origen del problema radica en una transformación acelerada del sistema: «cambios abruptos en la producción de plantas que siguen un factor de potencia», es decir, aquellas donde la variación de energía activa implica cambios simultáneos en la energía reactiva, afectando directamente a la tensión del sistema. Esta dinámica, según el Operador del Sistema, “no se había producido en el pasado con la magnitud actual”, y obedece al crecimiento de instalaciones renovables, la participación activa en mercados de tiempo real y el surgimiento de precios negativos.

Para mitigar el riesgo de inestabilidad, se implementan modificaciones clave. En el procedimiento 3.1, se ajustan los tiempos del Proceso de Programación para reducir redespachos y garantizar soluciones completas de restricciones técnicas antes del tiempo real. Se reduce de 30 a 15 minutos el plazo para la publicación del Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF), y se limita a 10 minutos el margen para que los participantes envíen sus nominaciones.

Además, el procedimiento 3.2, que regula las restricciones técnicas, ahora contempla explícitamente la programación por insuficiente reserva a subir, incorporando a los grupos térmicos en fases más tempranas del despacho. Con ello se busca disminuir la necesidad de energía de balance y evitar correcciones de último minuto que puedan alterar la estabilidad del sistema.

En lo que respecta al procedimiento 7.2 de regulación secundaria, se extiende la obligación de seguimiento del Programa de Tiempo Real (PTR) a todos los periodos de programación, incluso cuando las instalaciones no estén activamente prestando servicios de frecuencia. Este punto genera tensiones dentro del sector renovable: «los proveedores de tecnología no gestionable deberán asumir vertidos sin compensación directa», alertan algunos actores consultados durante el proceso de audiencia pública.

Durante la consulta, que incluyó 23 aportes de empresas y asociaciones del sector, surgieron diversas preocupaciones. Por un lado, existe acuerdo en la necesidad de garantizar la estabilidad de tensión, pero también se advierte que «no debe condicionarse la operativa del mercado ni recortar plazos de forma que incremente el riesgo de errores». En ese sentido, se valoró positivamente que el Operador del Sistema aceptara mantener los plazos de presentación de ofertas de restricciones.

Uno de los puntos más sensibles es la propuesta de seguir el PTR en todo momento para los proveedores de regulación secundaria. El impacto potencial sobre los costes del servicio aFRR y el riesgo de salida de proveedores preocupan al sector.

No obstante, la CNMC sostiene que “estos cambios son necesarios para anticipar eventos que puedan comprometer la red”, y que su impacto será evaluado antes de consolidarlos definitivamente.

Las modificaciones se suman a otras iniciativas impulsadas por el regulador, como la implementación progresiva del nuevo servicio de control de tensión bajo el PO 7.4, cuya fase de habilitación está en marcha. A la fecha de la resolución, solo 35 de 334 instalaciones habían superado las pruebas para ofrecer este servicio, aunque el ritmo de habilitación se ha acelerado en semanas recientes.

La CNMC subraya que el paquete aprobado no es definitivo: «será revisado en un plazo máximo de un año», y su evolución dependerá de los resultados del plan de actuación que el Operador del Sistema deberá elaborar con participación del sector. Este plan deberá abordar desde la transparencia sobre la variabilidad de tensiones hasta la posible revisión del carácter voluntario del seguimiento de consignas.

El documento deja claro que el futuro de la operación del sistema eléctrico dependerá en gran medida de la capacidad de adaptación de las tecnologías renovables. En particular, se requerirá que una parte significativa de estas instalaciones transite de un modelo de operación basado en factor de potencia a otro más dinámico, con rampas de programación y control activo de tensión.

Para los actores del sector renovable, estas modificaciones implican repensar sus estrategias de integración y operación, especialmente en lo que respecta a servicios de ajuste y participación en mercados de balance. Si bien representan un desafío operativo, también abren nuevas oportunidades para quienes logren adaptarse primero.

En palabras de la CNMC, “la situación del sistema eléctrico ha cambiado de forma drástica en pocos años”, y por ello, “es fundamental seguir trabajando con los agentes para garantizar una operación segura y económicamente eficiente”.

El sector renovable español entra así en una nueva etapa, donde la integración masiva de generación limpia exigirá no solo volumen, sino también flexibilidad, control y capacidad de respuesta técnica inmedi

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Bladex, banco multinacional fundado en 1979 por los bancos centrales de América Latina y el Caribe, anunció su participación como principal aportante en un financiamiento por USD425 millones otorgado a AES Dominicana, destinado al refinanciamiento y fortalecimiento de un portafolio de seis proyectos renovables en República Dominicana: cinco solares y uno eólica.

Las seis plantas ya se encuentran 100% operativas y generando energía limpia, fortaleciendo la resiliencia y capacidad del sistema eléctrico dominicano para atender la creciente demanda energética del país.

El financiamiento contó con la participación de seis bancos líderes de Panamá y de la República Dominicana, siendo Bladex la institución con la mayor contribución individual, lo que consolidó su rol en el desarrollo de infraestructura sostenible en la región.

Y cabe recordar que la multinacional francesa TotalEnergies compró el 50% de la cartera solar, eólica y de sistemas BESS de AES Dominicana Renewables Energy.

A través de esta negociación la compañía francesa no solo expande su alianza estratégica con AES en la región del Caribe; también expande su negocio de renovables en República Dominicana, donde la cartera de energías renovables de AES incluye más de 1 GW de proyectos eólicos, solares y BESS contratados, de los cuales 410 MW ya están operativos o en construcción, suministrando electricidad mediante contratos de compra de energía (PPA) a largo plazo.

El portafolio también incluye más de 500 MW de capacidad solar y eólica en desarrollo, junto con proyectos BESS, que se integrarán en plantas solares para mitigar la intermitencia y mejorar la estabilidad de la red.

Adicionalmente, una parte de los fondos será destinada a complementar cuatro de estas plantas con sistemas de almacenamiento en baterías, lo que permitirá una mayor estabilidad, eficiencia y confiabilidad en la red eléctrica. Este financiamiento constituye el mayor préstamo para energías renovables otorgado en el Caribe.

«La operación marca un hito para la región y reafirma el compromiso de Bladex con la sostenibilidad, la transición energética y el fortalecimiento de infraestructuras críticas. Proyectos como este impulsan la creación de valor económico, ambiental y social de largo plazo para nuestros países», señaló Samuel Canineu, vicepresidente Ejecutivo de Negocios de Bladex.

Por su parte, Edwin De los Santos, CEO de ADRE y presidente de AES en la República Dominicana, destacó que «este acuerdo consolida el liderazgo de AES Dominicana en energías renovables».

«En AES estamos comprometidos con el desarrollo de una transición energética siempre velando por la construcción de sistemas eléctricos confiables, seguros y flexibles. La confianza de Bladex y de la banca regional es una muestra clara de la solidez de nuestro portafolio y del impacto positivo que estas plantas ya están generando para el país», agregó.

Bladex ya había participado en el financiamiento de la construcción original de estas plantas renovables, acompañando a AES Dominicana desde las etapas iniciales del desarrollo de este portafolio estratégico. En 2023, el banco actuó como estructurador y financiador en dos transacciones por un monto total de US$160 millones, destinadas a refinanciar y fortalecer proyectos solares y eólicos del grupo.

Estas incluyeron un equity loan por USD 40 millones a AES España, así como un financiamiento adicional de USD 120 millones, dividido en partes iguales entre Bladex y Banco Popular. Estas operaciones sentaron las bases para el crecimiento y la consolidación de la plataforma de generación limpia de AES Dominicana.

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 S-5!, el inventor de soluciones de fijación diseñadas y fabricadas para techos metálicos, presenta su nueva abrazadera S-5-TH™, desarrollada para fijar una amplia variedad de accesorios sobre perfiles de techo metálico en forma de T.

La S-5-TH, donde la “H” hace referencia a Hinge (bisagra), es una abrazadera sin perforación, diseñada específicamente para aplicaciones solares FV y fijaciones de carga ligera —como tubería y conduit— en techos metálicos comerciales con perfil en T, incluidos McElroy Metal Trap Tee y Morin® SymmeTry®.

Diseñada para garantizar una sujeción confiable que preserve la integridad del techo, su diseño de una sola pieza se coloca sobre la nervadura del techo y permite el movimiento térmico natural de los paneles del techo. Su diseño sin perforación elimina el riesgo de filtraciones y mantiene intactas las garantías del fabricante del techo.

Al igual que todas las abrazaderas y brackets de S-5!, la S-5-TH ha sido sometida a rigurosas pruebas para cumplir con los estándares más exigentes de la industria, asegurando una fijación segura con un producto garantizado durante la vida útil del techo.

Características clave de la S-5-TH: 

• Diseñada exclusivamente para perfiles de techos metálicos en forma de T, ofreciendo una resistencia de sujeción excepcional
• Fijación sin perforación, que preserva la integridad del techo y permite el movimiento térmico de la cubierta metálica
• Diseño Living Hinge™, que reduce componentes y elimina insertos, permitiendo una instalación más rápida y sencilla con menores costos de mano de obra
• Compatible con la solución solar sin rieles PVKIT ® de S-5!, y también con sistemas con rieles para máxima flexibilidad
• Permite fijar una amplia gama de accesorios en techos, incluidos sistemas solares, conduit y tubería
• Fabricada en aluminio serie 6000, que ofrece alta durabilidad y excelente resistencia a la corrosión
• Calidad confiable y de larga duración, respaldada por garantía
• Respaldada por S-5!, sinónimo de diseño confiable, servicio y calidad de marca

“Estamos entusiasmados de presentar esta nueva abrazadera diseñada específicamente para techos metálicos en forma de T”, señaló Rob Haddock, Fundador y CEO de S-5! “En S-5! nos enfocamos en crear soluciones que resuelvan problemas reales y faciliten el trabajo de nuestros clientes. Esta abrazadera es una solución simple y eficaz para una necesidad común que hemos identificado en campo”.

Acerca de S-5!

Fundada por un experto en techos metálicos, S-5! ha sido la autoridad líder en soluciones de fijación para techos metálicos desde 1992. Las abrazaderas sin perforación y los brackets con garantía de por vida de S-5! permiten fijar prácticamente cualquier cosaa la mayoría de los tipos de techos metálicos, preservando la integridad del techo y sus garantías. Las soluciones de S-5! están diseñadas para una amplia variedad de aplicaciones en cubierta y actualmente están instaladas en más de 3 millones de techos metálicos en todo el mundo, ofreciendo resistencia y durabilidad sin precedentes.

Más información en es.s-5.com

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El próximo 12 de febrero en Madrid, se celebrará una nueva edición de FES Iberia – Renewables & Storage, el evento que marcará el inicio de la gira internacional 2026 de Future Energy Summit (FES).

La cita reunirá a más de 30 referentes del sector público y privado para abordar los desafíos estratégicos de la transición energética, con un foco principal: el almacenamiento.

En un escenario donde se aceleran los marcos regulatorios y se abren nuevas oportunidades de negocio, FES Iberia propondrá un debate técnico de alto nivel y espacios de networking donde cientos de representantes del sector avanzarán en nuevas alianzas para proyectos renovables en la región.

Uno de los ejes centrales será el análisis del almacenamiento desde múltiples perspectivas: regulación, innovación tecnológica, modelos de negocio y financiamiento. En ese marco, los speakers confirmados provienen de compañías energéticas, tecnológicas, instituciones públicas y fondos de inversión con fuerte presencia en Europa y América Latina.

Entre los principales disertantes del sector público se destacan

• Carmen López Ocón – Directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico – IDAE

• Fátima García Señán – Deputy Director General of Storage and Flexibility – MITECO

• Manuel Larrasa Rodríguez – Secretario General de Energía y Minas – Junta de Andalucía

• Pablo Fernández Vila – Director General de Planificación Energética y Minas – Xunta de Galicia

• Alfonso Arroyo González – Director General de Energía y Minas – Castilla y León

• Alberto Hernández Suárez – Director General de Energía – Gobierno de Canarias

Por el lado del sector privado, Julio Castro, CEO de Iberdrola Renovables, Rocío Sicre, Directora General de EDP Renewables en España, y Enrique de Ramón, Global Head of Business Origination & BESS de Zelestra, que aportarán la visión de algunas de las grandes generadoras del sector.

A ellos se les agrega la mirada de ejecutivos con alcance internacional como Chema Zabala, Managing Director de Alantra Energy Transition, Fernando Cremades, Global Head of Growth de Galp; Álvaro Villasante, vicepresidente de Gestión de Negocios e Innovación del Grupo Energía Bogotá; Álvaro Pérez de Lema, CEO de Saeta Yield; y Arancha García, Chief Integration & Transformation Officer de Templus, quienes compartirán estrategias para escalar proyectos y estructuras financieras en contextos regulatoriamente diversos.

Asimismo La edición 2026 de FES Iberia contará con una selección de líderes especializados en soluciones tecnológicas para sistemas BESS, integración de renovables y digitalización de activos energéticos:

• Jesús Heras – Technical Director SouthWest Europe – Wattkraft

• Andrés Hernando – CTO – Huawei

• Héctor Erdociain – CSO & CTO – Chemik Group

• Oscar Aira – Managing Director Europe & Latin America – GameChange

• Domingo Jesús López Álvarez – Director General – Tera Batteries

• Borja Dalmau – Director de Almacenamiento – UNEF

• Raúl García Posada – Director – ASEALEN

Mientras que el análisis periodístico correrá por cuenta de Gastón Fenés y Emilia Lardizábal de Energía Estratégica, medio que realizará la cobertura al detalle del encuentro.

La edición 2026 cuenta con el respaldo de empresas tecnológicas y fabricantes de soluciones de almacenamiento que actuarán como partners del evento: Wattkraft/Huawei, GameChange, Tera Batteries, Schletter, Chemik, Asturmadi Reenergy y BLC Power Generation.

Con estos actores y un enfoque centrado en las soluciones para el almacenamiento energético, FES Iberia 2026 se consolida como el evento más importante de Hispanoamérica en su categoría, generando un entorno de debate estratégico y networking profesional de alto valor, clave para impulsar la transición energética en Europa y América Latina.

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El Ministerio de Minas y Energía de Colombia publicó oficialmente el Proyecto de Resolución que convoca y define el primer mecanismo de contratación a largo plazo de energía eléctrica del año. El documento ya se encuentra en consulta pública conforme al artículo 8 de la Ley 1437 de 2011 y marca un paso clave en la planificación renovable de largo plazo del país.

La subasta será ejecutada por un operador especializado, con fecha límite de adjudicación antes del 30 de junio de 2026. Se contempla una contratación bajo el esquema “pague lo contratado”, con una duración de 15 años, a partir del 1 de enero de 2030, o 1 de enero de 2035 para uno de los productos.

El mecanismo busca facilitar la incorporación de proyectos a partir de fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER) y contribuir al cumplimiento del artículo 296 de la Ley 1955 de 2019, que obliga a los comercializadores a destinar entre el 8% y el 10% de sus compras de energía a través de contratos con FNCER.

Se definen cuatro productos contractuales:

• Cobertura de 24 horas

• Energía solar entre las 06:00 y las 18:00

• Dos bloques: 08:00–17:00 y 17:00–21:00

• Energía entre las 18:00 y 22:00

Los proyectos habilitados para participar deberán ser nuevos, con capacidad efectiva neta mayor o igual a 5 MW, y estar inscritos en el Registro de Proyectos de Generación de la UPME. También se permitirá la participación de sistemas de almacenamiento de energía con baterías (SAEB), tanto en proyectos nuevos como existentes, con condiciones técnicas específicas según el producto al que apliquen.

El documento indica que la cantidad de energía contratada por los comercializadores mediante este mecanismo será tenida en cuenta para cumplir con el porcentaje obligatorio de compras renovables. Además, alerta que, con corte a noviembre de 2025, “la mayoría de los comercializadores del Mercado de Energía Mayorista no han logrado alcanzar el umbral del diez por ciento (10%) de fuentes renovables en su canasta”.

Sobre las experiencias previas, el proyecto de resolución recuerda que las subastas de 2019 y 2021 adjudicaron 19 proyectos con una capacidad total de 2.086,2 MW, de los cuales apenas el 17% ha entrado en operación. Con base en cifras de XM, se informa que se han incorporado 1595 MW de capacidad solar fotovoltaica, de los cuales solo 348 MW corresponden a proyectos adjudicados con compromisos contractuales.

Aunque se trata de una convocatoria anticipada desde octubre del año pasado, el proceso comienza a tomar forma concreta ahora y presenta una particularidad: se realizaría de manera simultánea con la subasta de cargo por confiabilidad. La CREG ya definió la convocatoria correspondiente al periodo 2029‑2030, cuya ejecución está programada para marzo de 2026, de acuerdo con el cronograma publicado por el administrador del sistema. Esa agenda contempla etapas de presentación de garantías, ejecución de ofertas y publicación de resultados.

Esta coincidencia genera inquietudes entre actores del mercado energético, debido a la ausencia de lineamientos técnicos sobre cómo se articularán ambos mecanismos, algo sin precedentes en el esquema regulatorio colombiano.

Tampoco se ha definido aún cuánta capacidad se licitará ni bajo qué condiciones, lo que limita la capacidad de planificación de los desarrolladores. Aunque se mantiene en fase de borrador, desde el sector advierten que la articulación será clave para garantizar certidumbre y evitar superposiciones normativas, especialmente en un momento en el que se requiere que nuevos proyectos ingresen con urgencia al sistema.

El documento también contempla reglas sobre cesión de contratos, causales de rechazo, mecanismos de garantías, criterios de desempate y una fórmula de actualización de precios basada en el PPI de EE.UU. y el IPP de Colombia, más el componente CERE según la regulación vigente.

Finalmente, se señala que será tarea de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) establecer las reglas complementarias necesarias para implementar este esquema, incluyendo disposiciones técnicas sobre despacho, liquidación de desviaciones y participación de activos con almacenamiento.

Por el momento, el Proyecto de Resolución no ha sido publicado de manera oficial ni ha iniciado el proceso de consulta pública. Su contenido está sujeto a modificaciones, pero representa un paso clave hacia la consolidación de un marco regulatorio que permita planificar el crecimiento renovable con contratos a largo plazo.

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En un solo mes, España avanzó con 485,9 MW de almacenamiento energético en distintas fases de tramitación administrativa, principalmente ambiental, según datos recopilados por Energía Estratégica.

La cifra corresponde a 12 proyectos distribuidos en siete Comunidades Autónomas, en su mayoría asociados a instalaciones solares fotovoltaicas existentes o planificadas.

Extremadura lidera con más de 190 MW de potencia en tramitación, seguida por Castilla y León, con cerca de 77 MW, y Andalucía, con otros 77,6 MW. Estas regiones concentran el grueso del impulso, en línea con su estrategia de consolidarse como polos clave en generación renovable y almacenamiento.

Entre los proyectos destacados se encuentra el sistema de 95 MW de la empresa Parque Solar Cáceres S.L., que se tramita para hibridar con la planta fotovoltaica FV Arenales. Le sigue el sistema de 77,6 MW de Rolwind Renovables, en Málaga, también en fase de autorización ambiental.

La totalidad de los proyectos está siendo evaluada en distintas instancias administrativas: desde la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) hasta la Autorización Administrativa Previa (AAP). En algunos casos, ambos procesos se desarrollan en paralelo, especialmente cuando se trata de hibridaciones con plantas existentes.

Por ejemplo, Enel Green Power impulsa cuatro sistemas en Extremadura que totalizan 133,4 MW y que buscan complementarse con módulos solares ya operativos como FV Hernán Cortés y FV Apicio. En tanto, Solaria tramita en Burgos un sistema de 45,5 MW para hibridar con su parque de 140,127 MW denominado Agrupación Maira Gamma.

La tendencia a la hibridación con fotovoltaica se mantiene como una constante. Todos los proyectos informados, salvo casos puntuales— están vinculados a plantas solares, ya sea para ampliar su capacidad operativa o para mejorar su estabilidad y eficiencia mediante almacenamiento.

El caso de OPD Energy es otro ejemplo de esa dinámica, con sistemas en trámite en Barcelona y Zaragoza por un total de 57,7 MW, ambos integrados a proyectos fotovoltaicos. Lo mismo ocurre con la iniciativa de X-ELIO Energy en Valencia (63 MW) y la de Planta FV 112 SL en Valladolid (31 MW), que refuerzan el mapa de proyectos híbridos en desarrollo.

Cabe recordar que durante noviembre y diciembre España había tramitado más de 2.000 MW de renovables —principalmente eólicos y fotovoltaicos— según el análisis previo de Energía Estratégica. El avance en almacenamiento representa, por tanto, una profundización de la diversificación tecnológica en el marco de la transición energética.

Las tramitaciones en curso también reflejan el esfuerzo institucional de ciertas Comunidades Autónomas por acelerar el despliegue del almacenamiento. En particular, Galicia, Andalucía y la Comunidad Valenciana han puesto en marcha mecanismos para agilizar evaluaciones ambientales y autorizaciones administrativas, con el objetivo de facilitar la conexión de estas infraestructuras clave para la flexibilidad del sistema eléctrico.

Este movimiento creciente en torno al almacenamiento responde a las metas del PNIEC revisado, que establece un objetivo de 22 GW de almacenamiento operativo para 2030, combinando baterías, bombeo hidráulico y otras tecnologías. Los proyectos en tramitación representan un paso concreto hacia ese horizonte, aportando no solo capacidad instalada sino también resiliencia y equilibrio a la red eléctrica.

Con la creciente electrificación del consumo y la variabilidad de la generación renovable, el almacenamiento se posiciona como un componente esencial del sistema energético del futuro. Las cifras del último mes dan señales claras de que la industria comienza a responder con velocidad a las oportunidades que abre la regulación.

En este contexto de crecimiento sostenido, el sector se prepara para un evento clave: el próximo 12 de febrero, Madrid acogerá el Future Energy Summit (FES) Iberia – Renewables & Storage 2026, donde se debatirá el futuro del almacenamiento, la integración renovable y el despliegue de infraestructura crítica. Participarán referentes del IDAE, del MITECO, autoridades de comunidades autónomas y CEOs de empresas como Saeta Yield, Iberdrola, EDP Renovables y otros actores estratégicos del ecosistema energético.

BOE actualizado españa – Hoja 2

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A mediados de noviembre de 2025, Nextracker anunció su rebranding corporativo a Nextpower™, marcando un giro estratégico que transforma a la compañía en un proveedor global de soluciones tecnológicas energéticas totalmente integradas. 

“Ya no somos una compañía que solo va a vender trackers, sino que vamos a tener soluciones especiales para proyectos solares”, resaltó Gonzalo Gallardo, sales manager LATAM de Nextpower, al ser consultado sobre el tema durante una entrevista destacada en Future Energy Summit (FES) Chile.

Este cambio de nombre representa la evolución de la firma, que pasa de especializarse en sistemas de seguimiento solar a ofrecer un portafolio completo que abarca tecnologías estructurales, eléctricas y digitales para plantas de energía solar a gran escala.

Entre las nuevas líneas de negocio se incluyen combiner box, soluciones para mejorar el cableado y robótica de inspección para operación y mantenimiento, diseñadas para cubrir todo el ciclo de vida de los proyectos.

Con más de 150 GW despachados a nivel global y una posición líder durante diez años consecutivos en el mercado de seguidores solares, Nextpower ha mantenido una demanda sostenida que se refleja en sus ingresos: de 1900 millones de dólares en el año fiscal 2023 a 3400 millones en los últimos doce meses hasta septiembre de 2025.

Reviva la entrevista completa con Gonzalo Gallardo de Nextpower: https://www.youtube.com/watch?v=nLdeGVNRH7g

El nuevo enfoque de la empresa no solo apunta a diversificar su catálogo, sino también a profundizar en la eficiencia constructiva como factor clave de competitividad. 

“Buscamos hacerlo cada mes más eficiente, más fácil de construir, porque entendemos que cuando se logra obtener el precio idóneo para el producto, lo que aporta es terminar el proyecto lo antes posible», manifestó Gallardo.

“Para la constructora eso significa ahorros en términos de costos indirectos, por lo tanto, mejor retorno de inversión, y para el propietario final significa conectar el proyecto antes y mayores ingresos. Por ende, todas las mejoras que hemos implementado y que estamos mirando hacia el futuro apuntan a facilitar la construcción y hacer más eficiente los proyectos sin perder confiabilidad”, agregó.

Tecnologías adaptativas: el caso regional

Una de las principales innovaciones regionales es el NX Horizon-XTR, un tracker flexible desarrollado para adaptarse a la topografía del terreno y así evitar el grading, de modo que esta solución ya se ha posicionado como protagonista en Chile.

“Presentamos un tracker que sigue las pendientes naturales del sitio, lo que disminuye el riesgo constructivo y evita los cortes y rellenos en suelos complejos, así como los riesgos arqueológicos,” precisó el especialista Gallardo. 

A esto se suma que las modificaciones estructurales son mínimas, lo que permite mantener las mismas características del producto original y la aceptación ha sido inmediata, a tal punto que todos los contratos de proyectos firmados por la compañía en 2025 en Chile fueron con ese producto, según confirmó el entrevistado.

Aunque Gallardo aclara que la expansión del nuevo portafolio hacia Sudamérica será anunciada oportunamente, ya hay avances concretos, a través de su fábrica de Brasil, donde trabajan para encontrar algunas soluciones más aterrizadas a LATAM. 

“Uno de estos desarrollos es NX Anchor, una solución para suelos intermedios débiles, y que nos posicionará con un nivel de competitividad bastante alto en términos de CAPEX, porque se van a requerir fundaciones que no van a necesitar estar posicionadas a tanta profundidad”, indicó el sales manager LATAM.

“Además, estamos incorporando algunos productos para proyectos que requieren llegar a un target específico de potencia instalada por metro cuadrado, que es donde estamos introduciendo una nueva solución que se llama High Efficiency Drive, pudiendo instalar mayor capacidad en el mismo

círculo. El producto ya lo estamos cotizando actualmente con delivery en 2026”, concluyó.

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FMO participa con USD 50 millones en una operación de USD 300 millones junto a la Corporación Financiera Internacional (IFC) y un grupo de bancos comerciales para Central Puerto, en una señal clara de que el capital internacional sigue apostando por el sector energético argentino incluso en condiciones complejas: se trata de una línea de crédito corporativa sénior, sin garantía.

La operación refuerza el posicionamiento de Central Puerto como uno de los actores clave en la generación eléctrica del país, con una cartera diversificada de 6,9 GW, que equivale al 15% de la capacidad instalada privada de Argentina.

Este respaldo financiero internacional no solo fortalece a la empresa, sino que representa una señal de confianza en el proceso de transición energética que atraviesa el país. Y desde FMO —el banco de desarrollo de los Países Bajos— destacan que su participación como prestamista B ratifica su compromiso con soluciones sostenibles y basadas en el mercado.

El financiamiento se destinará a dos grandes líneas de acción: por un lado, permitirá apoyar la renovación de la concesión de la Central Hidroeléctrica Piedra del Águila, de 1.440 MW, una planta que ha operado por más de tres décadas y que es fundamental para la estabilidad de la red argentina. En diciembre de 2025, Central Puerto se adjudicó oficialmente la licitación para continuar gestionando esta central, lo que marca un paso estratégico en su plan de largo plazo.

Por otro lado, la operación apalanca la instalación del Sistema de Almacenamiento de Energía en Baterías Nuevo Puerto, de 150 MW, que se convertirá en el mayor proyecto de almacenamiento energético a escala de servicios públicos en Argentina. Esta tecnología es clave para mejorar la flexibilidad operativa del sistema eléctrico nacional y permitir una mayor participación de fuentes renovables intermitentes, consolidando una red más moderna y resiliente.

El préstamo cobra especial relevancia en un contexto donde el financiamiento internacional para infraestructura energética no siempre es fácil de conseguir. Sin embargo, el hecho de que la operación se haya estructurado como un crédito sin garantía, en condiciones de mercado y con participación activa de bancos comerciales, muestra un creciente interés por parte de actores globales en proyectos bien estructurados del país.

«Este tipo de operaciones envían una señal de confianza y estabilidad al mercado, lo cual es esencial para atraer nuevas inversiones”, subrayan desde el equipo que estructuró el financiamiento.

En materia de sostenibilidad, FMO ha clasificado esta operación como B+, alineándose con la tipología B de la IFC. Para el sistema BESS se aplican las Normas de Desempeño 1, 2, 3 y 4, mientras que para la central hidroeléctrica se suman también las Normas 5 y 6, vinculadas a gestión ambiental y biodiversidad. Como parte del proceso de debida diligencia, se identificaron algunas deficiencias limitadas en relación con las exigencias de IFC, por lo que se acordó un Plan de Acción Ambiental y Social (PAAS) con siete acciones correctivas para mitigar cualquier impacto.

Central Puerto avanza así con una cartera que combina generación térmica, hidráulica y renovable: 4,9 GW térmicos, 1,4 GW hidroeléctricos y una plataforma renovable que alcanzará los 575 MW hacia fines de 2025.

La entrada Crece el interés por Argentina: una de las grandes generadoras recibe más financiamiento internacional sin garantía se publicó primero en Energía Estratégica.

En el cuarto trimestre de 2025, el Grupo Nordex obtuvo 3.552 MW de pedidos en el segmento de Proyectos (excluyendo el negocio de servicios), creciendo alrededor del 9,2 por ciento en comparación con la cifra del año anterior (4T/2024: 3.253 MW).

Para todo el año 2025, esto totaliza 10.214 MW, aumentando un 22,5 por ciento en comparación con los 8.336 MW del año anterior. El precio promedio de venta en euros por megavatio de capacidad (ASP) se mantuvo generalmente estable en el 4T/2025 en 0,89 millones de EUR/MW (año fiscal 2025: 0,91 millones de EUR/MW) en comparación con los 0,89 millones de EUR/MW en el mismo período del año anterior (año fiscal 2024: 0,90 millones de EUR/MW).

El ligero aumento en el ASP anual se debe principalmente al alcance del proyecto y los efectos de la combinación regional.

Entre octubre y diciembre de 2025, los clientes pidieron un total de 577 turbinas eólicas para proyectos en 12 países, la mayoría de los cuales procedían de Alemania, Canadá y Francia.

«Tras un año de gran volumen de pedidos en 2024, mantuvimos este sólido impulso en 2025, lo que subraya la solidez de nuestra cartera de productos y nuestras relaciones con los clientes. La mayoría de nuestros pedidos provinieron de nuestros principales mercados europeos y de Canadá, donde Nordex mantiene una sólida posición. Este éxito se ha traducido en una sólida cartera de pedidos al cierre del año, lo que sienta las bases para el futuro», afirmó José Luis Blanco, CEO del Grupo Nordex.

Acerca del Grupo Nordex

El Grupo ha instalado alrededor de 57 GW de capacidad eólica en más de 40 mercados a lo largo de su historia corporativa y generó unas ventas consolidadas de aproximadamente 7.300 millones de euros en 2024.

Actualmente, la empresa cuenta con más de 10.400 empleados y una red de producción que incluye fábricas en Alemania, España, Brasil, India y Estados Unidos. Su cartera de productos se centra en turbinas terrestres de entre 4 y 7 MW+, diseñadas para satisfacer las necesidades del mercado en países con espacio disponible limitado y regiones con capacidad de red limitada.

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En el marco del Congreso Anual de APPA Renovables, los directivos de Acciona Energía, ENGIE, Saeta Yield y FE Energy coincidieron en dos prioridades claras para el 2026: acelerar el crecimiento de la demanda eléctrica y avanzar hacia un marco regulatorio más definido para el almacenamiento. Advirtieron que, si bien España cuenta con recurso, tecnología e inversión, es clave que esa capacidad se traduzca en consumo efectivo y estructural..

Según Red Eléctrica Española (REE), la demanda de energía eléctrica en España aumentó un 2,7 % durante 2025, alcanzando 255.759 GWh. Solo en diciembre, el consumo fue de 22.582 GWh, un 2,6 % más que el mismo mes del año anterior —un 4,2 % más si se excluyen los efectos de temperatura y calendario laboral—. 

Además, REE estima un impacto del autoconsumo cercano al 3 % en el total mensual. El sector ve en esta tendencia una señal alentadora, aunque aún incipiente, que debe consolidarse con políticas que impulsen una electrificación más profunda y estable.

“Necesitamos demanda en vena. La generación renovable está, pero falta acompañarla con consumo sostenido y estructural”, expresó Álvaro Pérez de Lema, CEO de Saeta Yield, al remarcar que el sistema está bien posicionado desde el punto de vista técnico, pero requiere una base de demanda sólida que garantice su sostenibilidad económica. Subrayó además que el almacenamiento será clave para acompañar ese proceso.

En la misma línea, Arantza Ezpeleta, CEO de Acciona Energía, planteó que la electrificación debe ser el corazón de la estrategia energética: “Contamos con recurso y con la tecnología. El reto es lograr que la energía renovable no sólo se produzca, sino que se consuma dentro del sistema productivo”, afirmó.

Desde ENGIE España, su responsable de Regulación y Estrategia, Daniel Fernández Alonso, propuso revisar ciertas señales del mercado que, sin necesidad de reformas estructurales, podrían incentivar un mayor uso de electricidad en sectores industriales. “España ha avanzado en la consolidación del sistema renovable, y ahora debe acompañarlo con incentivos al consumo eléctrico eficiente y competitivo”, señaló.

Los ponentes coincidieron también en que el almacenamiento energético será esencial para la flexibilidad del sistema, en un contexto donde la generación solar y eólica continúa creciendo. Con más de 40 GW de proyectos de almacenamiento presentados, frente a los 13 GW previstos en el PNIEC, el sector espera definiciones concretas sobre planificación, acceso a red y esquemas de retribución que permitan movilizar esa capacidad.

Por su parte, Alberto García Feijóo, CEO de FE Energy, destacó la necesidad de asegurar que la expansión renovable vaya de la mano con una demanda sólida, contratos estables y visibilidad a largo plazo. “La capacidad instalada crece, y eso es positivo. Pero también necesitamos garantizar que haya consumo que lo respalde”, enfatizó.

Los líderes del sector coincidieron en que España está en el camino correcto, pero que los próximos dos años serán clave para consolidar un modelo energético equilibrado. Aumentar la electrificación, mejorar la regulación del almacenamiento y asegurar condiciones económicas para atraer inversión serán puntos centrales para cumplir los objetivos al 2030.

Álvaro Pérez de Lema, junto a otros CEOs y ejecutivos del sector como Rocío Sicre, Country Manager de España, ya están confirmados como ponente en la próxima edición de FES Iberia, que se celebrará el próximo 12 de febrero, donde se continuará el debate sobre el futuro energético del país.

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Brasil, Chile y Argentina concentran la mayor atención de compañías internacionales de renombre que proyectan sus negocios en Latinoamérica para 2026. Así lo detallan siete ejecutivos que siguen de cerca cada evolución nacional y que, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Southern Cone, anticiparon en qué mercados están acelerando su presencia y por qué.

Para Marco Ricci, LATAM sales manager de Solis, realizó un diagnóstico ubica a estos territorios como áreas claves para la generación distribuida y proyectos solares de escala media.

“Chile, Argentina y países de Centroamérica y el Caribe han tenido una crecida constante con sus distintas particularidades”, afirmó a la par que consideró a Colombia como el país emergente más relevante. 

En la mirada regional, Guido Gubinelli, sales manager de Arctech, apuntó que Brasil se posiciona como el país con mayor fuerza, debido a que es el mercado energético más grande de Latinoamérica; aunque también observa oportunidades crecientes en Perú y Argentina. 

La lectura coincide con Tiago Rodrigues, sales manager utility scale de Canadian Solar, quien observa “muy fuerte” a los países del Cono Sur ya mencionados y agrega que también avanzan “a pasos más chicos en Perú y Colombia”.

“Los países que están preparados son Chile, Argentina y Brasil, principalmente por el volumen de proyectos y el avance que tienen en su matriz renovable”, complmentó Pablo Millar Scott, sales manager ESS LATAM de Jinko Solar

“Vemos a Chile, Brasil y México como los países con mayor vector de necesidad en la matriz energética existente”, agregó Marcel Peralta, head of LATAM de AMPACE.

Las cifras confirman ese interés, ya que durante 2025, en Brasil se instalaron 63 nuevas plantas solares que aportaron 2816 MW y 43 parques eólicos por 1826 MW de capacidad. Además, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) proyecta para 2026 una expansión de 9.142 MW de capacidad instalada.

Chile, por su parte, alcanzó en 2025 los 38,6 GW de capacidad instalada, de los cuales el 50% proviene de energías renovables no convencionales. La solar representa el 30,4% (11,7 GW) y la eólica 15,5%, superando al gas natural. 

Asimismo, se convirtió en referente regional en almacenamiento, con 1,6 GW operativos, 6,8 GW en construcción y 0,7 GW en prueba, y otros 27 GW en desarrollo.

El caso de Argentina se destaca por la recuperación del apetito inversor tras lograr 7798 MW renovables operativos, liderados por la energía eólica (4.496 MW) y la solar (2.465 MW), y donde el Mercado a Término (MATER) juega un papel clave. ¿Por qué? A través de PPAs entre privados ya se asignaron 136 proyectos por más de 6000 MW con prioridad de despacho.

A lo que se debe añadir que, en materia de storage, la licitación AlmaGBA marcó un punto de inflexión debido a que adjudicó 713 MW en BESS en el Área Metropolitana de Buenos Aires y se espera que ese modelo de convocatoria se replique en otros puntos del país. 

Países en ascenso y ventanas de oportunidad

Además de los líderes regionales, otros mercados comienzan a perfilarse como destinos atractivos. Jan Masferrer Trius, director ejecutivo de Incite Energy Chile, mencionó a “Colombia, Perú, Chile y Argentina como los más prometedores en el corto plazo. 

Y cabe recordar que en Colombia, a diciembre de 2025 se sumaron 2000 MW nuevos, con predominancia de proyectos a gran escala. Sin embargo, el panorama para 2026 es incierto, incluso en desarrollos con conexión asignada. Las esperanzas del sector están puestas en los compromisos adquiridos por cargo por confiabilidad para 2027.

Mientras que en el caso peruano hay expectativas de crecimiento a pesar de ser un mercado en fase inicial. El sector está a la espera de que habiliten licitaciones que consideren proyectos nuevos y empresas como Canadian Solar y Arctech ya marcan presencia y ven potencial de crecimiento en un país que ya tiene más de 13 GW fotovoltaicos en tramitación ambiental. 

Por el lado de México, el gobierno federal anunció que en enero lanzará la segunda convocatoria pública para proyectos de generación limpia y almacenamiento, luego de una primera ronda en la que se adjudicaron 3300 MW renovables y 1200 MW en BESS, que comenzarán a ejecutarse durante el año.

Centroamérica y el Caribe, por su parte, se consolidan como un bloque en pleno reordenamiento energético. “Creemos que Perú, Argentina, México y Centroamérica son tremendos mercados”, afirmó German Rotter, sales manager BESS LATAM de Great Power, quien además resaltó que “cuando despierte Brasil, será un mercado gigantesco por sí solo”.

Los procesos licitatorios simultáneos marcan un nuevo ritmo regional. Tal es el caso que Guatemala recibió ofertas por más de 1000 MW frente a una demanda de 235 MW, y se prepara para adjudicar 1400 MW más en enero de 2026. 

Honduras, por su parte, lanzará rondas sucesivas para contratar 1500 MW, mientras que República Dominicana avanza con una subasta que recibió 32 propuestas de proyectos solares y eólicos con almacenamiento, con resolución prevista para mayo de 2026.

Es decir que cada país tiene sus propias particularidades, pero hay señales claras de que toda la región se está moviendo con fuerza. Y con marcos en evolución, incentivos financieros definidos y un pipeline robusto de proyectos en juego, la región latinoamericana se transforma en epicentro de las oportunidades renovables para 2026.

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China confirmó que eliminará el reembolso del impuesto al valor añadido (IVA) a las exportaciones de productos fotovoltaicos a partir del 1 de abril de 2026, una medida que marcará un antes y un después en los precios globales del sector solar. El beneficio fiscal, que ya había sido recortado en 2024 del 13% al 9% para obleas, células y módulos, será completamente retirado.

Esto introducirá un nuevo coste estructural para todos los productos solares exportados desde el gigante asiático, consolidando un cambio de tendencia tras años de precios artificialmente bajos.

En este nuevo escenario, los expertos proyectan una subida significativa en el precio de los paneles solares. Rafael Jiménez, director comercial y de desarrollo de negocio en VIRA Energy, estima que “los paneles subirán entre un 10% y un 15% a partir de abril”, una variación que representa un ajuste relevante respecto a los niveles de 2025.

Para Jiménez, este aumento no implica una crisis, sino una vuelta a la normalidad: “Estamos volviendo a la lógica de costes real tras un 2025 de precios artificiales”.

En la misma línea, el consultor energético Alejandro Diego Rossel prevé una presión alcista, aunque moderada. A su juicio, “se cierra definitivamente la etapa del módulo artificialmente barato”, al desaparecer el incentivo fiscal. Si bien no anticipa una subida mecánica equivalente al porcentaje eliminado, cree que el cambio sentará las bases de un nuevo equilibrio.

Roberto Cavero García, consultor de energía, evita cuantificar una cifra cerrada, pero afirma que el orden de magnitud de la subida se alinea con el 9% del incentivo que desaparece. A su juicio, los precios tenderán al alza en el corto y mediano plazo, aunque matiza que dependerá del contexto competitivo. 

“A 6 o 12 meses, el escenario más probable es un repunte por expectativas y compras anticipadas antes de abril; después, un escalón al alza en el coste exportado desde China, con la magnitud final dependiendo de cuánto absorba el fabricante y cuánto traslade el mercado”, sostuvo el consultor en diálogo con Energía Estratégica. 

A mediano plazo, “si persiste la sobrecapacidad, seguirá habiendo presión competitiva; si se acelera la consolidación y se reducen descuentos artificiales, los precios tenderán a normalizarse”, apuntó Cavero García.

Ante esta perspectiva, todos los expertos coinciden en que se desatará un fenómeno de compras anticipadas (pre-buy) a escala global. “Va a pasar, sin duda. Sobre todo para los instaladores que ya tienen proyectos cerrados con precios de 2025”, afirmó Jiménez. Este comportamiento permitirá a los desarrolladores con mayor capacidad financiera asegurar stock a precios previos al ajuste. Quienes no logren anticiparse, deberán renegociar márgenes o asumir mayores costes.

Cavero señala que las fechas “corte” como el 1 de abril activan estos mecanismos de anticipación de manera sistemática. Y el mercado ya lo está evidenciando: “Desarrolladores, EPCs y distribuidores intentan cerrar precio y asegurar disponibilidad antes de que cambien las condiciones”. Desde su visión, estas compras adelantadas sostendrán temporalmente los precios FOB y generarán una posterior reposición más cara.

En cuanto al impacto territorial, España será uno de los países más afectados, según Jiménez. “Aquí trabajamos con márgenes mucho más ajustados que en el resto de Europa. En otros países, los proyectos tienen más holgura para absorber una subida de costes. Aquí, ese 10% de aumento puede ser directamente la diferencia entre que un proyecto sea viable o no”, explicó.

Las condiciones de financiación, red y permisos seguirán pesando más que el coste del módulo, pero el encarecimiento será crítico para proyectos con PPA ajustados o esquema merchant.

Respecto al efecto en la cadena de suministro, el ajuste fiscal puede convertirse en una presión descendente para todo el ecosistema industrial. “En este sector, cuando el fabricante del panel estornuda, toda la cadena de suministro se resfría”, advirtió Jiménez.

Los proveedores de vidrio solar, silicio, marcos de aluminio y otros insumos podrían recibir presiones por parte de fabricantes que intenten proteger márgenes frente al nuevo entorno fiscal.

“Esta medida va a acelerar una ‘limpieza’ de fabricantes que ya estaban operando al límite de coste operativo”, anticipó Jiménez. Para Cavero, el “efecto dominó” no será automático, pero sí elevará la volatilidad a corto plazo: tanto por la sobrecarga logística derivada del pre-buy como por la posible caída de volúmenes tras la entrada en vigor de la norma.

Sobre una posible diversificación de proveedores fuera de China, el consenso es claro: no será inmediato. Jiménez señaló: “A corto plazo es prácticamente imposible desplazar la producción fuera de China y seguir siendo competitivos”. Aunque puedan surgir iniciativas en Europa, India o el sudeste asiático, la brecha de costes, la escala y la bancabilidad aún juegan a favor de China.

Rossel, sin embargo, observa una oportunidad de posicionamiento para proveedores no chinos. “Los fabricantes no chinos tendrán más opciones en proyectos donde importen el origen, la trazabilidad y el cumplimiento normativo, no únicamente el euro por vatio”, subrayó. Esa ventaja se traducirá en licitaciones públicas, fondos con criterios ESG o acuerdos donde el componente ético y regulatorio cobre más peso.

De cara al mediano plazo, Rossel confía en que la eliminación del incentivo fiscal ayudará a estabilizar el mercado. “Menos dumping extremo y precios más racionales ayudan a estabilizar márgenes y planificación”, aunque reconoció que esa estabilidad dependerá de que no se abra una nueva guerra de precios por otras vías.

El consenso entre los analistas es que 2026 marcará el final de una etapa y el inicio de otra más realista. 

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Honduras consolidó una nueva ventana de inversión en el sector energético con una licitación de largo plazo por 1500 MW que continúa abierta. Más de 10 empresas ya adquirieron las bases, entre ellas compañías de América Latina y también de otras regiones del mundo.

“La señal ya fue enviada y hay muchas empresas fuertes interesadas”, afirmó Wilfredo Flores, comisionado de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), en exclusiva con Energía Estratégica. A su juicio, el proceso refleja una mejora en la percepción internacional sobre el país como destino para proyectos de generación. 

“Estamos viendo una mayor confianza en las instituciones del sector”, añadió.

Tejada traza el balance de su gestión en Honduras: menos pérdidas, más inversión y licitación clave en marcha

El proceso fue impulsado desde el actual gobierno, acompañado por un trabajo de posicionamiento institucional. Tanto la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) como la CREE participaron en foros regionales e internacionales, con el objetivo de visibilizar las oportunidades del mercado hondureño. 

Ese esfuerzo se complementa con la asesoría técnica de una consultora argentina, que ya acompañó procesos similares en países vecinos como Guatemala.

En paralelo, el país reformó su normativa para habilitar, por primera vez, la posibilidad de convocar licitaciones de corto plazo. 

En relación a esto último, las bases de licitación están en manos de la distribuidora. Sin embargo, el marco regulatorio ya permite contratar generación por hasta cuatro años, lo que marca un cambio estructural frente a los esquemas tradicionales.

“Con la modificación que le hicimos al reglamento de la ley, ahora existe la posibilidad de realizar subastas de corto plazo y abre otro tipo de oportunidades para inversiones más rápidas”, explicó Flores. 

Desde la CREE señalan que, aunque la coyuntura política retrasó avances en este frente, se espera que el mecanismo pueda activarse más adelante.

Nuevo escenario político y diversificación de la matriz

El próximo cambio de gobierno traerá modificaciones en la política energética. Según adelantó Flores, se prevé una contrarreforma del sector que incluirá la apertura del mercado eléctrico, una revisión de la Ley 46-2022 y cambios en la categorización de los consumidores calificados.

También se espera una revisión de la señal tarifaria para promover el autoconsumo en viviendas. La generación distribuida con sistemas solares tendría un mayor protagonismo en el nuevo esquema, en línea con tendencias regionales.

El comisionado también subrayó la importancia de fortalecer la matriz energética con soluciones firmes que acompañen el crecimiento de las renovables. Honduras ya cuenta con una planta de gas natural con contrato de compra de energía vigente, una tecnología que también gana peso en otros países de la región, como El Salvador y Panamá. Lo anterior debido a los impactos del cambio climático en la región Centroamericana.

En este contexto, el proceso licitatorio actual representa una oportunidad concreta para acelerar inversiones en generación. 

Con reformas en marcha, apoyo técnico internacional y condiciones normativas claras, Honduras se posiciona como un mercado estratégico para nuevos desarrollos.

“Estamos seguros de que el proceso actual marca un antes y un después. Hay una base normativa más moderna, reglas claras y señales de confianza que antes no estaban”, concluyó Flores.

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Meins, empresa especializada en soluciones eléctricas prefabricadas de media y alta tensión, avanza en la consolidación de negocios estratégicos vinculados al sector de energías renovables, hidrógeno y Data Centers, mientras impulsa una ambiciosa expansión internacional.

La compañía refuerza su presencia en mercados clave como España, Alemania, Reino Unido o Irlanda, al tiempo que trabaja en los requisitos normativos para ingresar al mercado estadounidense y proyecta su posicionamiento en otros países de Latinoamérica y en el Centro y Norte de África.

“Estamos preparados para dar un salto en escala, tecnología y mercados mediante la optimización de las técnicas de construcción basándonos en soluciones modulares y prefabricadas. Partiendo de nuestro know how internacional en el suministro de centros de transformación, queremos replicar la misma proyección con el suministro e instalación de nuestro producto de subestaciones compactas”, explicó en diálogo con Energía Estratégica el CEO de Meins, Alejandro González García.

Desde su perspectiva, los próximos años estarán definidos por la capacidad de la industria para responder con soluciones eficientes, escalables y confiables, en entornos cada vez más exigentes y con una creciente limitación de recursos humanos suficientemente cualificados.

La empresa española desarrolla centros de transformación y subestaciones de media y alta tensión, con aplicaciones tanto para plantas renovables como para entornos industriales e infraestructuras críticas. Actualmente, tiene presencia activa en 35 países y ha superado los 11 GW de potencia suministrada a través de sus soluciones.

Las cifras del último ejercicio respaldan esta expansión. Meins prevé cerrar sus balances de 2025 con una facturación superior a los €60 millones, lo que representa un crecimiento del 20 % respecto al año anterior. Durante ese periodo se entregaron más de 300 centros de transformación y subestaciones, sumando más de 1.500 MW de potencia asociada a soluciones suministradas, y se avanzó en la comercialización de dos nuevos desarrollos en los campos del hidrógeno, la eficiencia energética y la biotecnología, impulsados desde su área de I+D+i.

Para 2026, las metas son ambiciosas: superar los €70 millones de ingresos, entregar más de 450 soluciones y avanzar con fuerza en sectores industriales donde el suministro eléctrico requiere infraestructura crítica, segura y de rápida implantación.

Uno de esos sectores es el de los Data Centers, donde Meins ya prepara una línea específica de soluciones eléctricas para desplegar en Europa, con la intención de replicarla posteriormente en América Latina y África.

González García ve una oportunidad clara en este mercado:

“El crecimiento de la demanda global de centros de datos es enorme. Son megaproyectos que buscan eficiencia, confiabilidad y rapidez de ejecución, y ahí aportamos muchísimo valor”.

En el caso del hidrógeno, el enfoque es más estratégico y de medio plazo. Meins no solo busca participar mediante el suministro de infraestructura eléctrica asociada, sino también desarrollar su propio sistema de generación, basado en tecnologías alternativas a la electrólisis. Aunque el ritmo de inversión en este vector energético se ha ralentizado, la compañía considera que habrá una segunda ola de crecimiento con aplicaciones más concretas y escalables.

Innovación, expansión industrial y visión estratégica del mercado energético

La clave del modelo de negocio de Meins radica en el diseño y fabricación de centros de transformación en media tensión y subestaciones elevadoras en alta tensión, con una arquitectura modular y prefabricada que acorta tiempos, reduce riesgos y mejora la calidad de la solución global. Esta especialización le permite atender tanto plantas generadoras renovables como instalaciones industriales complejas e infraestructuras críticas.

Una de las apuestas más disruptivas es la nueva subestación compacta CSET, pensada para afrontar la creciente escasez de recursos técnicos especializados en alta tensión. Esta solución puede alcanzar 100 MVA por transformador y 138 kV, y su implementación en obra resulta radicalmente más eficiente: menos de 10 días, incluyendo obra civil, instalación electromecánica y pruebas funcionales, frente a los tradicionales seis a diez meses de una subestación convencional. La reducción de la huella física puede llegar a ser hasta diez veces menor.

Tras consolidar esta innovación en el mercado español durante 2025, el foco de la compañía está ahora en escalar la solución CSET a nivel internacional, para lo cual Meins se prepara tanto a nivel operativo como regulatorio y comercial.

Otro de los hitos estratégicos es el traslado previsto de su sede a unas nuevas instalaciones de 85.000 m² en Salamanca en el horizonte 2030, que, junto con la planta industrial que actualmente operan en Coreses (Zamora), permitirá superar los 100.000 m² de superficie industrial. En estas nuevas instalaciones se integrarán las oficinas centrales, el centro de I+D+i, la fábrica de cuadros de baja tensión y las áreas de integración y almacenaje de soluciones de media y alta tensión.

El análisis del mercado español también forma parte del diagnóstico de Meins. La compañía identifica un retroceso de la inversión fotovoltaica asociado a la caída de precios de los PPAs, lo que ha impulsado un mayor interés por el almacenamiento en baterías y las soluciones híbridas como alternativa para mejorar los modelos financieros.

En este contexto, González García advierte que la incertidumbre regulatoria sigue afectando el despliegue del almacenamiento en países como España y reclama mayor claridad normativa para atraer inversiones sostenidas.

En cuanto a su base de clientes, Meins ha evolucionado hacia un modelo de relaciones a medio y largo plazo, apoyado en contratos marco con EPCistas internacionales y desarrolladores. Más del 50 % de su cartera actual corresponde a empresas alemanas, un 31 % a compañías españolas, y el resto se distribuye en otros mercados.

Este enfoque responde a una decisión estratégica: priorizar socios que valoren la flexibilidad de diseño, la calidad del producto y la reducción de riesgos.

Además, las soluciones de Meins destacan por su alto contenido de producto europeo, superando en algunas ocasiones el 95 % de contenido, lo que refuerza las cadenas de suministro locales y reduce la dependencia externa. Los edificios prefabricados en hormigón representan otra ventaja diferencial frente a soluciones metálicas, al ofrecer mayor durabilidad, mejor comportamiento frente al fuego, mejor aislamiento térmico y acústico, y un menor coste de mantenimiento a lo largo de la vida útil del activo.

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La compañía alemana RWE recibió la autorización ambiental para desarrollar una central fotovoltaica con almacenamiento en baterías en el norte de Chile, una iniciativa que demandará una inversión estimada en US$320 millones y se emplazará en la comuna de Pozo Almonte, en la región de Tarapacá.

El proyecto, denominado Parque Fotovoltaico Pita Solar, contempla la construcción y operación de una planta híbrida con una capacidad instalada de 192,4 MW. La generación estará respaldada por un sistema de almacenamiento BESS capaz de entregar energía durante cinco horas continuas, reforzando la flexibilidad operativa del activo.

La central estará integrada por más de 334.000 paneles solares, cada uno con una potencia de 575 W, además del sistema de baterías asociado. Para viabilizar la inyección de la energía al Sistema Eléctrico Nacional, se prevé el despliegue de una subestación elevadora que transformará el nivel de tensión desde 33 kV a 220 kV, junto con 42 centros de transformación, canalizaciones subterráneas y una línea de transmisión aérea de 220 kV y 13,3 kilómetros de extensión, que enlazará la subestación Pita Solar con la subestación Nueva Pozo Almonte.

Este avance en Tarapacá se suma a otro hito reciente de la compañía en el país. En 2025, RWE logró la aprobación ambiental del proyecto Los Durmientes, ubicado en la región de Antofagasta, que combina 243,6 MW de capacidad solar con 255,4 MW en sistemas de almacenamiento.

La iniciativa obtuvo luz verde de manera unánime por parte de la Comisión de Evaluación Ambiental regional, tras haber ingresado su Declaración de Impacto Ambiental a comienzos de 2024.

El parque Los Durmientes se apoya en la concesión de terreno fiscal obtenida en 2022 y considera la instalación de más de 467.000 módulos fotovoltaicos de 550 Wp, diseñados para optimizar la captación solar en el desierto de Atacama. La evacuación de la energía se realizará a través de la subestación Monte Mina, utilizando infraestructura de alta tensión. Si bien la compañía proyecta iniciar las obras en 2026, el calendario definitivo estará condicionado por variables técnicas, regulatorias y financieras.

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El proceso de preparación de la Subasta de Obligaciones de Energía Firme (OEF) —prevista por la Resolución CREG 101-092 de 2025 para realizarse a finales de mayo de 2026— genera inquietud entre los actores privados del sistema eléctrico colombiano.

Marco Vera, gerente de Vera Energy SAS, planteó que, ante la incertidumbre política y los cambios regulatorios en curso, sería más prudente postergar la convocatoria hasta julio de 2026, cuando haya mayor claridad institucional y se garantice un marco estable para la inversión.

Según Vera, el actual contexto no ofrece condiciones para ejecutar las inversiones que el sistema necesita, especialmente para cubrir el déficit de energía firme estimado para el período 2029–2030. Las proyecciones de XM advierten que la oferta disponible no alcanza a satisfacer la demanda futura, lo que hace urgente sumar nuevos proyectos.

“Es necesario dar señales claras al mercado para que los proyectos entren con confianza”, subrayó el ejecutivo.

Pero, en paralelo, el sector enfrenta una combinación de obstáculos que, en palabras del ejecutivo, desincentivan cualquier iniciativa privada. Entre ellos destaca el discurso adverso del Gobierno frente a la participación empresarial, la intención de modificar las leyes 142 y 143 que sustentan el modelo actual, y la amenaza de eliminar el Cargo por Confiabilidad (CxC), piedra angular del mecanismo de respaldo.

También se suman los ajustes propuestos en la formación de precios de cierre de subasta y de activación por escasez, el aumento de transferencias exigidas a proyectos renovables –incluidos en el Plan Nacional de Desarrollo 2022–2026– y los retrasos en la ejecución de redes y asignación de puntos de conexión.

A esto se suman los antecedentes fallidos de las subastas de contratos a largo plazo de 2019 y 2021, con múltiples iniciativas estancadas por trabas en la consulta previa y el licenciamiento ambiental.

En ese marco, Vera recomendó que la CREG preserve el diseño de la subasta y realice solo ajustes que favorezcan una participación amplia y diversa. El objetivo, según indicó, debe ser facilitar una expansión de energía firme basada en la complementariedad eficiente entre fuentes renovables.

El ejecutivo reconoció que, hasta ahora, no hay confirmación oficial sobre los proyectos que buscarán participar en la convocatoria. El plazo para manifestar interés vence el 30 de enero de 2026, por lo que aún no se conoce el universo definitivo de postulantes.

Sin embargo, anticipó que los de origen renovable no convencional (FNCER) son los que más posibilidades tendrían de avanzar, en la medida en que las condiciones regulatorias lo permitan.

Una de las claves, remarcó, es que se reconozca la complementariedad entre tecnologías como solar, eólica y biomasa en el reparto de las OEF, y que eso se traduzca en un ingreso acorde. Hoy, explicó, estos proyectos cargan con el costo del CERE (prima del CxC), lo que distorsiona su competitividad en el esquema. A su vez, señaló que se debe cumplir efectivamente con la priorización de capacidad de transporte para aquellos proyectos que ya cuentan con aprobación ambiental, tal como establece la resolución CREG 101-094.

El análisis de Vera no se limita a lo regulatorio. También identificó una oportunidad estratégica para Colombia en el plano internacional, especialmente en su vínculo energético con Estados Unidos. En su visión, cualquier diálogo que refuerce la cooperación bilateral representa un camino favorable para impulsar nuevas inversiones, innovación y alianzas en materia energética.

Enumeró varias líneas de trabajo en las que podría avanzarse con apoyo técnico y financiero del país norteamericano: proyectos de fracking ambientalmente responsables para recuperar la autosuficiencia en gas natural, el desarrollo de tecnologías nucleares avanzadas –como los Pequeños Reactores Modulares (SMR) avalados por el OIEA–, la implementación de hidrógeno verde y blanco como vector energético, y la instalación de data centers alimentados con FNCER y sistemas BESS, con vistas a una futura complementariedad con energía nuclear.

Además, resaltó la necesidad de agilizar la interconexión eléctrica con Centroamérica a través de Panamá, como primer paso hacia una integración energética regional que incluya también a México y Estados Unidos. Para Vera, ese proyecto no solo diversificaría mercados, sino que consolidaría a Colombia como hub energético estratégico en el hemisferio.

Frente al panorama general, el gerente de Vera Energy instó a adoptar decisiones rápidas pero bien fundamentadas. Para él, Colombia debe asegurar la expansión eléctrica con reglas estables y visión de largo plazo.

“Tenemos el potencial y los recursos, pero si no hay condiciones, las inversiones no llegan”, concluyó.

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Colombia se prepara para una nueva subasta enfocada exclusivamente en proyectos de energías limpias, una convocatoria largamente esperada por el mercado y que podría marcar un punto de inflexión para reactivar el pipeline de inversiones.

«Se espera que la licitación se lance a principios de febrero del presente año», aseguraron fuentes cercanas al sector eléctrico en diálogo con Energía Estratégica.

Aunque se trata de una convocatoria anticipada desde octubre del año pasado, el proceso empieza a tomar forma concreta ahora y trae consigo una particularidad: se realizaría de manera simultánea con la subasta de cargo por confiabilidad.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ya definió la convocatoria para la subasta de cargo por confiabilidad correspondiente al periodo 2029‑2030, cuya ejecución está programada para marzo de 2026 según el cronograma publicado por el administrador del sistema y que incluye etapas de presentación de garantías, ejecución de ofertas y publicación de resultados.

Esta coincidencia genera inquietudes entre actores del mercado energético, principalmente por la ausencia de lineamientos técnicos sobre cómo se vincularán ambas subastas, algo sin antecedentes en el esquema colombiano. Tampoco se ha definido aún cuánta capacidad se licitará ni bajo qué condiciones, lo que limita la preparación de los desarrolladores.

Falta de licitaciones: ACOSOL advierte un «vacío en mecanismos competitivos específicos» para nueva capacidad renovable en Colombia

Aunque se mantiene en fase de borrador, desde el sector indicaron que la articulación entre los mecanismos será clave para garantizar certidumbre y evitar superposiciones regulatorias, especialmente en un momento donde se espera que nuevos proyectos entren con urgencia al sistema.

Una señal de alarma es el nivel de cumplimiento de los objetivos gubernamentales: a fines de 2025, Colombia solo sumó 2000 MW de nueva capacidad renovable, frente a los 6000 MW comprometidos para el cierre de 2026. Ese rezago encendió alertas entre expertos del rubro, quienes advierten que el país podría enfrentar riesgos de abastecimiento eléctrico hacia 2027 si no se acelera la entrada de infraestructura.

Como parte de los esfuerzos para destrabar el avance de proyectos, el Ministerio de Minas y Energía y la UPME llevaron adelante una depuración de iniciativas sin avances reales, lo que permitió recuperar 5000 MW de capacidad disponible en la red eléctrica nacional. Esta cifra representa cerca del 25% del total instalado del país y deja margen operativo para que nuevos desarrollos puedan conectarse sin restricciones técnicas inmediatas.

Desde el entorno gubernamental afirmaron que la revisión de puntos de conexión permitió “abrir espacio para proyectos viables y con condiciones técnicas sólidas”. La medida busca reactivar el pipeline de inversiones, luego de años marcados por trabas normativas y retrasos de ejecución.

Lecciones recientes también influyen en el diseño de esta próxima convocatoria. En diciembre pasado se celebró la primera subasta eólica offshore del país, con una expectativa de asignar hasta 3 GW de capacidad en el mar Caribe. Sin embargo, solo se presentó una oferta. Fuentes cercanas al proceso reconocieron que el interés internacional existe, pero remarcaron que el mercado colombiano “aún no brinda garantías suficientes para concretar proyectos de gran escala”.

Esta experiencia dejó en evidencia que, sin reglas estables, acceso claro a la red y plazos realistas, el riesgo percibido continúa siendo alto. Por eso, la próxima subasta renovable deberá incorporar estos aprendizajes y establecer señales firmes para los inversores, ya que «el verdadero desafío estará en cómo se conjuguen las dos subastas previstas».

“Hay que revisar muy bien cómo encajan entre sí. Lo que se defina ahora marcará el rumbo de las inversiones para los próximos años”, aseguraron en conversación con este portal de noticias.

La expectativa es que el anuncio oficial se realice a más tardar en febrero y que las bases se publiquen de forma transparente para dar tiempo a los interesados de analizar riesgos, presentar propuestas y garantizar su participación.

Este proceso será un termómetro para medir el compromiso real del país con la transición energética, pero también una oportunidad para corregir cuellos de botella históricos que han demorado el despliegue de energías limpias en un sistema que aún depende fuertemente de la hidroelectricidad.

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Guatemala atraviesa un momento crítico en su sistema eléctrico. En apenas cuatro días, el precio spot (POE) de la energía pasó de 8.56 USD/MWh el 1 de enero a un pico de 107 USD/MWh, según datos del Administrador del Mercado Mayorista (AMM). El promedio registrado el 4 de enero fue de 48.27 USD/MWh, reflejando una volatilidad superior al 50%.

Esto ocurrió en un contexto de vertimientos en embalses hidroeléctricos, con caudales superiores a 23 m³/s, es decir, con energía renovable disponible que no pudo ser aprovechada por falta de infraestructura de evacuación o almacenamiento.

Ottoniel Alfaro Díaz, presidente de la Asociación de Autoproductores con Energías Renovables de Guatemala (AAERG), señaló que “excedentes hidroeléctricos actuales (caudales >23 m³/s) contrastan con pronósticos de sequía (ONU) y crecimiento de demanda (1.6% anual)”.

Advirtió además que los retrasos en proyectos de transmisión, como el PET-3-2025, podrían repetir los eventos de interrupción de 2024. Por ello, consideró que “Ministerio de Energía y Minas Guatemala y CNEE: urge plan de contingencia”.

La situación refleja una de las tres paradojas estructurales que el especialista identificó como amenazas para la estabilidad energética del país: energía abundante hoy, pero riesgo de desabastecimiento en la temporada seca.

Mapa de licitaciones en Centroamérica y el Caribe: cuáles están activas, qué exigen y cuándo se adjudican

Reformas pendientes, mercado rígido y señales de alerta regional

La segunda paradoja, explicó Alfaro, se vincula con un patrón recurrente: “precios bajos con vertimientos, seguidos de picos elevados”. El sistema, sin capacidad de almacenamiento ni un mercado minorista competitivo, desperdicia energía durante la temporada lluviosa y luego recurre a importaciones costosas, como las realizadas desde México a 43 USD/MWh.

En ese sentido, sostuvo que “sin almacenamiento significativo ni mercado minorista competitivo, se desperdicia energía en temporada lluviosa y se importan costosas de México (43 USD/MWh)”. Este comportamiento, además de ser económicamente ineficiente, genera volatilidad en el sistema. “Esto genera ineficiencia económica (volatilidad σ>50%)”, indicó.

Para abordar estos cuellos de botella, propuso que “Administrador del Mercado Mayorista -AMM- CNEE Guatemala y Ministerio de Energía y Minas Guatemala deben impulsar almacenamiento (baterías) y liberalización minorista, como recomienda IRENA”.

La tercera paradoja involucra impactos en la inversión y en los consumidores: mientras los generadores renovables enfrentan incertidumbre para cerrar contratos firmes, los usuarios pagan sobrecostos durante los picos. Además, alertó sobre la propagación de la inestabilidad al Mercado Eléctrico Regional. “La inestabilidad se propaga al MER vía interconexiones”.

El presidente de la AAERG concluyó con un llamado directo a la acción: “Gobierno y Congreso de Guatemala: implementen reformas ya. La ecuación es clara; la inacción, costosa”.

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Una nueva interrupción masiva dejó sin energía a cerca de un millón de usuarios en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), cuando una falla técnica en la estación transformadora de Morón, operada por Edenor, disparó la desconexión de cuatro líneas de alta tensión (220 kV). 

El impacto fue inmediato: se perdieron 3000 MW de carga, lo que representa cerca del 15% de la demanda total del país. En paralelo, los sistemas de Desconexión Automática de Generación (DAG) actuaron y varias centrales salieron de servicio, afectando también a la red de Edesur.

Para el ex subsecretario de Energía Eléctrica, Paulo Farina, este hecho vuelve a mostrar las consecuencias de la falta de planificación a largo plazo y acciones concretas para mejorar la estabilidad del sistema. 

“Tanto Edenor como Edesur deberían hacer inversiones de media edición importantes. Les faltan subestaciones de transformación. La lógica era que acompañen a las obras de 500 kV (dependientes del gobierno nacional), pero no se están haciendo obras 500 kV ni de 220 kV.

“El sistema del anillo de Buenos Aires está frágil y cualquier ola de calor le exige demasiado. Hay restricción de importación en alta tensión, los planes de transporte están hace años, pero siempre se pospusieron y el problema es que, si aún hoy se encarase la problemática, son inversiones de, al menos, tres años”, sostuvo en diálogo con Energía Estratégica.

Es decir que, más allá que la falla técnica en la localidad de Morón pudiera resultar un caso particular, el origen profundo del problema se debería a la postergación de obras que permitan ampliar la capacidad de transmisión.

La consecuencia de esa demora es que los operadores terminan recurriendo a medidas tácticas. Una de ellas fue la instalación de sistemas de almacenamiento, como los 713 MW de baterías adjudicadas bajo la licitación AlmaGBA, que buscan amortiguar los picos de demanda.

“Primó la velocidad, casi como una usina hidroeléctrica moderna”, compara Farina. El objetivo es cargar las baterías durante los momentos de baja demanda y utilizarlas en media tensión cuando se produzcan picos, evitando saturar la red de alta tensión. Pero para el exfuncionario, se trata de una solución coyuntural que no resuelve los problemas de fondo.

“El gobierno de Milei decidió no pagar todo con tarifa y que las inversiones las hagan las propias empresas y recuperen la inversión en más de cinco años. Se privilegió que, si se elimina el esquema de subsidios como está previsto, el usuario final que abone el precio pleno no abone costos tan altos como los que se registran en otros mercados regionales”, remarcó el especialista.

El ex subsecretario de Energía Eléctrica también insistió que, a diferencia de otros países que han sufrido apagones recientes, como España y Chile en 2025, el problema argentino no radica en fallas tecnológicas, sino en la falta crónica de inversión. 

¿Qué hacer ante el riesgo constante?

Una de las soluciones de fondo resultaría el pronto lanzamiento de licitaciones para la construcción de proyectos de transmisión eléctrica, ya sea a través de concesión al sector privado como anticipa el gobierno de Milei, o bien a través de la modalidad de Participación Público-Privada (PPP). 

Y cabe recordar que la contratación bajo dicho esquema contemplaba la constitución de un fideicomiso financiero que tenía a su cargo la suscripción y ejecución del contrato hasta su terminación. Los fondos que administra provienen de un cargo específico que para el caso del sector eléctrico lo abonan los usuarios que componen la demanda del sistema.

“Es raro que el gobierno aún no haya podido todavía lanzar PPP para ampliar el sistema. Y no representaría mucho dinero en la tarifa final, en el peor de los casos son 5 o 10 dólares más, y creo que habría ofertas del sector para construir”, apuntó.

¿Y la generación distribuida? Farina considera que la actual administración no estaría dispuesto a replicar modelos como el brasileño, dado que implican fuertes incentivos tarifarios, a pesar que la GD fuera clave para descentralizar el sistema.

Sin embargo, sugiere avanzar con medidas de focalización en la demanda, como por ejemplo instalar medidores inteligentes en sectores de altos ingresos, que concentran gran parte del consumo. 

“Requiere tiempo y coordinación de la política, pero se debería hacerlo y que haya una política de consumo racional”, concluyó. 

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Casa dos Ventos de Brasil, generadora con más 4,3 GW en proyectos eólicos, solares e híbridos en operación y construcción, y Ascenty, una de las mayores empresas de centros de datos de Latinoamérica, cerraron el mayor contrato de energía renovable para centros de datos de LATAM por un valor de más de 500 millones de dólares que contempla el suministro de 110 MWm promedio.

El modelo contractual establece la participación accionaria de Ascenty en dos proyectos de Casa dos Ventos. Ambos se encuentran en desarrollo y se prevé que entren en operación en 2027. En conjunto, los proyectos cuentan con una capacidad instalada de más de 1,5 GW.

Para Casa dos Ventos, de la cual TotalEnergies tiene una participación del 34%, la alianza refuerza el avance de la compañía en el segmento de centros de datos, un mercado en rápido crecimiento que demanda soluciones energéticas limpias, estables y a largo plazo.

“Ascenty opera en un sector clave para la transformación digital. El suministro de energía renovable a través de este acuerdo destaca el papel de Casa dos Ventos en el apoyo a las nuevas demandas de infraestructura e innovación en el país. Nuestra alianza se basó en la complementariedad de las fuentes de energía renovable, un suministro sólido y una visión a largo plazo”, enfatiza Lucas Araripe, director ejecutivo de Casa dos Ventos.

La configuración del acuerdo, con diferentes fuentes renovables, aumenta la flexibilidad operativa y contribuye a una planificación energética más sólida para Ascenty durante la vigencia del contrato. La colaboración con Casa dos Ventos permitirá a la empresa evitar la emisión de aproximadamente 5 millones de toneladas de CO2 en los próximos años. 

“Esta iniciativa representa el fortalecimiento de nuestra estrategia de descarbonización. La combinación de fuentes de energía renovables y la seguridad de un suministro a largo plazo ofrece mayor previsibilidad para el crecimiento de nuestras operaciones en Latinoamérica”, afirma Christopher Torto, CEO de Ascenty, quien fue asesorado por Clean Energy Latin America (CELA) en este proyecto.

“Para nosotros, trabajar con energía limpia y renovable significa habilitar nuevas capacidades digitales. Al alinear la eficiencia energética con la innovación tecnológica, estamos sentando las bases para que nuestros centros de datos soporten escalablemente el potencial de la inteligencia artificial, impulsando soluciones avanzadas para clientes y sectores estratégicos de la región”, concluye el ejecutivo.

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Andalucía da un paso decisivo en el desarrollo del almacenamiento energético. A través de la Disposición adicional duodécima de la Ley 4/2025, la Junta aprobó un procedimiento de tramitación urgente para proyectos de almacenamiento hibridado que estén exentos de evaluación de impacto ambiental.

La medida contempla una reducción a la mitad de los plazos administrativos, tanto en la autorización de proyectos como en los procesos de información pública y remisión a organismos competentes.

“Se aplicará la tramitación de urgencia a los procedimientos de autorización administrativa y de aprobación del proyecto de ejecución de almacenamiento electroquímico hibridado”, establece el texto legal.

La normativa prevé que los promotores presenten de forma conjunta la solicitud y el proyecto de ejecución, junto con la documentación que acredite que la iniciativa no requiere evaluación ambiental. Además, se establece que el procedimiento se regirá por el artículo 96 del Real Decreto 1955/2000, lo que habilita una gestión más ágil para los proyectos que cumplan con los requisitos.

Este nuevo marco simplificado está diseñado para agilizar la entrada en operación de sistemas de almacenamiento, una tecnología clave para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico y facilitar la integración de energías renovables.

La aceleración administrativa responde a un contexto donde Andalucía lidera el desarrollo de almacenamiento a nivel nacional. Según la resolución definitiva del programa FEDER, la comunidad recibió 354,5 millones de euros para 32 proyectos por 3529 MWh, concentrando más del 43% del presupuesto total adjudicado por el IDAE.

La medida cobra relevancia adicional si se considera que, entre 2022 y 2025, España ha tramitado más de 43 GW en proyectos de almacenamiento en proceso de evaluación ambiental; por lo que en ese universo, Andalucía concentra una proporción significativa con más de 800 MW de almacenamiento en desarrollo, destacándose proyectos como “ST Cerrillo” de Rolwind, de 77,6 MW en Málaga.

Andalucía también avanza en la integración de renovables, suma más de 11.350 MW de potencia solar fotovoltaica instalada, lo que representa el 23,5% del total nacional, tras haber incorporado 1.961,2 MW solo en 2025.

El avance de estas infraestructuras obliga a acompañar con capacidad de almacenamiento, que permita gestionar excedentes y reducir vertidos, optimizando la red. Con este decreto, la Junta de Andalucía lanza una señal clara al mercado: apuesta por la eliminación de cuellos de botella regulatorios para acelerar proyectos clave en el ecosistema renovable.

Cabe recordar que, ell secretario general de Energía de la Junta, Manuel Larrasa Rodríguez,  participará en Future Energy Summit (FES) Iberia en Madrid el próximo 12 de febrero, en un panel junto a autoridades de Canarias y Castilla y León. Allí se espera un debate de alto nivel sobre normativas regionales y desafíos del almacenamiento.

Con esta medida, Andalucía consolida su liderazgo en la transición energética, promoviendo una regulación eficiente y proactiva que incentive el despliegue del almacenamiento hibridado. El objetivo es claro: captar más inversión, acelerar la integración renovable y robustecer el sistema eléctrico del futuro.

“Esta simplificación busca garantizar la seguridad y estabilidad del sistema eléctrico y facilitar una mayor integración de energías renovables”, señala la Ley 4/2025.

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Grenergy logró la adjudicación de contratos de capacidad para 5 proyectos de almacenamiento stand-alone en Polonia en la última subasta organizada por Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE), el operador del sistema eléctrico de ese país.

Los cinco proyectos stand-alone que se han adjudicado contratos de capacidad se denominan Fred, George, Lucius, Hagrid y Harry y cuentan con una potencia total de 534 MW, que suponen 2,1 GWh de almacenamiento. Por lo que en total, Grenergy se ha adjudicado más del 11% de la capacidad BESS ofrecida en dicha subasta. 

Los proyectos operarán como capacidad de reserva para el sistema eléctrico polaco durante los períodos en los que no se garantice la capacidad mínima.

Con inicio en enero de 2030, estos servicios serán remunerados a un precio fijo (indexado al IPC) de 465,02 PLN/kW por año durante todo el período de vigencia del contrato, que es de 17 años. En total, la compañía ha obtenido una asignación económica mínima garantizada que supera los 132 millones de euros.

Los ingresos por capacidad constituyen una parte del revenue stack o estructura de ingresos prevista para cada proyecto. A estos se añadirán los provenientes de la compraventa de energía, así como de la participación en otros mercados regulados, como los servicios auxiliares, los cuales podrán estructurarse mediante tolling agreements.

Además, Grenergy acaba de obtener una subvención de 34 millones de PLN (alrededor de 8 millones de EUR) otorgada por el gobierno polaco para otros cuatro proyectos stand alone (136 MWh) que la compañía prevé que entren en operación antes de 2028.

Estas subvenciones, que se hicieron públicas en 2024, se financian a través del Fondo de Modernización de la UE y están destinadas a impulsar el desarrollo del almacenamiento energético en el país. En total, 128 proyectos se han beneficiado del programa, dotado con un total de 1.000 millones de euros.

En total, la compañía cuenta con un pipeline de stand alone en Polonia de 5 GWh.

Esta adjudicación supone un impulso al despliegue de Greenbox, la plataforma de almacenamiento stand-alone en Europa que la compañía presentó en su último Capital Markets Day.

Con un pipeline total de 31 GWh en baterías stand alone, Greenbox se consolida como una de las principales plataformas de Europa. Para lograrlo, se enfoca en los mercados clave donde Grenergy ya tiene presencia: Polonia (con un pipeline de 5 GWh), Rumanía (7 GWh), Alemania (3 GWh), Italia (5,8 GWh), España (6 GWh) y Reino Unido (4 GWh).

En España, el parque de baterías stand-alone en Oviedo, proyecto insignia de Greenbox en Europa, será el primer paso en su desarrollo dentro del mercado español y europeo, con una capacidad de 600 MWh y la entrada en operación prevista para comienzos de 2027.

El pipeline total de almacenamiento, incluyendo stand alone y los proyectos híbridos de Grenergy asciende a 75 GWh.

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Durante su visita a Estados Unidos, Gustavo Petro sostuvo un encuentro con Donald Trump en el que volvió a ubicar a las energías limpias como parte central de su visión de desarrollo. Desde su cuenta oficial en X, el presidente colombiano aseguró: “El eje del desarrollo debe ser la agricultura, la industria y las energías limpias”, al tiempo que llamó a empresarios a invertir en el país.

Entre las cosas que hablamos, el presidente Trump y yo, fue el desencuentro que tuvimos en su visión de la relación de EEUU con América Latina.

Dije en mi carta escrita a Trump en el inicio de su gobierno, y a Biden personalmente que se podía establecer un alianza américana, si… pic.twitter.com/z2FSfWafdl

— Gustavo Petro (@petrogustavo) 8 de enero de 2026

El mensaje generó atención inmediata en el sector energético por el contraste con la situación interna: a menos de un año del plazo fijado, Colombia apenas logró incorporar un tercio de los 6000 MW renovables proyectados, según datos de Energía Estratégica.

La ejecución de proyectos adjudicados no avanza al ritmo previsto, y más de 4000 MW siguen fuera de operación, en gran parte por trabas regulatorias y falta de condiciones para el despliegue efectivo.

“Queremos trabajo en Colombia. Queremos empresas que vayan a Colombia”, publicó el mandatario, dejando clara su intención de vincular inversión extranjera con transición energética.

La oportunidad para proyectar a Colombia como socio estratégico en energías renovables coincidió con un escenario local tenso: permisos ambientales demorados, dificultades en conexiones a red y marcos contractuales poco claros afectan la concreción de proyectos ya asignados. A eso se suma un clima de incertidumbre sobre los incentivos disponibles para futuras inversiones.

En un plano más político y geopolítico, fuentes cercanas del sector consideraron que cualquier diálogo entre los presidentes de Colombia y Estados Unidos que reafirme las relaciones históricas entre ambos países es favorable para el desarrollo, estabilidad y crecimiento compartido. Señalaron que “es positivo que se amplíe la agenda de cooperación bilateral a temas económicos, de inversión, comercio exterior y energía”.

Este análisis sugiere que, más allá de la dimensión declarativa, la reunión podría abrir espacios concretos para estrechar la cooperación en renovación tecnológica, atracción de capitales y proyectos de energía limpia, dentro del marco del Tratado de Libre Comercio y la política de cooperación entre ambos países.

Un sector con retos urgentes y reformas en marcha

Mientras el Ejecutivo impulsa la narrativa internacional, en Colombia se avanza en reformas regulatorias que buscan ajustar el funcionamiento interno del mercado eléctrico. Uno de los frentes más visibles fue la consulta pública abierta por la CREG para actualizar el Código de Medida, normativa técnica que no se revisaba desde hace más de diez años. La intención es dotar de mayor precisión y transparencia al registro de generación y consumo, particularmente en segmentos como la generación distribuida y la autogeneración.

Adicionalmente, el país reactivó procesos de subasta de cargo por confiabilidad para el período 2029–2030, mecanismo clave para garantizar suministro firme en el mediano plazo y que ha sido considerado necesario por analistas del sector.

Desde una perspectiva más amplia, voces del sector coincidieron —también en carácter reservado— en que el desarrollo del potencial renovable colombiano podría fortalecer la relación con Estados Unidos, especialmente en el marco de la cooperación energética hemisférica. En ese sentido, destacaron que la ejecución de la interconexión eléctrica con Centroamérica y posteriormente con México podría consolidar una integración regional clave.

Asimismo, consideraron que Colombia podría jugar un rol estratégico en la canalización de inversiones estadounidenses en Venezuela, como parte de un eventual acuerdo bilateral. Además, señalaron que hay oportunidades para que Estados Unidos preste asistencia técnica en proyectos de hidrógeno verde, tecnologías nucleares avanzadas como los SMR, e incluso en el desarrollo de centros de datos alimentados por energías renovables y sistemas BESS de almacenamiento a gran escala.

La reunión entre Petro y Trump, entonces, adquirió un perfil dual: por un lado, fue un esfuerzo diplomático para posicionar a Colombia como destino de inversión en renovables, y por otro, expuso la urgencia de traducir esos compromisos en resultados concretos en el mercado interno.

La posibilidad de atraer inversión extranjera —especialmente en tecnologías limpias, infraestructura, y proyectos de integración regional— se perfila como una de las lecturas más relevantes de este acercamiento bilateral, en medio de un sector que todavía enfrenta desafíos de ejecución y señales regulatorias por consolidar.

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Iberdrola Renovables, EDP Renewables, Zelestra y Saeta Yield confirmaron su participación en Future Energy Summit (FES) Iberia 2025, se prepara para reunir a los principales actores del mercado energético en su próxima edición.

El evento tendrá lugar en Madrid el próximo 12 de febrero en Colegio Caminos, Auditorio Betancourt, y será una plataforma clave para discutir tecnologías críticas como el almacenamiento con baterías (BESS), los PPAs híbridos y la evolución regulatoria del sector.

Las entradas ya se encuentran disponibles a través de la página oficial del evento.

Julio Castro, CEO de Iberdrola Renovables, y Rocío Sicre, Directora General de EDP Renovables en España, participarán del Panel 2 de CEOs, que abrirá el bloque privado con una visión estratégica sobre el contexto actual de mercado. Allí se anticipa un fuerte enfoque en escalabilidad de proyectos, desafíos económicos y regulaciones pendientes.

Por su parte, Álvaro Pérez de Lema, CEO de Saeta Yield, estará presente en el Panel 6, orientado a las nuevas oportunidades del sur de Europa, donde compartirá escenario con otros líderes empresariales para abordar las perspectivas de hibridación, repotenciación de activos y acceso a financiación competitiva. En tanto, Enrique de Ramón, Global Head of Business Origination & BESS de Zelestra, participará en el panel especializado en almacenamiento energético, centrado en rentabilidad, modelos de negocio y bancabilidad de BESS.

EDP Renovables llega al evento tras lanzar su primer proyecto híbrido hidroeléctrico-solar en España y consolidarse como referente en hibridación con más de 140 MW renovables integrados. La compañía posee 4.586 MW de capacidad instalada, con más de 11 TWh comercializados al año y presencia destacada en redes y comercialización. Su cuarta planta híbrida solar-eólica refuerza esta posición.

Cabe recordar que durante la edición de FES Iberia 2025, Rocío Sicre anunció que el almacenamiento ocupa un lugar central en el plan inversor de EDP, junto con proyectos híbridos de nueva generación. “Estamos ya desarrollando el primer proyecto con tres tecnologías, que combina eólica, solar y almacenamiento. Pensamos que con este tipo de iniciativas aportaremos firmeza y estabilidad al sistema”, indicó la ejecutiva durante el encuentro.

Zelestra, con más de 6,4 GW en proyectos libres de carbono y operaciones avanzadas en control digital, será protagonista gracias al primer PPA solar + baterías a gran escala firmado en España, junto a EDP. El proyecto en Trujillo, con 170 MWdc de solar y 400 MWh de almacenamiento, generará 300 GWh anuales y evitará más de 40.000 toneladas de CO₂ al año, ofreciendo flexibilidad en horas pico.

Iberdrola Renovables, además de sus avances tecnológicos, ha cerrado dos nuevos PPAs con Microsoft por 150 MW para los parques Iglesias (Burgos) y El Escudo (Cantabria), mientras avanza con una inversión superior a 250 millones de euros en Ayora 1 y Cofrentes I, sumando 360 MW en la Comunidad Valenciana. La compañía también lidera en digitalización con el uso de IA, Azure y Copilot para optimizar operaciones.

Saeta Yield, con 728 MW en operación distribuidos entre España y Portugal, ha cerrado una refinanciación de 340 millones de euros que incluye la primera hibridación de activos solares por 110 MW, una apuesta que marcará su hoja de ruta de crecimiento sostenible y modernización de cartera.

Entre los temas que marcarán la agenda del evento destacan el auge de las soluciones de almacenamiento a gran escala, los PPAs, la gestión de la demanda energética y la necesaria adecuación regulatoria para garantizar la viabilidad de estos nuevos modelos. El almacenamiento, en particular, se posiciona como una pieza estratégica en el nuevo mix energético, no solo para dar flexibilidad al sistema, sino también para habilitar esquemas más eficientes de comercialización.

El sector sigue a la espera del desarrollo del mercado de capacidad en España y de una regulación clara que permita monetizar los servicios de respaldo, estabilidad y diferimiento de carga que ofrecen las baterías. Este contexto será abordado en profundidad en los paneles más técnicos de FES Iberia 2025, donde se espera que los líderes empresariales y autoridades públicas articulen propuestas concretas para dinamizar las inversiones.

Además del sector privado, FES Iberia 2025 contará con la participación confirmada de autoridades del MITECO, IDAE y gobiernos autonómicos, que abordarán el rumbo regulatorio y territorial de la transición energética. Carmen López Ocón, directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico del IDAEA, y Fátima García Señán, subdirectora general de Almacenamiento y Flexibilidad del MITECO, forman parte del panel de autoridades confirmadas, además de los referentes de Comunidades Autónomas. La agenda del evento promete mesas de debate de alto nivel técnico, con foco en almacenamiento, planificación regional, y el futuro de la inversión renovable.

En este contexto, los máximos ejecutivos del sector privado expondrán sus estrategias en proyectos híbridos, digitalización de operaciones y despliegue de almacenamiento, lo cual será central en las conversaciones que definirán el próximo gran salto del mercado ibérico.

Revive la edición FES Iberia 2025:

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El desarrollo eólico en Perú se acelera con fuerza, de modo que cuenta con 49 proyectos eólicos en trámite que totalizan 10754 MW de potencia instalada, de acuerdo con el compendio oficial publicado por OSINERGMIN.

La ola de proyectos incluye desde iniciativas en etapa de solicitud de conexión hasta estudios de preoperatividad aprobados por el COES y la información consolidada por el regulador muestra un crecimiento sin precedentes en generación eólica, superando incluso a la solar fotovoltaica en potencia proyectada.

Esta expansión se concentra principalmente en los departamentos de Lambayeque, Ica, Piura y Arequipa, zonas donde el recurso eólico es más constante y predecible.

Aunque del total, solo cinco cuentan con concesión definitiva que en conjunto suman 988,2 MW con concesión otorgada, lo que representa menos del 10 % del total en tramitación: Se trata de los parques Guarango (330 MW) promovido por SL Energy, Emma (72 MW) de GR Bayóvar, Mórope (224 MW) impulsado por Orygen Perú, Muyú (142,6 MW), también de Orygen, y Caravelí (218,3 MW), promovido por IberEólica. 

Orygen Perú se posiciona como el principal desarrollador del país, con siete proyectos que en conjunto superan los 1000 MW de capacidad instalada. Sus iniciativas se concentran principalmente en la región de Ica, aunque también tiene presencia en Lambayeque, Piura y Arequipa. Los parques impulsados por esta empresa son: IKA Sur (241,8 MW), IKA Norte (148,8 MW), Salinar Sur (148,8 MW), Salinar Norte (117,8 MW), Taita (61,6 MW), Mórope (224 MW) y Muyú (142,6 MW).

Kallpa Generación también avanza con fuerza, con cuatro proyectos: Algarrobo (180,6 MW), Cherrepe (142,5 MW), Los Vientos (364,8 MW) y Pacífico (306 MW). Le sigue Engie Energía Perú, que impulsa centrales como Twister (129,6 MW), Urani (122,4 MW), Sariri (122,4 MW) y la ampliación de Punta Lomitas (192,2 MW), en la región Ica. 

Por su parte, Engie Energía Perú promueve cuatro proyectos en la región de Ica. Se trata de Ampliación Punta Lomitas (192,2 MW), Twister (129,6 MW), Urani (122,4 MW) y Sariri (122,4 MW), que totalizan más de 560 MW.

Fenix Power, con presencia en Piura, Lambayeque e Ica, también destaca entre los líderes del sector. Su portafolio incluye el parque Bayóvar (250,8 MW), Naylamp (237,6 MW) y Piletas (250 MW), todos en fases avanzadas de tramitación ante el COES. Por su parte, Statkraft Perú participa con un proyecto de 217 MW, denominado Flug, ubicado en Lambayeque, que está en proceso de tramitación ante el COES. 

En cuanto a tamaño de proyectos, los cinco parques con mayor potencia instalada proyectada son: La Espinoza (474,6 MW, Sechín Generación Eléctrica), Quercus (452 MW, Quercus S.A.C.), Violeta Eólica (452 MW, Violeta S.A.C.), Cerro Chocán (422,4 MW, NORWIND S.A.C.) y Rosa (404 MW, Rosa S.A.C.), todos en fase de tramitación sin concesión aún confirmada. Estos proyectos destacan por su escala y por estar ubicados principalmente en las regiones de Lambayeque y Piura.

Otros desarrolladores relevantes que contribuyen al nuevo mapa eólico nacional incluyen a Cordillera Solar, Shougang Generación Eléctrica, Oryx Power, Bow Power y Norwind, entre otros. Muchos de estos actores tienen operaciones regionales o alianzas con grupos internacionales, lo que refuerza el carácter global del interés inversor en el viento peruano.

La mayoría de los proyectos tiene como fecha estimada de puesta en operación comercial (POC) los años 2026 a 2028, dependiendo del avance regulatorio y ambiental. Sin embargo, solo una parte ha logrado obtener la concesión definitiva, lo que implica que el grueso del portafolio se encuentra aún sujeto a procesos administrativos clave ante el Ministerio de Energía y Minas.

Este auge eólico se da en un contexto normativo desafiante. La aprobación de la Ley 32249, en enero de 2025, introdujo una modernización del mercado eléctrico peruano, pero su reglamentación aún no ha sido publicada. Esto genera incertidumbre entre los desarrolladores, que reclaman mayor claridad para planificar inversiones y estructurar contratos de compraventa de energía.

Durante la consulta pública del reglamento, el sector renovable envió más de 1000 observaciones, sin que hasta ahora se haya presentado una versión actualizada del texto normativo. Uno de los aspectos más críticos para los promotores de energía eólica es la definición de los bloques horarios de contratación, necesarios para ofrecer competitividad a tecnologías intermitentes como la eólica.

“Es importante que el proceso sea claro y que las observaciones del sector puedan ser consideradas en un marco de diálogo institucional”, manifiestan desde el sector privado, en relación con el proceso liderado por el Ministerio de Energía y Minas.

Mientras tanto, el pipeline eólico sigue creciendo, y con él, las expectativas de una transformación profunda en la matriz eléctrica nacional. La suma de 10,7 GW en tramitación supera en diez veces la capacidad eólica actualmente en operación en el país, que alcanza 1021,3 MW. Según Osinergmin, esta potencia se distribuye en diez centrales ya integradas al sistema interconectado nacional.

Con condiciones naturales favorables, apetito inversor y un mercado con alto potencial de expansión, el Perú tiene todos los elementos para consolidar su liderazgo eólico en la región. Pero para que eso ocurra, será necesario que el Estado defina con rapidez y previsibilidad las reglas de juego que permitirán transformar esta proyección en infraestructura concreta.

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La última ronda de adjudicación de energía eólica marina (AR7) del Reino Unido adjudicó 8,2 GW de energía eólica marina fija y casi 200 MW de energía eólica marina flotante, lo que la convierte en la mayor subasta de energía eólica marina de Europa hasta la fecha.

Un récord de 19 proyectos con una capacidad potencial total de 24 GW fueron elegibles para presentar ofertas. Esta competencia activa resultó en precios de ejercicio para proyectos de fondo fijo de 91,20 £/MWh en Inglaterra y Gales, y de 89,49 £/MWh en Escocia. Y la capacidad adjudicada abastecerá el equivalente a casi 10 millones de hogares y la convocatoria 

Los precios del AR7 son aproximadamente un 40 % inferiores a los de la construcción y operación de nuevas plantas de gas en el Reino Unido (147 £/MWh) y casi un 30 % inferiores a los de la construcción y operación de nuevas plantas nucleares en el Reino Unido (124 £/MWh).

La energía generada por los 8,4 GW de los nuevos parques eólicos marinos ahorrará a los consumidores casi 1700 millones de £ al año en comparación con el coste alternativo del gas. Mientras que lo adjudicado abastecerá el equivalente a casi 10 millones de hogares y la convocatoria 

Un momento crucial para la estabilidad y la planificación a largo plazo

El Reino Unido sufrió una ronda de subasta fallida en 2023 (AR5), lo que generó incertidumbre y retrasos. La siguiente ronda de subasta (AR6) resultó en un precio de ejercicio más realista, pero no aportó suficiente capacidad nueva. El AR7 marca ahora un punto de inflexión con una fuerte competencia y una amplia cartera de proyectos listos para construir.

Esto se debe en gran parte al diseño de las subastas del Reino Unido, que ofrece Contratos por Diferencia (CfD) bilaterales. Estos CfD ayudan a reducir el riesgo de los proyectos eólicos marinos y ofrecen visibilidad a largo plazo sobre los ingresos. Con un presupuesto de 1.790 millones de libras, el Gobierno del Reino Unido ha superado el presupuesto inicial de 1.100 millones de libras, asegurando capacidad adicional para impulsar la seguridad energética y la resiliencia económica.

El año pasado, la industria eólica europea propuso un Nuevo Acuerdo sobre Energía Eólica Marina para acelerar y minimizar los riesgos de desarrollo de energía eólica marina local y competitiva. Exige a los gobiernos europeos coordinar un desarrollo anual de 15 GW entre 2031 y 2040, con 10 GW anuales resultantes de subastas de contratos por diferencia (CfD). A cambio, la industria se comprometió a realizar importantes inversiones privadas y a reducir aún más los costes.

La próxima Cumbre de los Mares del Norte en Hamburgo es una oportunidad única para consolidar los compromisos del Gobierno, la industria y los GRT para avanzar en este aspecto, basándose en el éxito del AR 7 en el Reino Unido.

Los detalles ganadores del AR7

AR7 adjudicó 6 proyectos eólicos marinos y 2 proyectos eólicos flotantes.

Los 192 MW adjudicados hoy a proyectos eólicos flotantes representan un paso más hacia el despliegue de energía eólica flotante limpia a escala comercial. Para mantener este impulso y aprovechar al máximo su potencial, la industria necesita planes de apoyo a medida, un compromiso claro con un cronograma de subastas específicas para proyectos flotantes y una sólida inversión en infraestructura portuaria.

A continuación, la descripción general de todos los bits ganadores:

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Centroamérica y el Caribe ingresaron a una etapa clave para la integración del almacenamiento en la matriz energética. Guatemala, Panamá, República Dominicana y Honduras tienen en marcha licitaciones que, en conjunto, suman más de 4000 MW y que ya incluyen al BESS como un componente exigido o estratégicamente valorado. La tendencia es clara: se espera que las nuevas plantas no solo generen, sino también gestionen la energía.

Sin embargo, Leonardo David, consultor especializado en mercados eléctricos, advierte que el modelo de contrato que prevalece en la región sigue siendo insuficiente para atraer inversiones en esta tecnología.

En su análisis plantea que “los PPA tradicionales con enfoque ‘race to the bottom’ y el arbitraje de energía en mercado spot no suelen generar suficiente ingreso para justificar una batería por sí solos”, como la gestión de potencia, el respaldo al sistema o la respuesta rápida a la demanda. Bajo esas condiciones, sostiene que no es posible justificar financieramente el despliegue de almacenamiento, incluso si los pliegos lo exigen.

El caso hondureño es ilustrativo. En noviembre pasado, el nuevo gobierno reactivó una licitación por 1500 MW, que contempla una exigencia técnica de 20 % de capacidad en almacenamiento por proyecto. La licitación ha sido vista como una señal positiva para el mercado, pero también ha despertado inquietudes entre desarrolladores. David considera que el problema no está en la obligación de incorporar BESS, sino en que los contratos no reflejan el valor que estos sistemas aportan al sistema eléctrico.

Este fenómeno no es exclusivo de Honduras. En República Dominicana, Guatemala y Panamá también se están convocando licitaciones que permiten o promueven la incorporación de almacenamiento, en parte como respuesta a la necesidad de flexibilizar sistemas con alta penetración renovable. Sin embargo, en la mayoría de los casos no existen mecanismos contractuales o mercados específicos que remuneren la disponibilidad, la capacidad o los servicios auxiliares.

Desde el punto de vista del financiamiento, esta falta de ingresos diversificados compromete la bancabilidad. David explica que las baterías requieren una estructura de ingresos más compleja que la energía solar o eólica: dependen de flujos por energía, capacidad, servicios técnicos y participación activa en la red. Cuando los contratos solo reconocen uno de esos elementos, el modelo de negocio queda incompleto y el proyecto, en muchos casos, inviable.

Ante este escenario, el especialista sugiere avanzar hacia esquemas que permitan capturar el valor real del almacenamiento, como contratos por diferencia, mercados de capacidad o pagos por servicios de red. Además, destaca que la apertura del mercado es clave para destrabar nuevas inversiones, sobre todo en países donde la compraventa de energía sigue concentrada en empresas estatales.

En su propuesta, David señala que Honduras podría beneficiarse de una segmentación del mercado, donde la estatal ENEE se enfoque en consumidores regulados, transmisión y distribución, mientras se habilita la competencia entre generadores y grandes consumidores. “Crear una categoría de consumidores calificados, como ya existe en Panamá o Guatemala, sería un paso decisivo”, expresó. En ambos países, este segmento se aplica para consumos pico mensuales superiores a 100 kW, aunque en el caso hondureño sería necesario estudiar cuál es el umbral adecuado.

También considera viable permitir líneas privadas de transmisión, de forma que la situación financiera de la ENEE no frene la ejecución de contratos. A su juicio, una privatización total de la estatal sería caótica, pero sí se puede avanzar hacia un esquema donde conviva con operadores privados, como sucede con el INDE en Guatemala.

Aunque el contexto regulatorio todavía presenta barreras, el interés del sector privado se mantiene firme. Los procesos en marcha en Guatemala y República Dominicana, con plazos definidos y respaldo institucional, están generando movimiento entre desarrolladores y bancos multilaterales. Pero el interrogante de fondo persiste: ¿cómo cerrar el financiamiento de proyectos con BESS si los contratos no reflejan su verdadero valor técnico?

La respuesta, según David, pasa por alinear exigencias técnicas con estructuras contractuales modernas y flexibles. El almacenamiento ya dejó de ser una opción y pasó a ser una condición. Ahora, el desafío es convertirlo también en una inversión viable.

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La provincia de Buenos Aires aprobó el nuevo reglamento de generación distribuida comunitaria, lo que representa un punto de inflexión en el avance de las energías renovables descentralizadas en Argentina. 

La norma habilita por primera vez que múltiples usuarios de la provincia con puntos de suministro independientes se asocien para producir energía renovable de manera conjunta, compartir los beneficios del autoconsumo y monetizar los excedentes que inyecten a la red.

El nuevo marco normativo establece reglas técnicas, contractuales y económicas claras para el desarrollo de proyectos de más de 10 kW. Está especialmente orientado a pymes, cooperativas, municipios, parques industriales y comunidades urbanas y rurales, y deja atrás el carácter experimental o piloto que caracterizaba a muchas iniciativas anteriores.

“No se trata de experiencias piloto, sino de un marco pensado para instalaciones de escala media, con reglas técnicas, contractuales y económicas definidas, lo que habilita un flujo real de proyectos para empresas de ingeniería, EPC, integradores tecnológicos y proveedores de equipamiento”, aseguró el experto en transición energética Dr.-Ing. Alejandro J. Gesino

La asociación entre usuarios podrá constituirse mediante un acuerdo privado o mediante una persona jurídica, y cada integrante recibirá créditos monetarios en su factura por su participación en los excedentes energéticos inyectados. 

“Un aspecto central es la claridad en la monetización de la energía excedente (…) Esta previsibilidad mejora sustancialmente los modelos financieros, reduce el riesgo regulatorio y fortalece la bancabilidad de los proyectos, permitiendo estructurar esquemas de autoconsumo colectivo con retornos medibles y sostenibles”, manifestó Gesino. 

Además, los proyectos que se registren en el RUGER —registro obligatorio para acceder al régimen— tendrán acceso a exenciones fiscales previstas en la Ley 15.325, incluyendo la comunicación directa con ARBA, lo que impacta directamente en la mejora del retorno de inversión y la rentabilidad de los proyectos. 

Y cabe recordar que, actualmente, Buenos Aires es la segunda jurisdicción con mayor participación en la generación distribuida nacional bajo la Ley N° 27424, con 917 usuarios-generadores que suman 22,61 MW de capacidad instalada. 

Esta cifra representa más del 18% de los 119,24 MW operativos a nivel nacional; sumado a que la provincia bonaerense también posee 278 trámites en curso que podrían agregar 5,14 MW adicionales.

Subtítulo: Nuevos modelos de negocio y perspectivas tecnológicas

El nuevo reglamento habilita una evolución tecnológica progresiva, al dejar preparado el terreno para incorporar soluciones de almacenamiento, sistemas de gestión inteligente de la demanda y desarrollos vinculados a la electromovilidad, con reglas regulatorias ya establecidas.

“En términos estratégicos, este marco normativo habilita nuevos modelos de negocio: comunidades solares, autoconsumo industrial compartido, esquemas de “energía como servicio”, cooperativas energéticas y proyectos municipales con fuerte impacto local”, analizó el especialista 

“Si bien no crea un mercado mayorista ni habilita la venta libre de energía, consolida una infraestructura de transición energética distribuida, regulada y económicamente viable, con alto potencial de escalamiento e integración futura con almacenamiento, gestión de demanda y electromovilidad”, añadió.

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La licitación pública LPI ETESA 01-25, convocada por la Secretaría Nacional de Energía de Panamá, fue reprogramada para el 3 de marzo de 2026. Esta decisión vino acompañada de modificaciones al pliego técnico, a raíz de observaciones de actores del sector privado, principalmente en lo relacionado con la estructura de los contratos propuestos.

Inicialmente, el proceso contemplaba exclusivamente un contrato por diferencia de curva de demanda, un esquema que presentó limitaciones para ciertas tecnologías renovables como la eólica, caracterizadas por una generación variable. Ante esto, se incorporó una segunda opción: el contrato por diferencia de curva de generación, lo que permitió ampliar el abanico de posibilidades para los desarrolladores y adaptarse mejor a las características técnicas de cada proyecto.

En este contexto, desde el World Energy Council Panamá, su presidente, Héctor M. Cotes, remarcó la importancia de establecer procesos planificados que brinden claridad al mercado. En diálogo con este medio, expresó:

“Un cronograma de licitaciones, como el que se ha planteado, es beneficioso para los inversionistas actuales y potenciales porque genera previsibilidad y fomenta la participación de más empresas, lo que estimula la competencia y al final debe poder verse reflejado en mejores precios”.

La experiencia acumulada en procesos anteriores demuestra que, cuando se presentan reglas claras y se otorgan tiempos razonables para la preparación de ofertas, el resultado es una mayor participación y competencia. Estos factores no solo influyen en los precios, sino también en la calidad técnica de los proyectos adjudicados y en la seguridad jurídica que requiere la inversión de largo plazo.

Desde la perspectiva institucional, el cronograma de la licitación también se alinea con los objetivos del Plan Energético Nacional 2050, que establece como una de sus metas estratégicas el crecimiento sostenido de las energías renovables en la matriz nacional. El llamado actual forma parte de esa hoja de ruta, con contratos a 20 años que buscarán incorporar potencia firme y renovable al sistema panameño.

El diseño de contratos a largo plazo bajo esquemas estables permite a los inversionistas estructurar financiamiento a condiciones competitivas, con una menor percepción de riesgo regulatorio.

Este tipo de planificación es visto como un elemento clave por los actores que deben decidir entre múltiples mercados posibles para destinar sus capitales.

La previsibilidad, además, permite que empresas locales e internacionales puedan anticipar movimientos estratégicos, formar alianzas y desarrollar portafolios más robustos. Sin estos elementos, las convocatorias pueden terminar con baja participación o con condiciones que no reflejan la realidad tecnológica y financiera del sector.

Panamá busca consolidarse como un destino atractivo para la inversión en renovables, y eso requiere no solo voluntad política, sino también marcos normativos y procesos licitatorios que reflejen las necesidades reales del mercado.

En ese sentido, para organizaciones como WEC Panamá, resulta indispensable que los próximos llamados mantengan el enfoque actual y continúen perfeccionándose en base al diálogo técnico entre el sector público y privado.

La convocatoria LPI ETESA 01-25 será una referencia para los procesos futuros. De su resultado dependerá en gran medida la señal que reciba el mercado sobre la dirección que tomará el país en materia de transición energética. La expectativa está puesta en que, a partir de este rediseño, el país logre adjudicar contratos competitivos que amplíen su capacidad instalada con tecnologías limpias y sostenibles.

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España avanza en un total de 2155,8 MW en nuevos proyectos renovables en tramitación ambiental durante los meses de diciembre de 2025 y lo que va de enero del corriente año, de acuerdo a un relevamiento realizado por Energía Estratégica en base a datos publicados en el Boletín Oficial del Estado (BOE) del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO).

Se identifican 35 iniciativas que corresponden exclusivamente a energía solar fotovoltaica y eólica, lo que refleja el dinamismo sostenido del pipeline renovable español, con una fuerte presencia de grandes desarrolladores y un alto grado de concentración territorial y tecnológica.

• 26 parques fotovoltaicos por 1698,5 MW de capacidad
• 9 parques eólicos que suman 457,3 MW

De esta manera, la fotovoltaica representa el 79% de la nueva potencia renovable gestionada en este período, un dato que reafirma su papel dominante dentro de la planificación energética nacional.

Los proyectos solares tienden a ser más grandes en potencia individual, superando en varios casos los 150 MW; mientras que la eólica muestra una distribución geográfica más amplia, aunque con un promedio de potencia algo inferior.

En cuanto a los promotores más activos del periodo, el relevamiento evidencia una participación creciente de grupos internacionales y grandes utilities. Sobresale el caso de EDP, que figura con múltiples iniciativas fotovoltaicas que suman 244,3 MW. También aparecen Forestalia con 99 MW, MASDAR con 156,5 MW eólicos, Naturgy con un parque solar de 29 MW, Jinko Power con 139,5 MW y X-Elio con 29 MW solares. 

En el segmento eólico, Capital Energy suma dos proyectos eólicos de más de 225, 4 MW: Canales Sur, en Palencia, y Florín, en Zaragoza.

Además, destacan Khons Sun Power, responsable del proyecto más grande del periodo —Tagus 2, una planta solar de 224,5 MW en Toledo—, y Ququima Energy, que impulsa una instalación de 219,5 MW en Granada. 

Por el lado de la distribución territorial, la Comunidad de Madrid lidera el ranking con 579,5 MW, seguida por Castilla y León (569,3 MW) y Andalucía (410 MW). Estas tres regiones concentran más del 70% de la potencia tramitada en el período. Le siguen Cantabria, Extremadura y Aragón, todas con más de 150 MW.

El resto de los proyectos se dispersa entre la Comunidad Valenciana, Castilla-La Mancha y Cataluña. Si bien la geografía es diversa, los datos revelan una fuerte concentración en zonas con disponibilidad de suelo, buena irradiación o recurso eólico, y experiencia institucional en materia de renovables.

Las iniciativas se encuentran en distintas fases del proceso administrativo. Algunas ya cuentan con Declaración de Impacto Ambiental (DIA) favorable, otras han recibido la Autorización Administrativa Previa (AAP) y la Autorización de Construcción (AAC), y varias más fueron recientemente sometidas a información pública o solicitudes de utilidad pública.

Este avance regulatorio ocurre en paralelo al balance de un 2025 que cerró con cifras récord. Según datos de Red Eléctrica de España (REE), durante ese año se incorporaron 8.852,7 MW de nueva capacidad renovable, con 7.896,3 MW solares y 956,4 MW eólicos.

Sin embargo, el sector renovable se mantiene expectante ante regulaciones clave que podrían marcar el rumbo en 2026, como la aprobación del mecanismo de capacidad, una nueva subasta, y la definición pendiente del reglamento contra los apagones. Todo ello en un contexto de precios volátiles y redes eléctricas cada vez más saturadas.

En este contexto de crecimiento sostenido, el sector se prepara para un evento clave: el próximo 12 de febrero, Madrid acogerá el Future Energy Summit (FES) Iberia – Renewables & Storage 2026, donde se debatirá el futuro del almacenamiento, la integración renovable y el despliegue de infraestructura crítica. Participarán referentes del IDAE, del MITECO, autoridades de comunidades autónomas y CEOs de empresas como Saeta Yield, Iberdrola, EDP Renovables y otros actores estratégicos.

BOE actualizado españa – Hoja 1

La entrada España tramita más de 2 GW renovables en los últimos dos meses: ¿Quiénes son los promotores y cómo son los proyectos? se publicó primero en Energía Estratégica.

Mobility Portal da un paso decisivo en su evolución digital con el lanzamiento de su nueva web, una plataforma que integra en un único espacio a Mobility Portal Latinoamérica y Mobility Portal Europa, manteniendo la cobertura por países y ampliando su alcance global.

Desde ahora, toda la información clave del ecosistema eMobility —noticias, tendencias, mercados, empresas y tecnología— convive en un mismo entorno, diseñado para profesionales que necesitan velocidad, precisión y análisis en un sector en plena transformación.

La nueva plataforma incorpora una interfaz ultrarrápida, pensada para que los usuarios encuentren lo que buscan en segundos y optimicen su tiempo de lectura y análisis. A esto se suma una experiencia mobile first, fluida y eficiente, que permite acceder al contenido desde cualquier dispositivo sin perder funcionalidad.

Entre las principales novedades, Mobility Portal permite crear una cuenta personalizada, desde la cual cada usuario puede guardar artículos y notas de interés, definir sus preferencias de lectura y recibir notificaciones vinculadas a los temas que realmente importan.

El portal está disponible en español e inglés, reforzando su posicionamiento como medio de referencia a nivel internacional y facilitando el acceso a audiencias profesionales de distintos mercados.

La experiencia de consumo de contenidos también evoluciona: ahora es posible escuchar la lectura de los artículos, una funcionalidad pensada para mantenerse informado mientras se realizan otras actividades. Además, compartir contenidos en redes sociales resulta más simple e inmediato.

La nueva web incorpora también una sección de productos destacados, donde los lectores pueden conocer soluciones, tecnologías y propuestas relevantes del mercado, así como un espacio dedicado a eventos y transmisiones en vivo, que centraliza webinars, foros y coberturas especiales.

Con este lanzamiento, Mobility Portal consolida su rol como hub global de información estratégica sobre movilidad eléctrica, conectando regiones, mercados y actores clave en una sola plataforma, pensada para acompañar el ritmo de transformación que hoy define al sector a nivel global.

La entrada Mobility Portal presenta su nueva web: una plataforma global para seguir la eMobility en tiempo real se publicó primero en Energía Estratégica.

Guatemala dio un paso clave en su transición energética con la presentación del Plan de Expansión Indicativo de Generación (PEIG) y el Plan de Expansión del Sistema de Transporte Eléctrico (PET) 2026–2050.

Ambos documentos plantean una transformación de fondo en la matriz del país: al cierre del período, el 81,5% de la generación provendrá de fuentes renovables, con fuerte protagonismo de la energía solar, la geotermia y el almacenamiento.

La estrategia incluye una expansión acelerada de la infraestructura eléctrica, necesaria para acompañar una demanda en constante crecimiento, ya que prácticamente se cuadriplicó en el presente siglo y se espera que se duplique en las próximas dos décadas.

Incluso, en el escenario base, que optimiza costos y expansión mínima, se alcanzará una capacidad instalada proyectada de 9147 MW y donde la participación de renovables sobrepasa el 80%.

El portafolio de proyectos candidatos identificado por el MEM refleja con claridad la dirección renovable que tomará la expansión. El 84% de los 8797 MW considerados como potenciales provienen de fuentes limpias, lo que equivale a 7420 MW de capacidad.

En primer lugar, la hidroelectricidad sigue siendo la principal fuente de gran escala, con más de 2700 MW proyectados, aunque con desafíos relacionados con la variabilidad hídrica. Le sigue la solar fotovoltaica, que se consolida como la fuente renovable variable más relevante del sistema con más de 2400 MW, y que será clave en la estrategia de expansión descentralizada.

La geotermia aportará firmeza al sistema con hasta 617 MW, destacándose como una de las tecnologías estratégicas para dar estabilidad a la red. En forma complementaria, se prevé entre 415 y 545 MW eólicos, cuya generación nocturna y en época seca actúa como contraparte ideal de la solar.

También se incluyen tecnologías de bioenergía, con 342 MW de cogeneración y 250 MW de biogás, aprovechando residuos y excedentes industriales, especialmente durante la zafra azucarera.

En paralelo al crecimiento de la gran escala, la generación distribuida renovable (GDR) muestra una expansión sostenida. La capacidad pasó de 7,5 MW en 2009 a más de 160 MW en 2024, y se proyecta que alcance los 1200 MW para 2050, compuesta por 810 MW solares, 250 MW de biogás y 140 MW hidroeléctricos.

Actualmente existen más de 14 000 usuarios autoproductores con excedentes de energía (UAEE), quienes además de cubrir su propio consumo, inyectan energía a la red, mejorando la eficiencia del sistema y reduciendo pérdidas.

El documento también reconoce el papel central que jugará el almacenamiento con baterías (BESS) en los escenarios de transición. Para garantizar flexibilidad operativa y confiabilidad en un contexto de alta penetración de renovables, se establece que todos los proyectos solares mayores a 50 MW deberán contar con baterías equivalentes al 30% de su capacidad instalada.

Para 2050, se estima que habrá al menos 370 MW de sistemas BESS acoplados a plantas fotovoltaicas. Estas unidades permitirán optimizar los flujos de potencia, sustituir generación forzada y aportar compensación reactiva, funciones esenciales para mantener la estabilidad del sistema.

En paralelo al PEIG, el PET 2026–2050 traza el crecimiento del sistema de transporte eléctrico, con un enfoque en confiabilidad, cobertura y eficiencia. El plan prevé la construcción de 5687 km de nuevas líneas de transmisión y la incorporación de 172 subestaciones. Esta expansión permitirá conectar nuevos proyectos, mejorar el servicio en áreas rurales y sostener el crecimiento de la demanda a nivel nacional.

En el contexto operativo de expansión de la red, el último intento por avanzar en la infraestructura enfrentó un tropiezo: la licitación pública PET‑3 para obras de transmisión fue declarada desierta tras la falta de documentación técnica completa por parte del único oferente, lo que impidió adjudicar los proyectos previstos y dejó momentáneamente sin ejecución más de 230 km de líneas consideradas críticas para aliviar cuellos de botella y conectar nueva generación renovable al sistema.

Esta situación, confirmada por fuentes del sector energético, expone la necesidad de perfeccionar las condiciones de los procesos de contratación pública para atraer mayor participación privada, y se esperaba que el Ministerio de Energía y Minas definiera si ratificar o ajustar lo resuelto para relanzar la convocatoria bajo bases más competitivas.

Posteriormente, autoridades del MEM informaron a Energía Estratégica que están trabajando en replantear y relanzar la convocatoria bajo condiciones más competitivas, explorando mecanismos alternativos de contratación y segmentación de obras para asegurar el avance de la transmisión en 2026 y mitigar riesgos de retraso en la materialización de la expansión eléctrica prevista en los planes al 2050.

La ampliación de la red también habilita mayor integración regional y más oportunidades de intercambio de energía con los países vecinos, en línea con los objetivos del SIEPAC.

Según el director de Energía, Luis Manuel Pérez, “la red eléctrica debe crecer al ritmo del país y estar lista para integrar nuevas tecnologías y fuentes de generación”.

El desarrollo de estos planes contó con el respaldo técnico y financiero de socios estratégicos como la Unión Europea, GIZ, GetTransform y CEPAL. El involucramiento de la cooperación internacional no solo aportó solidez técnica, sino que también reforzó la legitimidad institucional del proceso.

Desde la Delegación de la Unión Europea en Guatemala, María González Mata destacó que “apoyar esta transición energética justa y sostenible es una prioridad que compartimos con el país”.

Los planes lanzados por el MEM configuran una hoja de ruta con metas claras, apertura a la inversión y visión de largo plazo. A partir de ahora, el desafío será pasar del papel a los proyectos concretos, con mecanismos que aseguren la ejecución y el seguimiento efectivo de la transformación energética que Guatemala ya puso en marcha.

01-2026 PLANES PET Y PIEG

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La elección de José Antonio Kast como presidente de Chile ha reconfigurado el escenario para el sector, de modo que comienzan a definirse los cuadros técnicos y políticos que ocuparán los cargos clave del nuevo gobierno, siendo uno de los focos de mayor expectativa el Ministerio de Energía.

Según pudo averiguar Energía Estratégica, cuatro personas concentran el abanico de nombres de quienes evalúan la gobernanza futura del sistema eléctrico chileno: José Venegas, Rodrigo Álvarez, Francisco López y José Luis Daza.

Perfiles que, en caso de asumir deberán conducir una transición compleja marcada por mayor penetración renovable y alta participación de sistemas de almacenamiento, la modernización del sistema y las reformas regulatorias.

¿Quién es quién de los candidatos a ocupar la silla central del Ministerio de Economía? 

José Venegas fue secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) entre 2018 y 2022, y cuenta con tres décadas de experiencia en generación, transmisión y distribución, con pasado en empresas de renombre como Colbún y Endesa, entre otras.

Durante el último tiempo ocupó el estatus de referente energético de la candidatura presidencial de Kast, a tal punto que reveló las propuestas del líder del Partido Republicano, entre las que se destacan una agenda centrada en la libertad del consumidor, la eliminación de trabas burocráticas, el ordenamiento de las PMGD y modernización técnica sin subsidios.

También figura Rodrigo Álvarez, quien fuera ministro de Energía entre 2011 y 2012, además de expresidente de la Cámara de Diputados y exvicepresidente de la Convención Constitucional.

Aunque se reconoce su cercanía con el presidente electo, fuentes cercanas indican que su participación se inclinaría a un rol más técnico que ministerial o cargos de primera línea, dado su perfil estratégico y su trayectoria parlamentaria.

Otro nombre que toma fuerza es Francisco Javier López, exsubsecretario de Energía entre 2019 y 2022 (en reemplazo de Ricardo Irarrázabal), abogado de la Universidad Católica y actual socio del estudio Jara Del Favero. 

Durante su mandato como subsecretario de Energía, brindó una entrevista para Energía Estratégica (ver nota) en la que abordó las prioridades necesarias para continuar con la diversificación de la matriz y el impulso de las renovables, como también los cambios necesarios en aquel entonces.

Y según fuentes cercanas a Energía Estratégica, su etapa durante el durante el segundo gobierno de Sebastián Piñera lo posiciona como una opción sólida, tanto para Energía como para otras carteras vinculadas al desarrollo productivo.

Finalmente, aunque con menor probabilidad, se ha mencionado que el nuevo presidente del país andino llamaría a José Luis Daza, actual viceministro de Economía en Argentina, de nacionalidad chileno-argentina y vinculado históricamente al mundo financiero. 

En el ámbito público, fue representante del Banco Central de Chile en Asia, con base en Tokio. Su nombre fue asesor y sonó como candidato a ocupar el ministerio de Economía durante la campaña electoral de 2021 en caso de que hubiese ganado el candidato de ultraderecha José Antonio Kast,

Mientras que años atrás, casi desde el comienzo de la presidencia de Javier Milei, Daza colaboró con el equipo económico debido a su nacionalidad, identificación política y varias amistades personales que posee en su país natal, entre ellas Luis Caputo hace más de 30 años, a quien conoció por haber trabajado juntos en JP Morgan.

Si bien recibió una oferta para dejar el viceministro de Economía en Argentina sumarse al gabinete chileno, su inclusión pierde fuerza tras la confirmación de Jorge Quiroz como nuevo ministro de Hacienda.