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Solis LATAM anunció la designación de Alba Min Ye como CEO, un movimiento que marca una nueva etapa en la estrategia regional de la compañía en un momento de crecimiento para el sector solar en América Latina.

La empresa comunicó el nombramiento a través de sus canales oficiales, destacando el liderazgo de la ejecutiva para fortalecer la presencia de la firma en la región.

“Hoy queremos dar la bienvenida a Alba Min Ye, quien asume el rol de CEO de Solis LATAM. Su experiencia y liderazgo marcarán un nuevo capítulo para nuestra organización mientras seguimos fortaleciendo nuestra presencia en la región y promoviendo soluciones de energía solar cada vez más innovadoras”, expresaron desde la compañía a través de redes sociales.

El anuncio se produce en un contexto en el que América Latina continúa consolidándose como uno de los mercados más dinámicos para el desarrollo de energías renovables, impulsado por la competitividad de la generación solar y la necesidad de avanzar en matrices energéticas más sostenibles.

La empresa también destacó la importancia del trabajo conjunto con actores del sector: “Confiamos en que, junto a nuestro equipo, aliados y clientes, continuaremos impulsando el desarrollo del sector solar en Latinoamérica”.

Alba Min Ye cuenta con una trayectoria profesional vinculada a compañías tecnológicas y energéticas, con experiencia en mercados internacionales y en el desarrollo comercial en América Latina.

Antes de asumir el liderazgo de Solis LATAM, se desempeñó como General Manager de LONGi en México entre junio de 2023 y marzo de 2026, donde participó en el fortalecimiento de la presencia de la compañía en el mercado solar regional.

Previamente ocupó el cargo de Senior Director en ZTE entre 2017 y 2023, también en México, donde lideró estrategias comerciales y de desarrollo de mercado dentro de la multinacional tecnológica.

Su carrera profesional comenzó en Sichuan Jiuzhou Electric Co., Ltd, donde trabajó como Sales Manager entre 2015 y 2017 en Shenzhen, China, consolidando experiencia en operaciones comerciales internacionales.

El nombramiento se produce en un momento en el que Solis continúa ampliando su presencia en el mercado latinoamericano, donde el crecimiento de la energía solar está impulsando nuevas inversiones en infraestructura y tecnología.

En ese marco, la compañía viene reforzando su estrategia tecnológica con inversores solares de mayor potencia y eficiencia, incluyendo soluciones diseñadas para proyectos comerciales e industriales. Entre ellas se destaca el desarrollo de equipos de 125 kW, orientados a responder a la creciente demanda de instalaciones solares de gran escala y a la evolución de los sistemas energéticos hacia esquemas más flexibles e integrados.

A la par, Solis también avanza en su ingreso al mercado de almacenamiento energético, con el objetivo de ofrecer soluciones integradas que combinen generación fotovoltaica y gestión inteligente de la energía. Este movimiento responde a una tendencia global en la que los sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems) se consolidan como una herramienta clave para optimizar la integración de energías renovables.

La compañía ha manifestado su intención de fortalecer su presencia en el mercado latinoamericano de almacenamiento energético hacia 2026, en un contexto en el que la combinación entre generación solar y baterías gana relevancia para mejorar la estabilidad de las redes eléctricas y la gestión de la energía.

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El ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, destacó que Colombia llegó a los 4 GW en generación de energías limpias equivalentes al 17,09% de toda la matriz energética del país con el funcionamiento del nuevo Parque Solar Atlántico.

Con las pruebas de la planta de energía solar, se está a 2 GW de llegar a la meta propuesta por el Gobierno del presidente Gustavo Petro de generación, enmarcado en el plan 6 GW Plus.

Este proyecto cuenta con 403.920 paneles solares interconectados en 34 subcampos con tecnología que les permite girar y orientarse con el movimiento del sol para capturar óptimamente sus rayos durante todo el día.

Las modernas instalaciones de generación de energía limpia podrán abastecer de electricidad a cerca de 800 mil ciudadanos de la región, principalmente a los habitantes de los municipios de Usiacurí y Sabanalarga.

“Con la producción de 180MW de esta planta solar, el país subió a 17,09% su participación de toda la matriz energética usada en Colombia consolidándose como un pilar creciente en el desarrollo y bienestar de todo el territorio nacional”, afirmó el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma.

El jefe de la cartera minero-energética de Colombia también ha asegurado que este es un hito relevante que evidencia el compromiso del sector con una transición ordenada, segura y sostenible

Más contexto de mercado

El país tiene en marcha dos decisiones estructurales para el sistema eléctrico colombiano: la subasta de contratos de largo plazo, que incorpora almacenamiento, y la de cargo por confiabilidad, instrumento central para garantizar firmeza y respaldo en la matriz.

La nueva subasta de largo plazo en Colombia se lanza en un escenario muy distinto al de sus antecesoras. Mientras en 2019 el mercado carecía de contratos suficientes para respaldar financiamiento estructurado, hoy los desarrolladores negocian PPAs de hasta 15 años con condiciones que permiten cerrar Project Finance sin acudir necesariamente al mecanismo estatal.

El cambio de contexto responde a una señal clara: la posible estrechez del sistema hacia 2027–2028, en un entorno marcado por retrasos en expansión de red y limitaciones en asignación de puntos de conexión. Ante ese panorama, comercializadores y grandes consumidores comenzaron a asegurar suministro con mayor anticipación, dinamizando el mercado bilateral.

Además, el proceso se desarrolla en un año preelectoral —con elecciones presidenciales previstas para el 31 de mayo de 2026—, lo que introduce una variable institucional adicional. La previsibilidad regulatoria y la independencia del regulador serán factores determinantes para mantener confianza inversora.

Por lo que con la transición energética en marcha y señales de estrechez en el horizonte, Colombia enfrenta una etapa distinta, donde la subasta ya no opera como motor inicial de expansión renovable, sino como herramienta de ajuste fino en un mercado que maduró rápidamente y que hoy exige sofisticación contractual y financiera.

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El rápido crecimiento de los data centers impulsado por la inteligencia artificial y la economía digital está generando un nuevo desafío energético para Chile y América Latina. En este escenario, Siemens anticipa que la integración de renovables con sistemas BESS será determinante para garantizar un suministro confiable y sostenible durante la próxima década.

Felipe Lizama, gerente de Electrificación y Automatización de Siemens Chile, explica que el avance de esta infraestructura tecnológica está asociado a una transformación estructural de la demanda eléctrica global.

“En noviembre de 2025, Chile contaba con 59 data centers, lo que lo posiciona como el tercer país con mayor capacidad instalada de data centers en América Latina. En este contexto, estimamos que en los próximos cinco años la capacidad instalada podría duplicarse, consolidando a esta industria como una de las de mayor crecimiento en el país”, sostuvo en diálogo con Energía Estratégica.

El fenómeno no es exclusivo de Chile. Latinoamérica está experimentando un incremento sustancial en la inversión en infraestructura digital, impulsado por la proximidad estratégica con Estados Unidos, la rápida adopción de servicios en la nube y nuevos marcos regulatorios vinculados a la soberanía de datos.

Las proyecciones energéticas reflejan la magnitud del desafío. Chile anticipa que la demanda eléctrica de los centros de datos alcanzará 1360 MW hacia 2032, mientras que Brasil proyecta multiplicar por quince su consumo actual, pasando de aproximadamente 826 MW a más de 13 GW hacia 2035.

Actualmente gran parte de esta infraestructura está concentrada en la Región Metropolitana, lo que genera presiones adicionales sobre la red eléctrica y plantea la necesidad de diversificar la localización de los proyectos, que permitan suplir la creciente demanda y, al mismo tiempo, optimizar los costos de energía.

Para enfrentar esta nueva demanda energética, Siemens considera que la integración de energías renovables junto con almacenamiento BESS será clave para asegurar la continuidad operativa que requieren los data centers.

“Ambas tecnologías pueden jugar un rol central en el abastecimiento de data centers al permitirles reducir drásticamente su huella de carbono, mejorar la continuidad del suministro eléctrico y disminuir la dependencia de generadores convencionales basados en combustibles fósiles”, afirmó Lizama.

Esta combinación permite cubrir cargas críticas sin interrupciones y optimizar el uso de la energía renovable disponible, una condición indispensable para la operación de los centros de datos.

En paralelo, Siemens está fortaleciendo su oferta tecnológica para acompañar este crecimiento: “Ofrecemos un portafolio integral de soluciones y servicios para proyectos de data centers, orientado a cubrir todo su ciclo de vida, desde la planificación y el diseño hasta la operación y expansión”, explica Lizama.

Las soluciones incluyen sistemas de distribución eléctrica de media y baja tensión, plataformas de automatización energética, herramientas de gestión de infraestructura y sistemas inteligentes para monitorear en tiempo real el consumo energético, la capacidad, el enfriamiento y los activos críticos.

“Estamos reforzando nuestro portafolio tecnológico con soluciones que combinan equipos eléctricos, sistemas de control y plataformas digitales de operación avanzada, como SCADA, EMS y BMS, apoyadas por capacidades de digitalización e inteligencia artificial para optimizar la gestión de flujos de energía”, detalló el ejecutivo.

Finalmente, Siemens también promueve instancias de colaboración con actores del ecosistema energético y digital, incluyendo organismos públicos, operadores de centros de datos y generadores renovables.

Entre ese tipo de iniciativas se destaca la participación activamente en la Asociación Chilena de Data Centers, donde aporta su experiencia global para el desarrollo del sector.

“Desde ese espacio aportamos nuestro conocimiento global y expertise local para contribuir a la definición de estándares, compartir tendencias tecnológicas y adaptar soluciones innovadoras implementadas en otros mercados a la realidad chilena”, concluye Lizama.

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El gobierno argentino dejó abierta la posibilidad de incrementar en hasta un 10% el volumen a adjudicar en la licitación AlmaSADI, actualmente fijado en 700 MW para proyectos BESS stand-alone a lo largo del país.

“La ampliación de la potencia dependerá mucho de la cantidad de ofertas, dónde se ubiquen y precios”, aseguró el director nacional de Generación Eléctrica, Maximiliano Bruno, durante un desayuno exclusivo de networking de Future Energy Summit (FES) Argentina.

“Si bien queda del lado del regulador definir si habrá más capacidad adjudicable, una segunda vuelta o un precio para que los oferentes se adapten, hoy en día hay 700 MW adjudicables, aunque puede ser un 10% más, dependiendo de la estructura de los proyectos”, agregó ante empresarios y autoridades del sector renovable de LATAM.

La convocatoria, formalizada mediante la Resolución SE N° 50/2026, busca incorporar 700 MW de sistemas stand-alone para reforzar nodos críticos del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y reducir interrupciones en distintas regiones del país. 

El esquema prevé una inversión estimada en USD 700 millones y contratos de hasta 15 años, con CAMMESA como offtaker y una remuneración centrada en la disponibilidad de potencia.

El cronograma concentra el proceso en menos de cuatro meses, dado que la presentación de ofertas técnicas y administrativas (Sobres A) será el 8 de mayo, con evaluación hasta el 21 de mayo y publicación de resultados el 28 de mayo. 

Mientras que las ofertas económicas (Sobres B) se abrirán el 5 de junio, con adjudicación prevista para el 19 de junio y firma contractual desde el 25 de junio de 2026.

En cuanto a los plazos operativos, el 1 de enero de 2027 será la fecha objetivo para el inicio del cómputo contractual, mientras que el 31 de diciembre de 2029 se fija como límite para la habilitación comercial de los proyectos asignados.

Además, el director nacional de Generación Eléctrica de Argentina, envió además un mensaje directo a los desarrolladores respecto a la relevancia estratégica de esta instancia: “No sabremos si habrá otra licitación, por lo que invitamos a los interesados a ponerle ganas a la convocatoria AlmaSADI, ofrecer buenos precios y tratar de ganar”.

El contexto regulatorio también incide en el análisis, debido a que durante 2025 se llevó a cabo la subasta BESS AlmaGBA (713 MW adjudicados) y licitaciones hidroeléctricas, en tanto que para este año también se prevén convocatorias para la concesión de más centrales hidráulicas y la ampliación de redes de transmisión.

“Si se puede ordenar el mercado con las licitaciones ya realizadas y en marcha, más los cambios dados en la resolución SE 400/2025, no sé si habrá otra licitación de baterías. La idea es que no, excepto que si alguna distribuidora lo solicite o CAMMESA entiende que se debe realizar una licitación en algún punto específico, por algún nodo o alguna cuestión puntual”, reconoció Bruno.

“El objetivo de la Secretaría es lanzar esta licitación y dejar que el mercado fluya un poco, porque hay herramientas dentro de la Resolución SE N° 400/2025 para que entre nuevo almacenamiento o nueva generación”, complementó Juan Luchilo, gerente general de CAMMESA, durante el desayuno exclusivo de FES Argentina.

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Rocío Sicre, directora general de EDP España, advirtió que el país puede convertirse en uno de los grandes polos de atracción de capital renovable en Europa o perder esa oportunidad por falta de infraestructura y señales regulatorias claras.

“Necesitamos inversión en redes y necesitamos inversión en demanda. El capital es móvil y puede elegir venir a España o irse a cualquier otro país. Tenemos todas las condiciones: precio competitivo, energía limpia y una de las mejores conectividades de Europa, pero debemos ser capaces de aprovechar eso”, afirmó Sicre, durante el FES Iberia 2026, ante 500 ejecutivos del sector, al plantear que el cuello de botella ya no es la generación sino la red y la transformación del consumo.

“Por cada euro que se está invirtiendo en generación, se invierte 0,4 en redes, no tiene sentido”, manifestó. A ello se suma un dato estructural que condiciona la integración renovable en todo el continente: el 40% de la red europea tiene más de 40 años.

«Al regulador le pediría que busque ese equilibrio. Tenemos que abrirle las puertas a la demanda, evitar la sobreregulación y buscar equilibrio entre visibilidad a largo plazo para la inversión, la seguridad de un marco económico, un marco regulatorio estabile, que ahora mismo no existen», apuntó la ejecutiva.

Esa falta de previsibilidad, según explicó, termina afectando tanto a nuevos proyectos de generación como al desarrollo de consumo electrificado. La saturación de nudos y los procesos de concurso simultáneos para capacidad de generación y consumo están generando una parálisis que, en términos prácticos, limita la expansión del sistema.

“Estamos dejando a nivel de concurso casi todos los nudos, lo que está produciendo una parálisis para que se pueda desarrollar la demanda y lo que no puede ser es que tengamos un sistema en el que no cabe más capacidad”, sostuvo.

Para Sicre, el riesgo no es tecnológico sino estructural, dado que sin modernización de la infraestructura y sin señales regulatorias claras, la integración de nueva capacidad y la llegada de capital podrían desacelerarse.

En ese marco, insistió en que la transición energética ya no puede analizarse exclusivamente desde la óptica climática: “La transición va un poco más allá de lo que es meramente climático, estamos hablando ya de seguridad, de independencia energética”.

Hibridación y almacenamiento: la respuesta tecnológica a un sistema tensionado

Frente a un sistema que requiere mayor flexibilidad y capacidad de integración, EDP viene avanzando en un modelo operativo basado en la complementariedad tecnológica. Para Sicre, la discusión ya no se limita a producir más capacidad renovable, sino a gestionar mejor su aporte al sistema.

“Ya no buscamos producir más megavatios, es cuándo y cómo producirlo”, afirmó durante el encuentro.

Esa lógica explica la estrategia de hibridación que la compañía inició en 2016 con un piloto que combinó hidráulica y solar. En 2022 puso en marcha en Alqueva, Portugal, un proyecto solar flotante integrado a hidráulica; y un año más tarde avanzó con esquemas que combinan hidráulica, solar y eólica en Polonia e Iberia, a tal punto que actualmente supera 1 GW en proyectos fotovoltaicos en cartera en la región.

Además, la próxima etapa incorpora almacenamiento como pieza estructural del modelo, de modo que la compañía pondrá en marcha su proyecto con eólica, solar y batería.

Desde su perspectiva, las baterías no deben analizarse como una carga convencional, sino como un activo de gestión del sistema, aunque también remarcó la cuestión regulatoria y cómo los sistemas BESS compiten con cualquier consumo; por lo que destacó la importancia de colocar «el concepto de flexible”.

Para la Directora General de EDP España, reconocer la naturaleza flexible del almacenamiento resulta clave para optimizar la red existente, mejorar la integración renovable y aportar estabilidad en un entorno de mayor penetración variable.

La estrategia tecnológica del grupo se alinea así con el diagnóstico estructural planteado ante el regulador: sin infraestructura moderna y sin reglas diferenciadas para activos flexibles, el sistema perderá eficiencia y competitividad en la captación de inversión.

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PCR anunció el financiamiento por parte de la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo Banco Mundial, para el desarrollo y la construcción de su nuevo parque eólico Olavarría, así como para inversiones destinadas a ampliar la capacidad de transmisión a lo largo del corredor de alta tensión Bahía Blanca–Abasto, conectando una región con recursos eólicos de primer nivel con el mayor centro de demanda del país.

IFC actúa como estructurador líder de un préstamo corporativo senior por USD 110 millones otorgado a una sucursal dedicada de Generación Eléctrica Argentina Renovable I S.A. (GEAR I), garantizado por GEAR I y por PCR. El préstamo incluye un tramo A (A Loan) de US$30 millones a ser aportados con recursos propios de IFC y un tramo B (B Loan) por un total de US$80 millones, a ser aportados por bancos de desarrollo y bancos comerciales. El repago de los prestamos se realizará entre los siete (7) y nueve (9) años desde su otorgamiento.

El proyecto se desarrolla conjuntamente con Acindar Industria Argentina de Aceros S.A. (una empresa del grupo ArcelorMittal), compañía productora de aceros largos en Argentina, que abastecerá sus operaciones con energía renovable proveniente del proyecto para apoyar la descarbonización de sus actividades.

La inversión del proyecto representa un costo total de USD 275 millones y contempla la instalación de 29 aerogeneradores provistos por Vestas, con una capacidad total instalada de 185,6 MW.

También incluye la construcción de una línea de transmisión de 25 km, la cual unirá el parque con la estación transformadora de Olavarría, y la ampliación y repotenciación de los capacitores en las estaciones transformadoras de Olavarría y Ezeiza, incrementando la capacidad de transporte de energía del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). 

Se trata de la primera iniciativa de generación de energía renovable del país que incorpora infraestructura de transmisión financiada por el sector privado e integrada al SADI, por lo que la combinación de nueva generación limpia y mayor capacidad de transmisión contribuirá a reducir costos energéticos, mejorar la competitividad y consolidar un sistema eléctrico más resiliente.

El parque eólico Olavarría ha sido aprobado bajo el esquema RIGI (Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones) y generará energía limpia equivalente al consumo anual de electricidad de aproximadamente 230.000 hogares. Asimismo, aportará importantes co-beneficios climáticos, incluida la reducción de aproximadamente 320.000 toneladas métricas de emisiones de CO₂ equivalente por año por parte de la industria.

“Con esta inversión, apoyamos la ampliación de la oferta de energías renovables competitivas, fortalecemos la infraestructura y generación de empleo que son esenciales para el desarrollo sostenible de Argentina”, señaló Makhtar Diop, Director General de IFC. “Nuestra alianza con PCR moviliza capital privado para ofrecer energía confiable y accesible, al tiempo que amplía la capacidad de transmisión, contribuyendo a impulsar el crecimiento, mejorar la competitividad y aprovechar todo el potencial de la economía argentina”.

Por su parte, Martín Brandi, CEO de PCR, señaló: “Desde PCR reafirmamos nuestro compromiso con el desarrollo energético y productivo de la Argentina. Este acuerdo de financiamiento con IFC nos permite avanzar en un proyecto que integra infraestructura estratégica, energía renovable y generación de oportunidades para las comunidades y las cadenas de valor. Este tipo de iniciativas fortalecen la competitividad del país, promueven inversiones de largo plazo y consolidan una base sólida para un crecimiento sostenible que beneficie a toda la sociedad”.

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AES Corporation, Global Infrastructure Partners, parte de BlackRock, y el fondo EQT Infrastructure VI, junto con los co-suscriptores California Public Employees’ Retirement System (“CalPERS”) y Qatar Investment Authority, firmaron el acuerdo definitivo bajo el cual el Consorcio adquirirá AES por USD 15 por acción en efectivo, lo que representa un valor patrimonial total de USD 10700 millones y un valor empresarial de aproximadamente USD 33400 millones.

La deuda neta consolidada ascendía a USD 27561 millones al 31 de diciembre de 2025, incluyendo la asunción de la deuda existente. La transacción representa una prima del 40,3 % sobre el precio medio ponderado por volumen de las acciones de 30 días antes del 8 de julio de 2025, último día completo de cotización antes del primer informe de prensa sobre una posible adquisición. 

El Consorcio financiará el 100% del precio de compra para adquirir la Compañía con capital.  Además, la transacción fue aprobada por unanimidad por el Directorio de AES y se espera que se cierre a fines de 2026 o principios de 2027, sujeto a la aprobación de los accionistas de AES, la recepción de las aprobaciones regulatorias federales, estatales y extranjeras aplicables y el cumplimiento de otras condiciones de cierre habituales.

A través de esta adquisición, se espera que AES amplíe plataforma de energía limpia en América, incluyendo 11,8 GW en acuerdos firmados hasta la fecha para suministrar energía a importantes empresas tecnológicas, dado que bajo propiedad privada, AES se beneficiará de una mayor flexibilidad financiera que le permitirá acelerar su estrategia de crecimiento.

Jay Morse, presidente del consejo de administración de AES , afirmó: «Tras una rigurosa revisión de las opciones estratégicas, el consejo de administración de AES determinó que esta transacción con el Consorcio maximiza el valor para los accionistas y ofrece un atractivo valor en efectivo. AES tiene una necesidad significativa de capital para respaldar el crecimiento más allá de 2027, en particular dadas las nuevas e importantes inversiones en los negocios de generación y servicios públicos de EE. UU. De no concretarse una transacción con el Consorcio, la empresa probablemente requeriría un plan que incluya la reducción o eliminación del dividendo o nuevas emisiones sustanciales de capital». 

Andrés Gluski, presidente y director ejecutivo de AES , aseguró: «Esta transacción maximiza el valor para los accionistas actuales y posiciona a la Compañía para el éxito a largo plazo, a medida que continuamos cumpliendo nuestros compromisos con los clientes, las comunidades y las personas. Esperamos colaborar con el Consorcio, que ha expresado su reconocimiento por el valor de la innovación, el alcance global y la diversa cartera de AES».

Bayo Ogunlesi, presidente y director ejecutivo de Global Infrastructure Partners, parte de BlackRock , sostuvo: «En un momento en el que se necesitan inversiones significativas en nueva capacidad de generación, transmisión y distribución de electricidad, especialmente en Estados Unidos, esperamos aprovechar la experiencia de GIP en inversión en infraestructura energética, así como nuestras capacidades operativas, para impulsar el compromiso de AES de satisfacer las necesidades del mercado». 

Masoud Homayoun, Director de Infraestructura de EQT , destacó: «Esperamos colaborar con el equipo de AES para fortalecer su plataforma operativa, lo que incluye mejorar la fiabilidad y la competitividad a largo plazo, a la vez que apoyamos una transición energética responsable y sostenible».

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El proyecto Parque Eólico Fénix de EDF power solutions Chile, emplazado en la comuna de Negrete en la Región del Biobío, obtuvo su Resolución de Calificación Ambiental (RCA), tras la recomendación de aprobación por parte de la Dirección Ejecutiva del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA).

El proyecto considera la construcción y operación de una central eólica con una potencia instalada de 128 MW, que estará compuesta por 16 aerogeneradores.

Además, el Parque Eólico Fénix considera la incorporación de un sistema de almacenamiento de energía mediante baterías (BESS) de 150 MWh, infraestructura clave para aportar mayor flexibilidad al Sistema Eléctrico Nacional (SEN). 

La electricidad generada será evacuada a través de la conexión a la Subestación Epuleufú, fortaleciendo la red eléctrica en la zona sur del país.

El CEO de EDF power solutions Chile, Joan Leal, destacó que “la aprobación ambiental del Parque Eólico Fénix representa un hito clave dentro de la estrategia que estamos implementando, la cual considera desarrollar y construir proyectos que aporten energía renovable y flexibilidad al sistema eléctrico. Como EDF power solutions estamos enfocados en seguir colaborando con una transición energética sostenible, competitiva y segura”.

Y cabe recordar que el Grupo EDF está presente en Chile desde el año 2014, y cuenta con una capacidad instalada de generación de más de 1400 MW, lo que lo convierte en el quinto actor del sector generación más importantes del país, con un portafolio diversificado de proyectos en desarrollo, que considera proyectos híbridos de generación renovable con almacenamiento, así como también proyectos de tecnologías innovadoras como el hidrógeno verde. 

El modelo de negocios del Grupo EDF en Chile considera el desarrollo de proyectos en co-control con socios con expertise local, de modo que actualmente, participa junto a AME en la propiedad de Generadora Metropolitana, a través de la cual opera la planta solar CEME 1 (las más grande del país) y las centrales térmicas Nueva Renca, Los Vientos y Santa Lidia.  Además, participa junto al Grupo Ibereólica Renovable de la propiedad del parque eólico Cabo Leones I.

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El Comité de Expertos para la Revisión del Sistema Regulatorio del Sector Eléctrico de Chile, encabezado por el biministro de Energía y de Economía, Fomento y Turismo, Álvaro García, presentó la propuesta de reformas enfocada, principalmente, en el sector distribución, la que será entregada a las próximas autoridades.

El documento se basa en un diagnóstico que evidenció que el diseño regulatorio vigente de la distribución, construido a partir de una empresa modelo eficiente, requiere ajustes para impulsar la incorporación de nuevas tecnologías y permitir mayor adaptabilidad del sistema frente a cambios en los patrones de consumo y generación, y ante riesgos de desastres naturales.

Entre las medidas propuestas se encuentra la implementación de medidores inteligentes a través de pilotos adaptados a clientes y zonas específicas; la modernización de la tarificación, que alinee los patrones de consumo de la demanda con la necesidad de flexibilidad del sistema; y la modificación del modelo de remuneración, que reconozca planes de inversión de activos e incorpore incentivos para robustecer la red.

Además, se plantea integrar los recursos energéticos distribuidos, con el fin de habilitar nuevos modelos de negocios que aporten flexibilidad al sistema; la incorporación de pilotos y sandbox regulatorios, que permita probar innovaciones tecnológicas, operativas, tarifarias o de mercado; y un análisis de la gobernanza y de la institucionalidad del sector, promoviendo la participación técnica y ciudadana en los procesos tarifarios.

El Comité, integrado por diez expertos, realizó cinco sesiones de trabajo que terminaron en una propuesta de hoja de ruta para mejorar la resiliencia y seguridad del sistema eléctrico.

“Se ha logrado un acuerdo transversal, técnico y responsable que le vamos a dejar en herencia al próximo gobierno para que, ojalá, lo implemente, y así logre mejorar la seguridad, la resiliencia y los menores costos del sistema eléctrico, y de esa manera beneficiar tanto a los clientes como a las empresas productoras”, indicó el biministro García al destacar y agradecer el trabajo de los profesionales.

Asimismo, Hermann González, miembro del Comité y vicepresidente del Consejo Fiscal Autónomo (CFA), resaltó: “Me gustaría valorar la intención de aportar a la discusión pública y entregar al futuro gobierno una hoja de ruta sobre los cambios administrativos y regulatorios que se necesitan en una industria que no sufre cambios desde hace 40 años, y que hoy está cambiando de manera muy importante y que es necesaria para la calidad del suministro eléctrico que llega a los hogares”.

En esta línea, Rodrigo Moreno, académico de la Universidad de Chile y director del Centro de Energía para Latinoamérica y el Caribe (Enlace), subrayó la importancia de reformar el sector distribución pensando en los cambios que han experimentado los clientes. “El país está viviendo una transición energética, mientras los consumidores enfrentan una transformación tecnológica y digital que está cambiando rápidamente su comportamiento. En este contexto, la distribución es el segmento que da la cara al consumidor final, como último eslabón de la cadena de suministro eléctrico”.

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El Gobierno nacional publicará los pliegos técnicos del proyecto de transmisión AMBA I entre fines de marzo y principios de abril de 2026, paso previo a la difusión del pliego económico y la apertura formal de la licitación. 

La confirmación se realizó en exclusiva durante el desayuno de networking de Future Energy Summit (FES) Argentina, en donde participaron el director nacional de Generación Eléctrica de la Nación, Maximiliano Bruno, y el gerente general de CAMMESA, Juan Luchilo, junto a empresarios y autoridades del sector renovable regional.

“Seguramente primero se publiquen los pliegos técnicos y luego el pliego completo con toda la parte económica. La idea es publicar la licitación del proyecto de transmisión AMBA I este año 2026 y luego, probablemente en 2027, otras dos líneas”, aseguró Bruno.

El alcance incluirá la línea de 220 kV y 500 kV, la estación transformadora, entre toda la infraestructura que conlleva el proyecto que contempla más de 500 kilómetros de líneas eléctrica para mejorar la capacidad de abastecimiento en el Área Metropolitana de Buenos Aires, considerando que la región concentra alrededor del 40% de la demanda eléctrica nacional.

“El proyecto de transmisión AMBA I incorporar una cuarta estación transformadora al oeste, entre Ezeiza y General Rodríguez y, a su vez, esa estación transformadora, vincularla con Atucha por el norte y la ET Ezeiza con con dos líneas de 500 kV de 25 kilómetros hacia el sur. Y desde esa estación transformadora alimentará a la ciudad de Buenos Aires con dos líneas de 220 kV”, detalló Luchilo.

“Es decir que es un proyecto destinado específicamente a darle más confiabilidad y abastecer la demanda del área del Gran Buenos Aires (GBA). Además, tiene otro componente que es una estación transformadora a 132 kV, y una salida de líneas de 132 kV para alimentar la zona del norte de la provincia de Buenos Aires”, agregó. 

En paralelo, el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Damián Sanfilippo, ya había anticipado en la inauguración de FES Argentina que las licitaciones de transmisión son el objetivo principal del gobierno para 2026, con respaldo del Banco Interamericano de Desarrollo como garante, y que estas iniciativas podrían participar del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones.

Puntualmente, será una licitación para una concesión al sector privado, donde los oferentes deberán ofertar a través de una tarifa que servirá como el recupero de la inversión, por un plazo estipulado de concesión de la infraestructura.

Obras complementarias y conexión con renovables

El lanzamiento de AMBA I se inscribe dentro de un paquete más amplio de ampliaciones en 500 kV orientadas a facilitar la evacuación de nueva generación desde distintas regiones del país.

Entre ellas se encuentra la línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins, un corredor que permitirá evacuar nueva generación desde la región de Cuyo, además de transportar parte de la producción eléctrica proveniente del sistema Comahue.

“Esas líneas son una especie de cierre de anillo este – oeste que permitirá dar confiabilidad e incorporación de potencia renovable, especialmente solar”, señaló Luchilo

También fue priorizada la línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, destinada a fortalecer la conexión entre la Patagonia y el sistema troncal de transmisión, lo que permite generación renovable en el sur.

En paralelo, la entrada en operación de la central hidroeléctrica Jorge Cepernic —antes denominada La Barrancosa— agregará 360 MW de potencia, que exigirá nueva infraestructura y, en consecuencia, se evalúa la necesidad del desarrollo de la línea de transmisión 500 kV Vivoratá – Plomer, según confirmaron las autoridades de gobierno.

“En resumen, las obras son una ET y líneas para abastecimiento de la demanda de Gran Buenos Aires y un par de vínculos para complementar la posibilidad de incorporar nueva oferta renovable, térmica, hidroeléctrica o la que fuera”, afirmó el gerente general de CAMMESA.

“Además, como las líneas tienen un salto y pueden incorporar 1000 MW de capacidad, siempre da un poco de tiempo adicional de mejora de confiabilidad porque tenemos que tener un sistema más confiable”, subrayó.

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Panamá reactivó su esquema de contratación estructurada con la licitación pública internacional LPI ETESA 01-25, y la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA) llevó adelante el acto de recepción de ofertas hidroeléctricas y eólicas.

Del total de participantes, seis empresas presentaron propuestas para energía y una exclusivamente para potencia, reflejando competencia efectiva en el segmento renovable.

Las compañías que entregaron ofertas en el marco de la LPI ETESA 01-25 fueron UEP III Panamá S.A.; UK Parque Eólico La Colorada S.A.; Hidronorth Corp.; Los Naranjos Overseas S.A.; Santa Cruz Wind S.A., que presentó dos propuestas; y Corporación de Energía del Istmo LTD, S.A.

La convocatoria respondió a una recomendación formal de la Secretaría Nacional de Energía orientada a cubrir las obligaciones contractuales de las empresas distribuidoras. Y en términos técnicos, la contratación busca reforzar la potencia firme disponible, un componente esencial para garantizar confiabilidad ante variabilidad hidrológica y crecimiento de la demanda.

Según informó la Secretaría Nacional de Energía de Panamá a Energía Estratégica, la adjudicación está prevista para el 24 de abril, fecha en la que se conocerá qué proyecto asegurará los contratos dentro de esta convocatoria estratégica.

Panamá posterga su licitación de renovables: qué aspectos clave del pliego cambian

“ETESA revisará las ofertas, emitirá un informe de evaluación y una resolución con la adjudicación de la empresa ganadora”, precisó Dayana Fernández, directora de Gestión Comercial de ETESA.

Marco regulatorio y planificación energética ampliada

La LPI ETESA 01-25 se desarrolló bajo el paraguas de la Ley 43 del 9 de agosto de 2012, que reformó la Ley No. 6 de 1997 y estableció un pliego especial para la compra de potencia y energía a generadoras, autogeneradoras y cogeneradoras nacionales y extranjeras.

El acto fue transmitido en vivo a través del canal institucional, reforzando estándares de transparencia en una convocatoria que impacta directamente en la estructura de abastecimiento del sistema eléctrico panameño.

Esta licitación se inserta además en una planificación de mediano plazo que Panamá extendió recientemente, incorporando el almacenamiento energético como nueva prioridad estratégica para complementar la expansión renovable y fortalecer la confiabilidad operativa.

Con siete actores en competencia, un proceso que retoma su curso tras la postergación y un cronograma definido hacia abril, Panamá refuerza su esquema de contratación para asegurar suministro, previsibilidad a las distribuidoras y mayor participación de generación renovable en su matriz eléctrica.

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Acciona pone el foco en la agilidad regulatoria como condición estructural para sostener nuevas inversiones renovables en España.

Durante su intervención en FES Iberia 2026, Rafael Esteban, Global Chief Business Development Officer de ACCIONA, señaló a Alemania como referencia en materia de permisos y planificación energética, y planteó la necesidad de revisar el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) para adaptarlo a la realidad actual del mercado.

“La parte de la permisología renovable es algo estratégico dentro del sistema alemán, con lo que no se duda que se puede hacer. Tú lo haces y luego se pregunta, que quizás eso también tiene un punto de abusividad en un momento dado, pero la realidad es que están desarrollando y que están implementando renovables, tanto eólica, fotoovoltaica, como baterías, de una forma especialmente ágil», analizó.

«Y me quedo con que sí existen sistemas que pueden permitir que esa permisología, donde nos estancamos y donde todos hemos reflejado que es una caja negra con la cual no podemos predecir cuándo tenemos que estar», agregó.

Reviva FES Iberia 2026

En contraste, en el mercado español el desarrollo de proyectos continúa enfrentando demoras persistentes. Esteban reconoce que se trata de un problema largamente señalado por el sector y aún sin resolver. “Se ha tardado demasiado en desarrollar plantas energéticas renovables y eso no ha tenido una mejoría especial”, sostuvo.

El planteo, sin embargo, va más allá de la tramitación administrativa. El ejecutivo introduce un concepto central para cualquier inversor institucional: la predictibilidad regulatoria. Los activos renovables requieren décadas para amortizarse y operar bajo marcos estables.

“Hacemos cosas que tardan mucho tiempo en hacerse, mucho tiempo en desarrollarse y luego que tienen que durar muchísimo tiempo”, remarcó.

La falta de esa estabilidad, explicó, genera debate permanente en los comités de inversión respecto a “qué invertir, dónde invertir y en qué invertir”, especialmente cuando se trata de compromisos financieros a 30 años. En esa línea, la actualización del PNIEC se vuelve ineludible. El directivo considera que el documento quedó desalineado respecto al contexto actual del mercado.

“Me encantaría que se revisara el PNIEC a un entorno más realista. Creo que se ha quedado desfasado”, afirmó.

Y aunque reconoció la complejidad del contexto político y electoral, insistió en que el sector necesita una hoja de ruta clara que permita proyectar decisiones estratégicas.

Mientras tanto, el sistema eléctrico enfrenta una nueva tensión estructural: la congestión en el acceso de la demanda. Si en años anteriores el foco estaba puesto en habilitar generación, hoy el desafío se traslada al consumo, según apuntó el ejecutivo.

“En el lado de la demanda estamos justo donde estábamos antes, hay una barbaridad de solicitudes de conexión de demanda”, advirtió.

Por lo que resolver ese cuello de botella es clave para dimensionar la siguiente ola de inversiones, a tal punto que el especialista lo remarcó como “crítico» para la evolución de la electrificación y para entender qué tecnologías deberán incorporarse en función de los consumos futuros.

En este contexto, ACCIONA adopta una estrategia prudente en el mercado español. La compañía prioriza repotenciaciones, y prueba de eso es la reciente repotenciación del parque eólico Tahivilla, de 84,4 MW, en Tarifa, cuya puesta en marcha está en fase final. La operación refleja una apuesta por optimizar capacidad instalada y capturar mayor eficiencia antes de asumir nuevos desarrollos en un entorno regulatorio aún incierto.

En fotovoltaica, el enfoque es selectivo. “La fotovoltaica, estamos hiper oportunistas”, explicó Esteban, señalando que solo avanzan proyectos con alto nivel de seguridad. El despliegue, añade, se da “con relativa calma”.

Por otro lado, Esteban explica que la compañía analiza en detalle las hibridaciones sobre activos existentes antes de avanzar en nuevas inversiones; decisión que responde a evaluaciones técnicas y financieras exhaustivas.

Si bien las baterías se presentan como solución a la sobrepenetración solar, el directivo cuestiona la asignación actual de riesgos.

“Estamos pagando el pato de que el sistema no ha funcionado”, afirmó, al referirse a inversiones adicionales que los generadores deben incorporar para proteger sus activos principales frente a desequilibrios del mercado.

Desde su perspectiva, el esquema requiere una revisión profunda. “Eso hay que dar una vuelta más conceptual de fondo”, remarcó, planteando la necesidad de redefinir el rol del almacenamiento y su encuadre dentro de la cadena de valor eléctrica, particularmente en relación con transmisión y operación del sistema.

Con presencia en Estados Unidos, España, República Dominicana, Chile, Sudáfrica, Italia, Croacia, Filipinas, Tailandia y Australia, ACCIONA aplica una estrategia tecnológica similar basada en eólica, fotovoltaica y baterías donde resultan competitivas. Sin embargo, el mensaje central trasciende geografías.

“Hay que reevaluar dónde estamos, definir un nuevo plan energético”, concluyó Esteban. Para el directivo, replicar la agilidad alemana implica asumir la transición como política estratégica de Estado y dotar al sector de la previsibilidad necesaria para sostener inversión de largo plazo.

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El subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Damián Sanfilippo, inauguró la tercera edición de FES Argentina y reveló que la ampliación del sistema de  transmisión eléctrica a través del sector privado será el eje central del gobierno durante el presente año.

“Las licitaciones de transmisión son el objetivo principal del 2026”, aseguró durante la conversación destacada “Argentina y sus perspectivas para el desarrollo de las energías renovables” del encuentro organizado por Future Energy Summit (FES).

“Será una licitación con tres proyectos prioritarios para una concesión de obras públicas, donde los oferentes deberán ofertar a través de una tarifa que servirá como el recupero de la inversión, por un plazo estipulado de concesión”, manifestó.

FES Argentina continúa con una segunda jornada junto a líderes del sector privado y público: https://www.youtube.com/watch?v=CvOl38xzqk8

Las primeras licitaciones se enmarcan dentro de un megaplan de infraestructura que contempla 16 obras prioritarias y más de 5600 kilómetros de líneas de transmisión en 132 y 500 kV, orientadas a aliviar cuellos de botella y robustecer el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Tres de esas obras serán las primeras en avanzar bajo el esquema de concesión privada mediante licitación nacional e internacional. Una de ellas es AMBA I, un proyecto que contempla más de 500 kilómetros de infraestructura eléctrica para mejorar la capacidad de abastecimiento en el Área Metropolitana de Buenos Aires, considerando que la región concentra alrededor del 40% de la demanda eléctrica nacional. 

Otra de las iniciativas seleccionadas es la línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins, un corredor que permitirá evacuar nueva generación renovable y convencional desde la región de Cuyo, además de transportar parte de la producción eléctrica proveniente del sistema Comahue.

La tercera obra priorizada corresponde a la línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, destinada a fortalecer la conexión entre la Patagonia y el sistema troncal de transmisión.

Además, el proceso contará con respaldo financiero internacional. “El BID será garante y estamos avanzados, de modo que desde el Ejecutivo estamos trabajando en los documentos finales para “lanzar la licitación lo antes posible”.

En paralelo al desarrollo de estas obras, el Gobierno también analiza herramientas regulatorias que permitan generar mayor previsibilidad para las inversiones privadas en infraestructura energética. 

En ese contexto, la extensión por un año del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) aparece como uno de los instrumentos con mayor potencial para impulsar nuevos proyectos.

El funcionario confirma que ya existen proyectos renovables que iniciaron su proceso de adhesión al régimen, lo que demuestra el interés del mercado por este esquema de incentivos.

Incluso, desde el Gobierno analizan la posibilidad de integrar este régimen con las nuevas obras de infraestructura eléctrica: “Los proyectos de transmisión podrán incluirse dentro del RIGI y estamos viendo para que calce con la licitación ya mencionada”.

Renovables y almacenamiento: crecimiento reciente y expectativas para 2026

Por otro lado, Sanfilippo destacó la reciente lanzada licitación AlmaSADI, que busca adjudicar 700 MW de sistemas BESS en distintos puntos del país tras el éxito de AlmaGBA (713 MW designados en 2025), que tuvo 40% más de potencia asignada respecto al objetivo original, producto de «precios muy competitivos”.

El nuevo proceso, publicado el pasado lunes 2 de marzo, contempla un plazo de dos meses para la presentación de propuestas administrativas y técnicas.

“Esperamos mucha participación del sector, siendo que hay dos meses para la presentación de ofertas administrativas y técnicas”, señaló Sanfilippo.

Una diferencia clave respecto al proceso anterior radica en el esquema contractual, ya que en este caso los contratos se firmarán con CAMMESA en lugar de las distribuidoras. 

“Hay alta expectativa por AlmaSADI, es muy bien recibida por el sector y creo que habrá gran participación”, agregó el funcionario respecto al interés dentro del sector energético. 

En paralelo, el subsecretario también subrayó la continuidad que muestran las energías renovables dentro de la matriz eléctrica nacional, a tal punto que consideró fue el segmento tuvo «mayor dinamismo en los últimos años dentro del sector eléctrico».

“Durante 2025, el crecimiento de capacidad fue significativo. Las renovables sumaron más de 1000 MW de potencia durante 2025 y vimos que el sector fotovoltaico es el que tuvo más crecimiento. Y para el 2026 creemos que el desarrollo seguirá, tanto en eólica como fotovoltaica, pero más inclinado al sector solar”, enfatizó.

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La decisión de extender el plazo para la presentación de propuestas en la convocatoria por 1500 MW abre una nueva fase en el proceso eléctrico hondureño, ya que, más allá del ajuste en el cronograma, el Ejecutivo revisa el modelo bajo el cual se estructuró la licitación.

Fuentes del sector hondureño indicaron que la cancelación del esquema Build, Operate and Transfer (BOT) es prácticamente un hecho, por lo que este cambio implicaría una actualización de las condiciones contractuales y financieras contempladas en el diseño original.

«La revisión se enmarca en una etapa de análisis técnico por parte de las nuevas autoridades, que actualmente profundizan en los detalles del proceso antes de consolidar definiciones finales. La intención sería adecuar el mecanismo a la estrategia energética vigente», explicaron en diálogo con Energía Estratégica.

En paralelo, el Gobierno analiza la posible incorporación de subastas inversas como herramienta competitiva.

Las fuentes consultadas señalaron que esa decisión dependerá en gran medida de cómo se configuren los equilibrios internos dentro del sector eléctrico, en tanto que la definición permitirá observar qué formato se adoptará finalmente para la adjudicación de capacidad.

Más allá del esquema contractual, el volumen originalmente anunciado también estaría bajo evaluación. De acuerdo con fuentes del sector hondureño, es probable que los 1500 MW previstos inicialmente no se mantengan en su totalidad.

En su lugar, se estudia una contratación escalonada: entre 250 y 450 MW en una primera etapa y posteriormente un bloque adicional de 500 MW. Esta reorganización permitiría incorporar capacidad de forma progresiva, en función de la planificación del sistema y las condiciones del mercado.

El escenario regional forma parte del análisis estratégico. Guatemala obtuvo resultados destacados en su reciente proceso licitatorio, dinamizando el interés inversor en Centroamérica. En ese contexto, Honduras busca consolidar un esquema que mantenga competitividad y previsibilidad.

Desde la óptica del mercado, la claridad regulatoria y la estabilidad contractual son variables determinantes para estructurar proyectos de generación de largo plazo. Las fuentes señalaron que la actual etapa responde a un proceso de ajuste y revisión antes de avanzar con definiciones estructurales.

Asimismo, indicaron que existen instrumentos normativos e incentivos que podrían actualizarse para fortalecer el marco de inversión. Estos elementos formarían parte de la evaluación integral del proceso.

En cuanto al corto plazo operativo, la cobertura de la demanda estacional seguirá siendo un punto relevante. Las fuentes advirtieron que la capacidad disponible podría resultar ajustada frente a los picos de consumo registrados en veranos anteriores, lo que obligaría a mantener ciertos contratos de arrendamiento heredados mientras se concreta la nueva incorporación de capacidad.

De este modo, la prórroga hasta junio representa una fase de revisión estratégica dentro de una convocatoria que inicialmente contemplaba 1500 MW. La redefinición del esquema contractual, la posible implementación de subastas inversas y la reorganización del volumen a adjudicar configurarán el rumbo del proceso eléctrico hondureño en los próximos meses.

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Genneia y BID Invest anunciaron la firma de un acuerdo de financiamiento por USD 185 millones, en el marco de una estructura ampliable hasta USD 320 millones, con plazos de vencimiento de entre 7 y 15 años.

Esta inversión facilitará la ejecución de cuatro parques solares: San Rafael (180 MW) y San Juan Sur (129 MW) en Cuyo, junto a Lincoln y Junín (20 MW cada uno) en Buenos Aires.

Además, el préstamo permitirá avanzar en la instalación de un sistema de almacenamiento de energía con baterías (BESS) de 40 MW en el nodo Maschwitz en la provincia de Buenos Aires optimizando la estabilidad de la red frente a picos de demanda.

Un diferencial clave de este acuerdo es el enfoque en el norte argentino. BID Invest brindará asistencia técnica y económica para apoyar estudios de proyectos de transmisión eléctrica vinculados con nuevas inversiones en minerales críticos (litio y cobre).

Esta infraestructura es esencial para que los proyectos mineros en la Puna y la región andina operen con energía limpia y competitiva, reduciendo la huella de carbono de las exportaciones argentinas y cumpliendo con las crecientes exigencias de sostenibilidad de los mercados globales.

«Este acuerdo con BID Invest reafirma la confianza del mercado internacional en nuestra capacidad de ejecución y en el potencial renovable de Argentina. Estamos no solo generando energía limpia y eficiente, sino construyendo la infraestructura necesaria para que sectores estratégicos como la minería puedan crecer de manera sustentable», destacó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

Además, este acuerdo no solo consolida a Genneia como una de las empresa líderes en la transición energética de Argentina y la posiciona como un catalizador para la competitividad industrial y el crecimiento del sector minero en regiones estratégicas.

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Redeia, ha presentado el ciclo de inversión más ambicioso de su historia para ejecutar la próxima Planificación eléctrica en España, con horizonte 2029 con el que elevará un 70% la inversión media anual en Red Eléctrica respecto a su anterior plan.

Así lo anunció la presidenta de Redeia, Beatriz Corredor, y el consejero delegado, Roberto García Merino, tras la presentación de resultados correspondientes a 2025.

Este incremento en la capacidad de gestión e inversión de la compañía, unido a las mejoras previstas en el proceso de tramitación, permitirán que toda la nueva planificación aún en fase de elaboración (con una inversión prevista en la propuesta sometida a consulta pública de 13.100 M€, según la normativa vigente) se encuentre en servicio o en curso en 2031, con un valor de puestas en servicio de 11.100 M€ (85% de la planificación) y 2.000M€ en ejecución.

Redeia compromete en el periodo 2026-2029 una inversión de 6.000 millones de euros en el TSO, que sumados a la inversión ejecutada en 2025 y a las previstas en los ejercicios 2030 y 2031 permitirá alcanzar las puestas en servicio planteadas, considerando las mejoras normativas en curso y las previstas como consecuencia de la transposición de la regulación europea.

“Con el nuevo plan estratégico damos un salto hacia el futuro para ejecutar la próxima planificación, aún no aprobada, con el foco puesto en las nuevas demandas del tejido productivo, centros de datos, electrificación del transporte, puertos o hidrógeno verde, entre otros consumos”, ha explicado la presidenta de Redeia, Beatriz Corredor.

Para ella, “esta nueva fase de la transición ecológica requiere seguir invirtiendo en infraestructura, pero también incorporar tecnología, digitalización, innovación y nuevas capacidades para una operación del sistema eléctrico cada vez más compleja, cuya prioridad seguirá siendo la seguridad del suministro”.

“El esfuerzo comprometido consolida una senda que la compañía ha acelerado en los últimos años, tras multiplicar por cuatro la inversión desde 2020”, ha anunciado Roberto García Merino. El consejero delegado también ha detallado que el grupo ha ido planificando estas inversiones en materia de aprovisionamientos, por lo que hasta 2029 ya tiene garantizados más del 70% de los suministros necesarios.

Como resultado de este impulso, Redeia prevé un crecimiento del 35% en su base de activos regulados (RAB), hasta 12.000 millones de euros a finales de 2029, que alcanzan los 14400 millones considerando la obra en curso estimada.

Fuera del perímetro temporal del plan que ahora se presenta, la base de activos regulados superará los 15.000 millones de euros a cierre de 2031, a los que se sumará una obra en curso en el entorno de los 2000 millones de euros.

Consolidación de las inversiones en Latinoamérica y fibra óptica 

Como parte de su senda estratégica hasta 2029, el grupo consolidará su actividad en transmisión eléctrica en Latinoamérica y en el ámbito de las telecomunicaciones. En el primer caso, desplegará un plan de inversiones en el entorno de los 150 millones de euros, centrado en el refuerzo y la expansión de las redes de transporte en Brasil, Chile y Perú a través de su filial Redinter.

Por otro lado, la estrategia pone también el foco en la actividad de Reintel como mayor operador de fibra óptica oscura en España. Plantea una inversión de 110 millones de euros para ampliar las capacidades de su red y atender la creciente demanda de conectividad de alta calidad con el fin último de contribuir a la eliminación de la brecha digital.

Nuevo Plan de Sostenibilidad  

Redeia ha presentado asimismo el nuevo plan de sostenibilidad para el periodo 26-29, una vez cerrado, el vigente hasta finales de 2025, con un cumplimiento del 106 %. Para ello, se establecen objetivos medibles que abarcan a todo el grupo: desde impulsar la electrificación y reducir significativamente las emisiones.

“En conjunto, estos objetivos nos permiten afrontar la transición energética con rigor, responsabilidad y visión de futuro, asegurando que nuestro crecimiento vaya siempre acompañado de valor social y ambiental, para lo que contamos con nuestra Estrategia de Impacto Integral y un nuevo plan de Innovación social”, ha sentenciado Corredor.

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El consejo directivo de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil aprobó el aviso de licitación para la Subasta de Transmisión n.º 1/2026, consolidado tras el análisis técnico del Tribunal de Cuentas de la Unión (TCU).

El documento establece la licitación de nueve lotes, que resultarán en 859 km de nuevas líneas de transmisión y 4350 MVA de capacidad de transformación, con inversiones de aproximadamente R$ 5110 millones.

Los proyectos se instalarán en 12 estados: Bahía, Ceará, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Minas Gerais, Pará, Paraná, Río de Janeiro, Río Grande do Norte, Santa Catarina, São Paulo y Sergipe y, tras la firma del contrato, las empresas adjudicatarias tendrán entre 42 y 60 meses para completar las obras.

La primera sesión pública para los lotes 1, 2, 3, 4 y 5 se realizará el 27 de marzo de 2026. La segunda sesión pública se realizará en fecha y hora que se anunciarán mediante un Aviso Relevante emitido por la Comisión Permanente de Subastas (CPL), para los lotes restantes, y deberá ocurrir al menos 30 días después de la aprobación por parte del TCU del «Acuerdo de Terminación Consensual de los Contratos de Concesión n.º 6/2021-ANEEL; n.º 7/2021-ANEEL; n.º 13/2021-ANEEL y n.º 15/2021-ANEEL».

Consulta los lotes de la Subasta de Transmisión N° 01/2026:

Cabe señalar que el Lote 6 se eliminó del alcance de la licitación por no estar incluido en el Acuerdo de Terminación Consensual. Se refería a la línea de transmisión de 345 kV Norte – Miguel Reale, tramos C3 y C4, cada uno de 14,5 km de longitud (subterráneos), para dar servicio a la Región Metropolitana de São Paulo (subregiones Norte, Este y Sur).

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La Comisión de Integración Energética Regional (CIER) junto con Quantum América lanzarán el próximo jueves 5 de marzo el Estudio Internacional de Benchmarking en Generación Eléctrica – CIER 14 Fase III, una iniciativa orientada a identificar brechas de costos, productividad y desempeño técnico en el parque generador de América Latina y el Caribe.

El lanzamiento se realizará en el marco de un webinar regional, de modalidad virtual y participación gratuita, que tendrá lugar a partir de las 12 horas ARG, y que marcará el inicio formal de una nueva etapa de referenciamiento para el segmento de generación, en un contexto caracterizado por transición energética, presión sobre márgenes y creciente competencia en los mercados eléctricos.

“El sector de generación eléctrica en América Latina y el Caribe atraviesa una transformación profunda impulsada por la transición energética, la creciente competencia en los mercados eléctricos y la presión por maximizar la rentabilidad de los activos”, afirmó Daniel Konig, gerente de Proyectos de Servicios Públicos en Quantum América, en diálogo con Energía Estratégica.

En ese escenario, el ejecutivo sostiene que contar con una herramienta comparativa rigurosa se vuelve estratégico. “El CIER 14 – Fase III permite a las empresas conocer con precisión su posicionamiento relativo en costos, productividad y desempeño técnico, identificando brechas y oportunidades concretas frente a pares regionales con configuraciones tecnológicas comparables”, explica.

La nueva fase incorpora una actualización metodológica alineada con la evolución tecnológica del parque generador regional, por lo que se han refinado criterios de segmentación, desagregación estructural de costos y definición de indicadores, lo que permite análisis más granulares por tecnología —hidráulica, térmica convencional, ciclo combinado, entre otras— y por escala operativa.

“Una de las principales innovaciones de esta fase es la profundización en el análisis global por procesos”, señaló Konig. 

A través de la descomposición en macroprocesos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM), el estudio “permitirá identificar y cuantificar sobrecostos relativos respecto de las empresas más eficientes en cada segmento tecnológico”.

Los indicadores evaluados incluyen eficiencia de generación (factor de planta o capacidad), disponibilidad operativa, costos de operación y mantenimiento por MWh y por MW instalado, productividad por empleado, horas de mantenimiento por unidad generada y métricas de confiabilidad técnica como tasas de fallas y tiempos medios de recuperación.

“La comparabilidad se asegura con definiciones homogéneas de cada indicador, manuales técnicos, validación de datos y segmentación por tipo de tecnología y tamaño de planta”, subraya el gerente de Proyectos de Servicios Públicos en Quantum América, garantizando que las diferencias detectadas respondan a desempeño real y no a inconsistencias metodológicas.

Un benchmarking con impacto directo en decisiones estratégicas

Más allá de la comparación de indicadores, el estudio está diseñado como una herramienta de gestión, que impacta directamente en decisiones estratégicas y operativas tales como rediseño de estructuras de O&M, optimización de dotaciones, definición de políticas de mantenimiento, estrategias de tercerización, entre otros.

Aunque el referenciamiento específico en generación no se había desarrollado recientemente dentro del marco CIER, experiencias en distribución (CIER 17 – Fase III) y transmisión (CIER 11 – Fase VII) evidenciaron diferencias significativas entre empresas con tecnologías comparables.

“En ambos estudios se identificaron brechas relevantes en costos unitarios, niveles de disponibilidad y productividad entre empresas con tecnologías comparables”, recuerda Konig, lo que demuestra el potencial de mejora estructural que puede capturarse mediante un análisis comparativo riguroso.

En un contexto de transición energética, la eficiencia operativa adquiere una dimensión aún más crítica. “La transición energética incrementa la complejidad operativa del sistema eléctrico”, advierte el ejecutivo. La mayor penetración de renovables variables exige flexibilidad, confiabilidad y adaptación de estructuras de costos y mantenimiento.

En esa línea, el gerente enfatiza que “la eficiencia operativa se convierte en un habilitador clave para sostener competitividad en este nuevo entorno”, donde la digitalización y la optimización de activos resultan determinantes.

Desde una perspectiva regional, la iniciativa también contribuye a la integración sectorial y, con con vocación de continuidad, el proyecto apunta a consolidarse como práctica permanente, a fin de monitorear tendencias, evaluar el impacto de cambios operativos y medir la evolución de la eficiencia.

La presentación del próximo 5 de marzo buscará precisamente profundizar en estos aspectos metodológicos y estratégicos, mostrando cómo transformar información técnica y operativa en decisiones accionables. 

Tal como resume Konig, “El Proyecto CIER 14 – Fase III es una herramienta estratégica que convierte información técnica y operativa en conocimiento comparativo accionable para mejorar la competitividad del sector de generación eléctrica en América Latina y el Caribe”.

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Hoy el mercado BESS está saturado de ofertas. Vemos fichas técnicas impecables, presentaciones brillantes, precios agresivos y competitivos. Pero en proyectos industriales y microredes híbridas, la decisión no se toma por estas razones, se toma por el modelo de respaldo que encontramos detrás.

Es que, un sistema BESS no es una simple batería. Un sistema como el BESS, es un activo conectado a la red de nuestros clientes. Opera 24/7, convive con generación solar, con diésel, con gas, con cargas críticas. Y cuando algo no funciona como debería, el problema no es técnico y se vuelve operativo, financiero y reputacional.

Y así no sea tan visible, ahí es donde empieza la diferencia.

Hay un momento en toda reunión técnica o de presentación, donde la conversación deja de ser cordial y se vuelve real.

• ¿Con qué celda trabajan?
• ¿Cambian de proveedor?
• ¿Qué pasa si el sistema falla en campo?
• ¿Quién responde en Latinoamérica?
• ¿Por qué debería pagar más si en China lo consigo más barato?

Ese momento de la reunión define todo.

Tres modelos muy distintos de concebir un BESS

En Latinoamérica, el almacenamiento energético BESS se está moviendo rápido. Pero no todas las soluciones responden bajo el mismo modelo.

Existe el fabricante asiático masivo. Competitivo en precio, con economías de escala difíciles de igualar. En muchos casos, con buena tecnología. Pero con soporte distante, tiempos de respuesta largos y poca capacidad de personalización.

Existe la marca europea que realmente depende de integraciones externas, donde el equipo es ensamblado pero no necesariamente diseñado, y donde el soporte puede diluirse cuando aparecen incidencias complejas.

Y existe el fabricante europeo que diseña, integra y controla su sistema. Quien fabrica y conoce su producto desde el diseño mecánico hasta el firmware del EMS, ese fabricante, somos nosotros. 

Vector Energy es una compañía española con más de dos décadas en el sector eléctrico. No nacimos ayer con el boom del almacenamiento. Venimos del mundo de la protección eléctrica, la calidad de energía, el control y la integración de sistemas.

Hace algunos años decidimos entrar de lleno en el desarrollo de soluciones BESS. No como importador. No como reetiquetador. Entramos como se debe, como fabricantes.

¿Qué significa esto en la vida real? Simple, significa que el BMS es propio y adaptable.

• Que la arquitectura está pensada para microredes híbridas reales.
• Que el sistema puede integrarse con PCS externos o propios.
• Que el diseño mecánico, las protecciones y la lógica de control no dependen de terceros desconocidos.
• Que hablamos el idioma
• Y sobre todo, que parimos el sistema, y nadie conoce mejor a sus hijos, que sus propios padres. 

Las celdas de litio provienen de fabricantes asiáticos de primer nivel, como ocurre en prácticamente todo el mercado mundial, pero el corazón del sistema, la gestión, la integración y la lógica de operación, se desarrolla en España.

Y eso cambia la conversación, y hace que todos hablemos el mismo idioma.

• Porque cuando un cliente pregunta por degradación, se habla de 8.000 ciclos garantizando el 70% de capacidad.
• Cuando pregunta por estándares, hay test reports.
• Cuando pregunta por integración con diésel o solar, hay experiencia en microredes híbridas reales.

En Vector Energy no competimos por ser el BESS más barato. Competimos por ser el sistema que puede adaptarse, configurarse y acompañar al cliente durante años. Ah, y en nuestro idioma, con una sede en Colombia, punto central y neurálgico en la región.

Y por eso tenemos claro que el mercado latinoamericano necesita algo más. Aquí es donde entra el segundo pilar.

En Latinoamérica, el problema no es solo tecnológico, es operativo.

• Los proyectos están en zonas remotas.
• Las microredes están lejos de las capitales.
• Las condiciones ambientales son exigentes.
• Las redes son inestables.
• Las cargas son variables.

Y cuando hay una incidencia, no basta con abrir un ticket.

• Se necesita presencia.
• Se necesita ingeniería local.
• Se necesita alguien que entienda el contexto.

Por esto que en Ingeniería y Diseño, I&D, tenemos un grupo de Ingenieros altamente calificados que pueden dar soporte cualquier día, cualquier hora y con tiempos de respuesta veloces.

No como un canal comercial, si no como un doliente que alguna vez tuvo que esperar meses porque un chino lo ignoró.

En Ingeniería y Diseño I&D no vendemos solo equipos. Diseñamos sistemas.

En proyectos BESS industriales, el verdadero valor está en la ingeniería de detalle:

• Filosofía de operación.
• Coordinación entre generación solar, diésel y almacenamiento.
• Estudios eléctricos completos.
• Matrices causa–efecto.
• Coordinación de protecciones.
• Lógica de transición en operación en isla.
• Commissioning estructurado.

El BESS es una pieza dentro de un ecosistema energético.

Cuando Vector fabrica el sistema y I&D diseña la integración, el resultado no es un equipo instalado. Es un sistema operando bajo una lógica clara reduciendo los riesgos operativos al mínimo.

Todo muy claro, pero ¿por qué elegir este modelo frente a otras opciones? La respuesta es sencilla, aunque no siempre cómoda:

• El costo real de un proyecto BESS no es el CAPEX inicial.
• Es el costo de una parada no planificada.
• Es el costo de no tener respuesta.
• Es el costo de no poder justificar una decisión ante un financiador.

En reuniones reales con desarrolladores e IPPs, las preocupaciones siempre son las mismas:

• ¿Qué pasa si el proveedor de celdas cambia?
• ¿Cómo se garantizan los estándares?
• ¿Quién da la cara ante el cliente final?
•  ¿Existe soporte en el mismo huso horario?
•  ¿Hay capacidad de personalización?

La combinación Vector + I&D responde a esas preguntas con estructura.

Somos de fabricación europea, controlamos nuestro propio sistema, tenemos trazabilidad de componentes, Contamos con garantías claras, Tenemos soporte técnico en campo en LATAM, nuestros ingenieros tienen una formación internacional pensando en el mercado local, Commissioning acompañado, y hablamos un español fuerte y claro. Eso es calidad operativa y comercial.

LATAM merece un mejor servicio en cuanto a Microredes híbridas se refiere

El crecimiento del almacenamiento energético en la región no está solo en utility scale. Está en aplicaciones medianas y distribuidas:

• Microredes híbridas.
• Sistemas off-grid.
• Integraciones solar + diésel + BESS.
• Proyectos financiados por multilaterales.
• Infraestructura crítica en zonas aisladas.

En este segmento, la adaptabilidad es clave. No se trata de instalar un contenedor estándar y chao. Se trata de entender la carga, la intermitencia, la estrategia de despacho y la lógica de control.

En Vector tenemos experiencia internacional en integración de almacenamiento en microredes. Ingeniería y Diseño, I&D aporta la ingeniería local para aterrizar ese diseño a la realidad latinoamericana. Ahí está la diferencia.

No es te vendo y me esfumo, debe ser una relación real de largo plazo

El mercado BESS en Latinoamérica crecerá de forma acelerada en los próximos años. Habrá más actores. Más presión en precios. Más competencia. La pregunta no será quién vende más barato, sino quién sigue respondiendo cinco años después.

• Elegir un sistema BESS es elegir un socio técnico.
• Elegir un fabricante.
• Elegir un modelo de soporte.
• Elegir una ingeniería que se quede cuando el proyecto entre en operación.

Desde Vector Energy, como fabricante europeo, y desde Ingeniería y Diseño I&D, como su representante oficial en Latinoamérica, la propuesta es clara, no vendemos storages.

Diseñamos y acompañamos sistemas que deben operar sin interrupciones. Y en proyectos energéticos industriales, esa diferencia lo cambia todo.

Hablemos, tenemos una solución personalizada y a medida para llevar su proyecto al éxito.

La entrada Opinión: Los BESS en Latinoamérica hablan nuestro idioma y comparten nuestro ADN se publicó primero en Energía Estratégica.

Quedan menos de 24 horas para el Future Energy Summit (FES) Argentina · Renewables & Storage, que este 4 y 5 de marzo celebrará su tercera edición consecutiva en el Hotel Emperador de la Ciudad de Buenos Aires y que reunirá a cientos de ejecutivos C-Level, inversores, desarrolladores, utilities, fabricantes y entidades financieras

Las empresas más relevantes del sector compartirán agenda con funcionarios de primer nivel en un ámbito donde se debatirán señales regulatorias, oportunidades de inversión y tendencias tecnológicas, con amplios espacios de networking orientados al cierre de acuerdos estratégicos.

La apertura estará a cargo de Damián Sanfilippo, subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, quien protagonizará la conversación destacada inaugural “Argentina y sus perspectivas para el desarrollo de las energías renovables”. 

Su intervención se dará en medio de la implementación de la Resolución SE N° 400/2025, normativa que marca un punto de inflexión en el Mercado Eléctrico Mayorista al promover la transición hacia contratos bilaterales privados a través del Mercado a Término (MAT)

El nuevo esquema establece que los distribuidores deberán cubrir al menos el 75% de su demanda estacionalizada mediante acuerdos directos con generadores o comercializadores, trasladando al mercado las decisiones de compra y venta de energía. 

En paralelo, el almacenamiento en baterías ocupará un lugar central en la agenda, principalmente por el reciente lanzamiento de la licitación AlmaSADI que busca adjudicar 700 MW de sistemas stand-alone y el antecedente de AlmaGBA (713 MW adjudicados), procesos que configuran un nuevo entorno de inversión. 

La importancia de AlmaSADI radica en que convocatoria prevé aproximadamente USD 700 millones en inversiones, contratos de hasta 15 años y a CAMMESA como offtaker, con esquemas de remuneración centrados en disponibilidad de potencia.

Además, FES Argentina contará con desayuno VIP durante el segundo día, en el que participarán Maximiliano Bruno, director Nacional de Generación Eléctrica de la Nación y Juan Luchilo, gerente General de CAMMESA, en una conversación estratégica con líderes empresariales enfocada en la implementación operativa del nuevo marco contractual y en los desafíos de planificación del sistema ante la creciente penetración renovable.

La agenda también abordará la extensión por un año del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones, las próximas licitaciones para que el sector privado amplíe la red de transmisión, con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) como garante, y más oportunidades para las ERNC y el storage.

Mientras que entre los partners confirmados se encuentran Sungrow, JA Solar, CATL, Jinko, Genneia, 360Energy, Goldwind, PCR, Gamechange Solar, Gotion, Coral Energía, SECCO, Vestas, Versol Solar, Haitai Solar, Singsun, LH Energy, Solar DQD, FMO y SolarCleano.

A ellos se suman Flexgen, Marsh, Arctech, Kehua Tech, BLC Power Generation, APSystems, YPF Luz, TotalEnergies, Coarco, GCL, Aluar, Meteocontrol, Compet, SGS, Helius Energy, Akribis, Runco, Edenor, HyperStrong, TDDL y Envision, reflejando la diversidad tecnológica y financiera que hoy estructura el mercado argentino.

Provincias clave se suman al debate

El la jornada inaugural de FES Argentina, Hernán Tórtola – Secretario de Infraestructura de Chubut participará en el panel “Oportunidades de la energía eólica ante las necesidades de la demanda futura de energía eléctrica”, aportando la visión de una de las provincias con mayor desarrollo eólico del país.

Ese mismo día, Gastón Ghioni – Subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires integrará la conversación destacada denominada “Retos de mercado para desarrollar eólica, solar y el almacenamiento en Argentina” centrada en las condiciones necesarias para viabilizar nuevos proyectos en el principal nodo de consumo eléctrico.

El cierre del segundo día estará a cargo de María Cecilia Mijich – Subsecretaría de Energías Renovables y Eficiencia Energética de Santa Fe, quien formará parte del panel “Competitividad de las energías renovables y el almacenamiento en el Cono Sur”, con foco en posicionamiento regional e integración energética.

Con una agenda marcada por reformas estructurales, señales de mercado y nuevos esquemas de contratación, FES Argentina volverá a consolidarse como el punto de encuentro donde autoridades y sector privado intercambian definiciones estratégicas. Durante dos jornadas, cientos de representantes de empresas avanzarán en conversaciones y acuerdos que buscan acelerar la transición energética en el país y la región.

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El economista chileno Andrés Rebolledo Smitmans asumió su segundo mandato como Secretario Ejecutivo de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE), cargo para el que fue reelegido por el período 2026–2029 durante la LV Reunión de Ministras y Ministros de Energía de OLACDE, celebrada en Chile en octubre de 2025. La ceremonia oficial se realizó el lunes 2 de marzo en la Casa Museo Guayasamín, en Quito. 

La reelección de Rebolledo representa un respaldo a la gestión desarrollada entre los años 2023 y 2025, período que resultó clave para consolidar a OLACDE como un referente técnico y político regional en materia energética. En un contexto internacional complejo, atravesado por los impactos del cambio climático sobre la infraestructura energética y por la necesidad de fortalecer la seguridad de suministro, la Organización profundizó su rol como plataforma de articulación regional, generación de conocimiento y construcción de consensos estratégicos para América Latina y el Caribe.

Durante este trienio, OLACDE contribuyó a fortalecer la integración energética regional, impulsando iniciativas de interconexión eléctrica y gasífera y promoviendo una visión compartida de largo plazo a través de la creación del Consejo Regional de Planificación Energética.

Este espacio estratégico ha permitido avanzar en una coordinación más estructurada entre los países miembros para anticipar desafíos, armonizar políticas y construir una agenda energética regional con perspectiva de futuro. Además, la Organización cumplió un rol activo como Secretaría Técnica en procesos de integración regional como la CELAC y el Consenso de Brasilia.

La gestión también estuvo marcada por un aumento significativo de la ambición regional en energías limpias, pues se acordó alcanzar un 80% de generación eléctrica renovable al año 2030, posicionando a América Latina y el Caribe como una de las regiones más avanzadas del mundo en la transición hacia matrices energéticas más limpias. En paralelo, OLACDE, junto al BID, avanzó en la construcción de una agenda regional para el desarrollo y la certificación del hidrógeno de bajas emisiones, orientada a facilitar su inserción en los mercados internacionales y fortalecer el posicionamiento exportador de la región.

En el ámbito de la cooperación internacional, la Organización consolidó una red de más de 60 proyectos y convenios con organismos multilaterales, agencias de cooperación, academia y sector privado, fortaleciendo las capacidades técnicas de los países miembros y ampliando el alcance de la cooperación regional.

Como parte de este proceso, se crearon doce Grupos Técnicos especializados, que hoy se han consolidado como espacios permanentes de intercambio técnico, generación de conocimiento aplicado y construcción de iniciativas regionales en áreas clave del sector energético.

Un hito relevante del período fue la creación del Consejo Empresarial de OLACDE, que institucionalizó el diálogo público-privado a nivel regional, con el objetivo de atraer inversiones, reducir brechas regulatorias y acompañar de manera coordinada los procesos de transición energética en los países de la región.

Asimismo, se creó el Observatorio de Emisiones de Metano de América Latina y el Caribe (OEMLAC), posicionando a la región en la gestión de uno de los principales desafíos climáticos asociados al sector energético, mediante el fortalecimiento de metodologías, datos y capacidades técnicas.

La formación de capital humano fue otro eje central de la gestión. Entre 2023 y 2025, más de 16.000 personas participaron en programas de capacitación, incluyendo talleres, cursos, diplomados y programas de maestría desarrollados en conjunto con instituciones académicas de la región.

Este esfuerzo posicionó a OLACDE como un referente regional en formación energética y se complementó con el desarrollo de una agenda transversal de “Género y Energía”, que dio lugar a la creación de la Red Latinoamericana y Caribeña de Mujeres en Energía (REDLACME), así como a la incorporación activa de jóvenes y representantes de los trabajadores del sector energético en el diálogo regional con las autoridades ministeriales.

Con el inicio de este segundo mandato, OLACDE se proyecta hacia una nueva etapa orientada a profundizar la integración energética regional, acelerar la adopción de tecnologías limpias, fortalecer el acceso universal a la energía y avanzar hacia una transición energética resiliente, inclusiva y con visión de largo plazo.

El Plan de Gestión 2026–2029 se estructura sobre siete ejes estratégicos que priorizan, con el objetivo de posicionar a América Latina y el Caribe no solo como una región de gran riqueza de recursos, sino como una región capaz de proponer soluciones energéticas en el escenario global: 

• Integración regional
• Cooperación técnica
• Diplomacia energética
• Seguridad y acceso
• Innovación tecnológica
• Formación de capacidades
• Modernización institucional

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La Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) organizó una misión público-privada a la ciudad de Punta Arenas, en el sur de Chile, con el objetivo de intercambiar experiencias en hidrógeno verde, en un contexto en el que Uruguay avanza en el desarrollo de proyectos vinculados a esta nueva industria y que dicha región ya cuenta con proyectos en operación, y otros en vía de desarrollo. 

La delegación estuvo integrada por Óscar Caputi, subsecretario de Ambiente; Marco Colafranceschi, asesor de la Dirección Nacional de Incentivo a la Inversión del Ministerio de Economía y Finanzas; Federico Rehermann, coordinador nacional del Programa de Hidrógeno Verde del Ministerio de Industria, Energía y Minería; Fermín Farinha, diputado (Partido Nacional) por Paysandú; Gabriel Otero, diputado (Frente Amplio) por Montevideo; Alejandro Colacce, edil (Partido Nacional) de Paysandú; Roberto Ciré, edil (Frente Amplio) de Paysandú; David Helguera, edil (Partido Colorado) de Paysandú; Claudio Zanoniani, edil (Partido Nacional) de Paysandú; Marcelo Mula, vicepresidente de AUDER; y Enzo Melani, secretario de AUDER.

La agenda incluyó encuentros con el Gobernador de la Región de Magallanes, Jorge Flies y el Seremi de Energía, Sergio Cuitiño; además de una visita en terreno a “Haru Oni”, la primera planta integrada de e-Combustibles del mundo, de HIF Global, la misma empresa que impulsa un proyecto de características similares en Paysandú, Uruguay, por US$ 5.400 millones.

“Estuvimos conociendo los procesos de fabricación de hidrógeno y sus distintos derivados, en el marco de la posible instalación de una planta de este tipo en Paysandú”, dijo el subsecretario de Ambiente.

Caputi sostuvo que las expectativas respecto a este tipo de combustible “son altas”: “Uruguay ha sido pionero en la transformación de su matriz energética, con más del 90% de generación eléctrica a partir de fuentes renovables, y ahora apuesta a una segunda transformación mediante la producción de este tipo de combustibles”.

“Hemos visto que los estándares que se aplican en esta planta están alineados con los más altos a nivel internacional y cumplen con las exigencias ambientales vigentes a nivel global”, remarcó. 

Por su parte, el diputado Farinha destacó: “Salimos asombrados en lo que tiene que ver con la lógica del planteo industrial. Es una planta extremadamente silenciosa; no vemos una refinería tradicional, sino un proceso más vinculado a lo químico y a la captura de CO₂. También observamos el trabajo en la producción del hidrógeno para, junto al CO₂, producir el combustible sintético, que se desarrolla aquí y que incluso pudimos probar en un vehículo”.

“Para AUDER es fundamental que referentes institucionales y políticos del país puedan conocer de primera mano la experiencia de una región que ya pasó por la que nosotros estamos transitando, y visitar una planta icónica en innovación y sustentabilidad en la producción de combustibles sintéticos. Pudimos aprender en terreno sobre aspectos técnicos, ambientales y productivos del proceso, y proyectar lo que se ve como un futuro muy próspero para Uruguay”, dijo Marcelo Mula, vicepresidente de AUDER.

Haru Oni es la primera planta integrada de e-Combustibles a nivel mundial. El proyecto utiliza la energía renovable del fuerte viento de la Patagonia para realizar el proceso de electrólisis que separa la molécula de agua y permite obtener hidrógeno verde. Luego, a través de un proceso de síntesis, se combina el hidrógeno con CO₂ biogénico y se obtiene e-Metanol, un combustible sintético que puede usarse en barcos, o ser convertido en otros combustibles como e-Nafta para vehículos o e-SAF para aviones. La gran novedad de estos combustibles es que pueden usarse en motores e infraestructura existente.

Las autoridades chilenas compartieron con la delegación la experiencia que han llevado adelante en la implementación de su estrategia nacional de hidrógeno, así como su experiencia en planificación para la instalación de la nueva industria, los programas que tienen, el exitoso trabajo público-privado con las empresas desarrolladoras locales, y dejaron abiertos los canales para continuar conversando e intercambiando conocimientos. 

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La Asociación Nacional de Energía Solar (ANES) anunció la designación de Gilberto Sánchez Nogueira como su nuevo presidente nacional para el periodo 2026-2028, en una etapa considerada estratégica para el desarrollo del sector solar en México.

El nombramiento se da en el contexto del 50 aniversario de la organización, referente técnico en la promoción y análisis de la energía solar fotovoltaica y térmica en el país. La nueva administración buscará consolidar el papel de la asociación como espacio de articulación entre industria, academia, autoridades y usuarios.

Hasta antes de asumir la presidencia, Sánchez Nogueira se desempeñaba como vicepresidente de ANES, cargo desde el cual coordinó actividades técnicas, participó en debates regulatorios y representó a la asociación en foros especializados sobre generación distribuida y regulación eléctrica.

Además de su rol directivo en la asociación, Sánchez Nogueira es director general de Sanba Energía, empresa enfocada en soluciones de generación eléctrica limpia. Cuenta con más de 15 años de experiencia en el sector eléctrico, asesorando organizaciones en la integración de tecnologías renovables y en la participación en el Mercado Eléctrico Mayorista.

En su trayectoria dentro de ANES, ha participado activamente en grupos técnicos sobre interconexión de centrales, regulación de generación distribuida y otros espacios de diálogo con autoridades del sector, lo que le ha permitido consolidarse como una voz técnica de referencia en materia solar.

La nueva presidencia plantea una agenda enfocada en tres líneas principales:

• Fortalecimiento técnico del sector solar, promoviendo criterios de calidad y confiabilidad ante la creciente integración de sistemas fotovoltaicos en la red.

• Diálogo regulatorio, con el objetivo de contribuir a marcos normativos claros para interconexión, generación distribuida y almacenamiento energético.

• Formación y profesionalización, impulsando capacitación especializada y espacios de actualización tecnológica para los actores del mercado.

En un entorno donde la capacidad solar instalada mantiene una tendencia creciente, la ANES buscará también reforzar la coordinación institucional para acompañar el desarrollo ordenado del sector y atender los desafíos operativos derivados de una mayor penetración renovable.

Agenda 2026

Entre las actividades previstas para este año destaca la organización de la Semana Nacional de Energía Solar, que reunirá a especialistas, empresas, desarrolladores y autoridades para analizar tendencias tecnológicas, financiamiento, integración a red y perspectivas de mercado.

Con este nuevo liderazgo, la ANES inicia una etapa orientada a consolidar su rol técnico y estratégico dentro del ecosistema energético mexicano, en un momento donde la energía solar continúa ampliando su participación en la matriz eléctrica nacional.

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La Junta de Extremadura oficializó el nuevo mapa de zonas prioritarias para proyectos de energía solar fotovoltaica, reordenando el uso del suelo en pleno auge del sector. La decisión llega tras la tramitación de 793,5 MW de fotovoltaica y almacenamiento en apenas dos meses —entre diciembre de 2025 y febrero de 2026— según un relevamiento de Energía Estratégica, consolidando un escenario de fuerte dinamismo inversor.

La Resolución, firmada por Mercedes Morán Álvarez, Consejera de Agricultura, Ganadería y Desarrollo Sostenible de la Junta de Extremadura, establece que serán consideradas zonas prioritarias aquellas clasificadas como de “Alta” y “Muy Alta Capacidad de Acogida”, incorporando nuevos criterios vinculados al valor agronómico del suelo y la preservación de las dehesas .

El objetivo central es dotar de mayor planificación al despliegue solar, en un territorio que ha experimentado una expansión acelerada de plantas fotovoltaicas impulsadas por su elevado recurso solar. Sin embargo, el Ejecutivo regional advierte que el suelo es un recurso finito y que el crecimiento renovable debe compatibilizarse con la protección de cultivos leñosos, tierras arables de alta productividad y sistemas de dehesa, considerados clave para el empleo rural.

Hasta ahora, los mapas de capacidad de acogida contemplaban nueve factores ambientales —pendiente, hidrología, espacios protegidos, Red Natura 2000, paisaje, flora, hábitats, fauna amenazada y patrimonio— además de la distancia a subestaciones como criterio desincentivador. Con esta actualización, la Junta introduce explícitamente el valor productivo de los suelos como variable estructural, reforzando la protección del tejido agrario.

La Resolución subraya que la catalogación como zona de “Alta” o “Muy Alta Capacidad de Acogida” no exime del trámite ambiental vigente, al menos hasta que se realice la evaluación ambiental estratégica que pueda determinar la no necesidad de este requisito en futuras zonas de aceleración actualmente en estudio.

Entretanto, los promotores deberán cumplir con las autorizaciones y limitaciones sectoriales aplicables, aunque la ubicación en estas áreas facilitará significativamente la tramitación administrativa.

Este reordenamiento territorial se produce en un contexto de intensa actividad regulatoria y creciente sofisticación de los proyectos.

Según relevamientos propios de Energía Estratégica, entre el 10 de diciembre de 2025 y el 5 de febrero de 2026 se registraron 793,5 MW en distintas instancias de tramitación en Extremadura, de los cuales 209,7 MW corresponden a nueva capacidad solar fotovoltaica y 427,6 MW a almacenamiento energético en baterías, principalmente bajo esquemas de hibridación con plantas existentes.

El patrón dominante no es la instalación aislada, sino la integración de sistemas de almacenamiento con parques solares ya operativos. Entre las compañías que lideran este movimiento se encuentra Iberdrola, con los proyectos Bat Tagus I, II, III y IV, cada uno de 35 MW de potencia de almacenamiento, destinados a hibridarse con los complejos fotovoltaicos Tagus I, II, III y IV en Cáceres.

También destaca Enel Green Power, con desarrollos como Hernán Cortés (38,9 MW de almacenamiento), Apicio (38,5 MW de almacenamiento, asociado a una planta fotovoltaica de 42,25 MW), Quijote (38,5 MW de almacenamiento) y Zurbarán (17,5 MW de almacenamiento).

Por su parte, EDP impulsa Coria Villetas con 156,2 MW de potencia fotovoltaica y 13,75 MW de almacenamiento, mientras que Statkraft obtuvo Declaración de Impacto Ambiental para el parque solar Ahigal-Cerezo de 137 MW fotovoltaicos.

A ello se suma Endesa, con la hibridación del parque FV Cíjara mediante 55 MW fotovoltaicos vinculados a la central hidroeléctrica existente de 52,22 MW, además de desarrolladores como Monegros Solar, con 17,7 MW fotovoltaicos adicionales y 45,5 MW de almacenamiento, y Parque Solar Cáceres, que proyecta 95 MW de almacenamiento para hibridar con el parque FV Arenales.

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La publicación del nuevo mapa también se inscribe en el marco de la Directiva (UE) 2023/2413, que fija para 2030 una cuota mínima del 42,5% de energías renovables en el consumo final bruto de la Unión Europea, con el objetivo de alcanzar el 45%. La planificación territorial se vuelve así una herramienta estratégica para cumplir metas comunitarias sin erosionar sectores productivos tradicionales.

El equilibrio entre expansión renovable y protección agraria no es menor en una comunidad donde el regadío, los cultivos leñosos y las dehesas poseen un peso estructural en empleo y fijación de población. De hecho, el Decreto 141/2021 ya había establecido restricciones a la implantación de instalaciones renovables en zonas regables declaradas de interés general, marcando una línea de política pública que ahora se profundiza.

El contexto refuerza la decisión. Extremadura alcanzó recientemente un máximo histórico de generación eléctrica renovable, consolidando su rol como exportadora neta dentro del sistema nacional. En concreto, la producción de fuentes verdes aumentó un 3,1% en 2025, hasta un récord de 16.413 GWh, impulsada principalmente por la solar fotovoltaica (+3,4%) y la hidráulica (+10,6%). También registraron incrementos la energía eólica (+0,4%) y otras renovables (+24%), en contraste con una caída del 17,6% en la solar térmica.

Con estos resultados, la región se ubicó en la sexta posición nacional en generación eléctrica verde, por detrás de Castilla y León —que lideró con 28.431 GWh— confirmando el peso estructural que el mix renovable extremeño ya tiene dentro del sistema eléctrico español.

Para los desarrolladores, la medida aporta mayor seguridad jurídica y previsibilidad, al identificar con claridad las áreas preferentes para futuros proyectos. Para la Administración, supone una herramienta de ordenamiento que permitirá canalizar el crecimiento hacia zonas con menor impacto socioeconómico y ambiental.

Para conocer el detalle de los proyectos ingresados en tramitación ambiental en España y el posicionamiento de Extremadura dentro del mapa nacional, se puede descargar el último relevamiento exclusivo elaborado por Energía Estratégica

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El proyecto solar fotovoltaico UFV Mundo Novo, ubicado en Río Grande do Norte y propiedad de Polimix Energía, se encuentra en una fase avanzada de construcción y está previsto que entre en operación en la red hacia finales de 2026. 

El parque contará con una potencia instalada de 40,8 MWp e incorporará la tecnología de la nueva generación de trackers Soltec SFOneX. Se trata de una solución de tracker bi-fila con estructuras que pueden superar los 100 metros de longitud.

“En el emprendimiento, cada tracker alcanzará 105,8 kWp, alojando 150 módulos fotovoltaicos. Esta configuración genera importantes beneficios en CAPEX y OPEX al reducir el número de componentes electrónicos y electromecánicos, como motores, sistemas de control, baterías y paneles dedicados”, destacó el ingeniero de propuestas de la compañía Maximile Vidal.

Además de la tecnología, Soltec se diferencia por el trabajo integrado de ingeniería realizado junto al cliente, el equipo técnico del propietario y el EPC. 

El soporte comienza ya en la fase de proyecto básico e incluye análisis de la topografía, diseño del layout de los trackers, estudio de movimiento de tierras, simulación de generación en PVSyst, evaluación geotécnica y ejecución del Pull-Out Test. 

“Esta metodología multidisciplinaria asegura soluciones personalizadas y competitivas, maximizando el rendimiento, reduciendo riesgos y garantizando mayor confiabilidad durante la vida útil de la planta», subrayó el director de ventas de Soltec, Rodrigo Miranda.

Para la UFV Mundo Novo, Soltec presentó una propuesta de suministro de trackers enmarcada en el FINAME, reforzando su capacidad de producción con contenido local. De esta manera, la empresa consolida su presencia en el mercado brasileño, donde ya suma más de 5 GWp y mantiene una trayectoria continua de más de una década. 

“La combinación de ingeniería especializada, tecnología pionera y fabricación nacional posiciona a Soltec como referente en soluciones de trackers, aportando confiabilidad, eficiencia y valor agregado a los proyectos fotovoltaicos», agregaron desde la entidad.

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El gobierno de Argentina lanzó la licitación AlmaSADI por 700 MW de sistemas de almacenamiento stand-alone, con el objetivo de reforzar nodos críticos del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y reducir cortes de suministro en distintas regiones.

La convocatoria, formalizada mediante la Resolución SE 50/2026, prevé una inversión estimada en USD 700 millones y contratos de hasta 15 años. Y tal como había adelantado Energía Estratégica meses atrás, el ejecutivo avanzó con un esquema que finalmente tendrá a CAMMESA como offtaker, en donde la remuneración se centra en la disponibilidad de potencia. 

La presentación de ofertas técnicas y administrativas (sobres A) está prevista para el 8 de mayo, y su evaluación se desarrollará hasta el 21 de mayo, y el 28 de mayo se publicará la calificación correspondiente. 

Mientras que la apertura y evaluación de ofertas económicas (sobres B) se realizará el 5 de junio, con adjudicación prevista para el 19 de junio, y firma de contratos a partir del 25 de junio de 2026 . De esta manera, el proceso completo se concentra en menos de cuatro meses desde la publicación del pliego hasta la suscripción contractual.

En cuanto a los plazos para la entrada en operación de los proyectos adjudicados, el 1 de enero de 2027 será la fecha objetivo para el inicio del cómputo contractual, mientras que el 31 de diciembre de 2029 se fija como límite para la habilitación comercial de los proyectos adjudicados. 

AlmaSADI tendrá al Litoral y Noreste Argentino como principales regiones para la instalación BESS (65% del total licitado) y la potencia a adjudicar se distribuirá de la siguiente manera 

• Buenos Aires (sin AMBA): 150 MW
• Centro: 100 MW
• La Pampa: 50 MW
• Litoral: 220 MW
• Noreste Argentino (NEA): 250 MW
• Noroeste Argentino (NOA): 120 MW

Los proyectos deberán presentar entre 10 MW y 150 MW de potencia, o la capacidad específica indicada en los Nodos de Conexión; sumado a que se establece un requerimiento máximo de 180 ciclos completos de carga y descarga por año, junto con la obligación de garantizar la provisión de potencia comprometida durante al menos cuatro horas consecutivas. 

La licitación se apoya en el antecedente AlmaGBA, la primera iniciativa de almacenamiento a gran escala stand-alone en el país, en la que se adjudicaron 713 MW en nodos críticos del Área Metropolitana de Buenos Aires.

Dicha convocatoria superó más del 40% el objetivo inicial, con una inversión estimada superior a USD 540 millones, y allí participaron 15 empresas que presentaron 27 proyectos por un total de 1.347 MW, y actualmente se ejecutan las obras correspondientes.

Señal económica: tope de USD 12.500/MW-mes y estructura de incentivos

El pliego establece un Valor Máximo de Adjudicación de USD 12.500 por MW-mes para el Valor Ofertado, enviando una señal clara sobre el techo económico que el Estado está dispuesto a reconocer por potencia de almacenamiento disponible.

La remuneración mensual de potencia se calculará como: (Valor Ofertado + Valor incentivo) multiplicado por el Factor Anual (FA), el Factor de Estacionalidad (FE), la Potencia de Almacenamiento Disponible y la relación entre Horas de Almacenamiento Validadas y Horas Comprometidas.

El Factor Anual será de 1,30 en 2026; 1,25 en 2027; 1,10 en 2028; 1,00 entre 2029 y 2036; y 0,50 entre 2037 y 2041. Mientras que el Factor de Estacionalidad será de 1,20 para los meses de enero, febrero, marzo, junio, julio y diciembre; y de 0,80 para abril, mayo, agosto, septiembre, octubre y noviembre. 

Adicionalmente, el Acuerdo de Almacenamiento contemplará el pago de la energía suministrada a razón de USD 10 / MWh hasta 2037, año a partir del cual la remuneración se regirá por el Mercado Spot. 

En paralelo, hasta la habilitación comercial los adjudicatarios deberán cumplir con un esquema progresivo de pagos al OED. Dentro de los 10 días hábiles posteriores a la adjudicación deberán abonar el equivalente en pesos a USD 4000 / MW adjudicado. 

Posteriormente, los pagos trimestrales serán de USD 4.000 por MW hasta el cuarto trimestre de 2027; USD 6000 / MW durante 2028; y USD 8000 / MW durante 2029.

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Magnon, tiene como objetivo alcanzar 2000 GWh de energía térmica renovable en 2030 mediante el desarrollo de más de 30 proyectos en España. El plan contempla inversiones en instalaciones de producción de calor renovable, contratos de suministro energético a largo plazo con clientes industriales y la gestión de más de 800000 toneladas anuales de biomasa destinadas a usos térmicos, contribuyendo de forma directa a la descarbonización de sectores intensivos en consumo fósil. 

La compañía cuenta con destacados contratos con empresas de referencia del sector agroalimentario, contribuyendo a su descarbonización y reforzando el compromiso con la sostenibilidad y la economía circular.

 “Nuestro objetivo es desplegar más de 30 proyectos basados en contratos de suministro de energía térmica a largo plazo con clientes industriales”, destacó Guillermo Negro, consejero delegado de Magnon, en diálogo con Energía Estratégica.

Magnon suma una larga trayectoria en generación de energía eléctrica con biomasa, ¿Qué papel juega la compañía en ese ámbito?

Además de la energía térmica renovable, entre sus actividades, Magnon tiene una trayectoria en generación de energía eléctrica a partir de biomasa que le aporta largos años de experiencia en operación de plantas de biomasa y en la gestión de la cadena logística del recurso. 

Sobre este punto, Guillermo Negro apuntó que Magnon es “el mayor gestor de biomasa de España y líder en la producción de energía renovable a partir de biomasa agrícola y forestal”. 

Con 266 MW de potencia instalada en ocho plantas de generación eléctrica renovables situadas en Huelva, Ciudad Real, Córdoba, Jaén y Mérida, “sumamos cerca de dos millones de toneladas de biomasa gestionadas cada año, transformamos restos del campo – como poda de olivar, sarmiento, orujillo, paja de maíz, restos forestales y restos de jardinería – cuya trazabilidad está garantizada mediante certificaciones internacionales como SURE y PEFC, alineadas con la Directiva Europea de Energías Renovables”, apuntó.

Entre las apuestas estratégicas de la compañía destaca el desarrollo de combustibles renovables como el e-metanol y la implementación de sistemas de captura de CO₂ biogénico. Así, desde sus centros de energías renovables de Huelva, Puertollano y Mérida la compañía está trabajando para convertir el CO₂ biogénico que se produce en estas instalaciones en los combustibles del futuro gracias a la combinación con hidrógeno verde. 

En concreto, la compañía está desarrollando un hub energético en estos tres emplazamientos para producir e-metanol, al ser España un territorio especialmente competitivo para el despliegue de los combustibles renovables, según destaca el CEO de Magnon.

¿Qué aspectos regulatorios consideran prioritarios para el desarrollo de la biomasa en España?

Desde Magnon se considera prioritario, en el ámbito de la generación eléctrica renovable, contar con un marco regulatorio estable, predecible y alineado con la realidad técnica de la biomasa, que reconozca su carácter de energía renovable gestionable, además de las externalidades positivas que conlleva su uso, desde el punto de vista de vertebración del rural, creación de empleo de calidad en áreas con tendencia a la despoblación y contribución a la prevención de incendios forestales, entre otras..

Asimismo, es clave agilizar la tramitación administrativa, garantizar la coherencia entre normativas ambientales y energéticas, y reforzar el papel de la biomasa en los planes nacionales de energía y clima, tanto para electricidad como para usos térmicos e industriales.

En su visión, la competencia con otras fuentes intermitentes es un desafío estructural, pero al mismo tiempo una oportunidad para destacar el carácter local, gestionable y estable de la biomasa que “debe desempeñar un papel estratégico en la transición energética española y europea”, remarcó el CEO de Magnon. 

En este sentido, la compañía, no solo aporta energía limpia, sino que también contribuye a fijar población en entornos rurales y fomentar una economía circular de base local, donde la energía renovable se construye a partir de recursos disponibles y gestionados de forma sostenible.

“Queremos consolidar un modelo energético competitivo, con innovación, eficiencia y capacidad de respuesta a las necesidades reales de la industria y del conjunto de la sociedad”, concluyó Guillermo Negro.

La entrada Magnon proyecta alcanzar 2000 GWh de energía térmica renovable en 2030 con más de 30 proyectos en España se publicó primero en Energía Estratégica.

La nueva subasta de largo plazo en Colombia se lanza en un escenario muy distinto al de sus antecesoras. Mientras en 2019 el mercado carecía de contratos suficientes para respaldar financiamiento estructurado, hoy los desarrolladores negocian PPAs de hasta 15 años con condiciones que permiten cerrar Project Finance sin acudir necesariamente al mecanismo estatal.

El cambio de contexto responde a una señal clara: la posible estrechez del sistema hacia 2027–2028, en un entorno marcado por retrasos en expansión de red y limitaciones en asignación de puntos de conexión. Ante ese panorama, comercializadores y grandes consumidores comenzaron a asegurar suministro con mayor anticipación, dinamizando el mercado bilateral.

“Esas subastas se hicieron en un contexto en el cual no había muchos PPAs bilaterales de largo plazo en el mercado”, explicó Manuel Gómez Fajardo, experto en energía y regulación. La diferencia estructural entre aquel momento y el actual redefine el rol que debe cumplir el nuevo proceso.

Hoy el interrogante no es si la subasta es necesaria, sino cómo se adapta a un ecosistema más sofisticado. “Hoy existen PPAs de entre 12 y 15 años que antes no se estaban ofreciendo”, afirmó Gómez Fajardo, quien participó en la negociación de más de una decena de contratos recientes desde ambos lados de la mesa.

Este avance no debilita el mecanismo. Eleva el estándar. Si el mercado ya ofrece estabilidad contractual y plazos suficientes para estructurar deuda, la subasta deberá aportar un diferencial tangible en materia de garantías, perfil de riesgo o previsibilidad regulatoria.

El carácter voluntario del esquema introduce una lógica competitiva inevitable. Generadores y demanda evaluarán si el proceso ofrece mejores condiciones que las que pueden conseguir de manera bilateral.

“Si esta subasta está compitiendo con un producto que ya existe en el mercado, tiene que aportar algo demasiado atractivo para que realmente sea exitosa”, advirtió el especialista. El éxito dependerá de que el diseño contractual resulte más eficiente o seguro que las alternativas disponibles.

Para la banca, el análisis continúa centrado en la estabilidad del ingreso y la calidad del offtaker. La duración del contrato, la solvencia de la contraparte y la consistencia institucional pesan más que el canal de adjudicación. En un entorno donde algunos comercializadores enfrentan tensiones financieras, la estructura de garantías adquiere especial relevancia para el capital internacional.

En este punto, la subasta puede jugar un rol estratégico: estandarizar contratos, transparentar condiciones y ampliar el acceso a la demanda con respaldo sólido. No como sustituto del mercado bilateral, sino como complemento que fortalezca la disciplina financiera.

Además, el proceso se desarrolla en un año preelectoral —con elecciones presidenciales previstas para el 31 de mayo de 2026—, lo que introduce una variable institucional adicional. La previsibilidad regulatoria y la independencia del regulador serán factores determinantes para mantener confianza inversora.

Además, Gómez Fajardo sostuvo que la discusión sobre la pertinencia del mecanismo no es el eje central. El debate real es si el diseño logra responder a la nueva realidad del mercado.

Con una transición energética en marcha y señales de estrechez en el horizonte, Colombia enfrenta una etapa distinta. La subasta ya no opera como motor inicial de expansión renovable, sino como herramienta de ajuste fino en un mercado que maduró rápidamente y que hoy exige sofisticación contractual y financiera.

La entrada Segunda generación de subastas en Colombia: el reto de diferenciarse en un mercado de PPAs consolidados se publicó primero en Energía Estratégica.

La creciente complejidad de los emplazamientos solares en el sur de Europa redefine hoy la ecuación técnica y financiera de los proyectos utility scale. Las topografías irregulares, los layouts más exigentes y los condicionantes de viento ya no son casos aislados, sino la nueva norma del desarrollo fotovoltaico.

“Ya no queda un proyecto con suelo plano, no queda ninguno, yo creo. Los proyectos cada vez son más complejos, terrenos más complejos, layouts más complejos”, aseguró Pablo Landa Labiano, CEO de Factiun, durante su ponencia en Future Energy Summit (FES) Iberia 2026, evento que reunió a más de 500 líderes del sector.

En ese escenario, la apuesta de Factiun se estructura en torno a un enfoque integral que combina producto, ingeniería aplicada y servicio especializado para sostener la rentabilidad.

“Nuestra apuesta siempre ha sido y siempre será apostar por el servicio”, afirmó Landa, al explicar que la viabilidad no depende únicamente de la estructura, sino de cómo esa estructura se integra al diseño global del proyecto.

El directivo sostuvo que la creciente sofisticación de los desarrollos exige abandonar soluciones estandarizadas. “No tratar de encajar una solución única para todos los proyectos”, explicó, al detallar que la compañía trabaja con un portfolio que abarca estructura fija, sistemas de seguimiento y soluciones para agrovoltaica adaptadas a cada emplazamiento.

La implementación ocupa un lugar central dentro de la estrategia de la compañía. La estructura, según planteó el CEO, debe funcionar como articuladora entre ingeniería, terreno, requisitos del cliente y ejecución en campo. “La manera más importante es teniendo esas posibilidades desde la capa del servicio, desde la capa de aterrizar los productos a los proyectos”.

Siguiendo esa línea, Factiun desarrolló un software para la implementación de proyectos con el objetivo de facilitar la coordinación técnica y reducir fricciones durante la construcción de las plantas. Se trata del sistema Backtracking 3D, que permite optimizar el comportamiento de los seguidores en terrenos irregulares, y herramientas de software y control orientadas a integrar datos topográficos y parámetros estructurales para anticipar interferencias, mejorar la precisión del diseño y minimizar riesgos en fase de ejecución.

“No hay que quedarse solo en el momento del suministro, los proyectos hay que ejecutarlos correctamente, en plazo, en tiempo.Hay mecanismos para conseguir que esas topografías, que esos layouts, que esos emplazamientos con vientos fuertes no terminen en un CAPEX descontrolado”, explicó el ejecutivo.

La estrategia de Factiun se apoya además en presencia territorial. La compañía opera con equipos locales en España, Italia, Francia, Alemania y Polonia, y mantiene presencia en India, China, Perú y Brasil. La reciente apertura de filial en Italia refuerza su posicionamiento en el sur de Europa, uno de los mercados con mayor dinamismo solar y creciente sofisticación técnica.

“La principal apuesta es la adaptabilidad y aterrizarla a cada uno de los proyectos a través del servicio”, resumió Landa Labiano.

Y concluyó: «Trabajar todos por viabilizar los proyectos, tecnología y poner esa tecnología en servicio de los proyectos con unas soluciones bancables y con unas soluciones que sean efectivas y ejecutivas”.

La entrada Factiun presenta su hoja de ruta: adaptabilidad y CAPEX bajo control en un mercado donde “ya no quedan suelos planos” se publicó primero en Energía Estratégica.

La advertencia es clara: la falta de señales fiscales y regulatorias está condicionando las decisiones de capital en el sector renovable español. Así lo planteó Álvaro Pérez de Lema, CEO de Saeta Yield (Grupo Masdar), quien durante Future Energy Summit (FES) Iberia 2026 pidió una redefinición estructural del marco energético.

“Como inversores de largo plazo lo que necesitamos es visibilidad del plan del Gobierno, tener una buena planificación energética y una buena regulación”, afirmó el ejecutivo, dejando en claro que la discusión ya no pasa solo por objetivos de capacidad instalada, sino por la calidad del entorno normativo.

El primer punto crítico es la carga tributaria sobre la electricidad, precisamente el vector que debe liderar la descarbonización. “Creo que el sector eléctrico, que es el único vector energético que realmente puede descarbonizar, se encuentra con una fiscalidad excesivamente alta.

Los consumidores están pagando más de un tercio del precio que pagan en impuestos o en algún tipo de imposición”, sostuvo.

Para el CEO, si se pretende electrificar industria, transporte y consumo residencial, el tratamiento impositivo debería alinearse con ese objetivo estratégico.

El segundo eje es la flexibilidad del sistema, donde el almacenamiento aparece como condición necesaria para seguir ampliando capacidad.

“Hoy en día el sistema parece que ha llegado a su máximo desde un punto de vista de la oferta. Si no crece la demanda, o buscamos mecanismos de flexibilidad en las redes, y eso es principalmente almacenamiento y mayor inversión en redes, o veo que no podemos avanzar en lo que es la parte de la oferta y la generación”, advirtió.

En ese contexto, Saeta impulsa un proyecto de almacenamiento de 92 MW con capacidad de carga, presentado a la ronda de ayudas FEDER el año pasado.

“Afortunadamente acudimos a la ronda de subvenciones en el año pasado y la idea es terminar la permisología este año y ponerlo en marcha el año que viene”, explicó.

Sin embargo, la viabilidad de este tipo de desarrollos depende en gran medida del apoyo público, señalando que el almacenamiento podría enfrentar dinámicas desordenadas similares a las vividas en la fotovoltaica si no se establecen reglas claras de largo plazo.

“O tienes la subvención FEDER o es muy complicado que saques un proyecto adelante. No hay esa visibilidad tanto a nivel de planificación energética como regulatoria como para poder avanzar de una forma quizás más masiva en la inversión”, sostuv0 el ejecutivo.

Por otro lado, Pérez de Lema subrayó la necesidad de revisar el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), ya que considera que ha quedado desfasado frente a la realidad actual del sector renovable y no funciona como una referencia de largo plazo. En ese sentido, planteó que es necesario redefinir la hoja de ruta energética mediante consensos amplios que otorguen estabilidad y previsibilidad al mercado.

“Yo creo que hay que reevaluar dónde estamos, definir un nuevo plan energético y hacer posible con un cierto consenso entre las partes. Se utiliza la energía como arma política arrojadiza y aquí cabemos todos en este sector y somos todos necesarios”, señaló.

La falta de actualización normativa se combina con obstáculos administrativos. Sobre la tramitación de proyectos, el CEO es categórico: “Es un viacrucis, es un auténtico viacrucis”.

“Hay tecnologías que son más fáciles de buscar alternativas para construirse, pero otras no lo son, y esas tecnologías, como puede ser la eólica o la hidráulica, necesitan una permisología distinta”, agregó.

El contexto, además, marca una nueva etapa en la transición. “Hemos vivido en los últimos cinco años en una fase de descarbonización relativamente sencilla porque era sustituir otra tecnología con una competitiva. Pero si queremos empezar a descarbonizar las noches, si queremos empezar a descarbonizar la potencia, esto ya no sale gratis”, apuntó.

«O sacamos marcos regulatorios de largo plazo, que nos den una visibilidad para poder tomar decisiones de inversión o es muy complicado”, agregó el CEO de Saeta Yield.

La señal al Ejecutivo es clara: sin revisión fiscal, actualización del PNIEC, reglas estables para almacenamiento y simplificación administrativa, la transición energética avanzará por debajo del potencial que el propio sistema podría alcanzar.

“Al final esto va de diversificar el mix, de hacer las inversiones adecuadas para que podamos reindustrializar este país que tenemos una oportunidad, en mi opinión, muy buena”, concluyó.

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Future Energy Summit (FES) Argentina reunirá a los máximos ejecutivos de las compañías que hoy lideran la transformación del mercado eléctrico local, en un contexto de profunda reconfiguración regulatoria y para el desarrollo de nuevos proyectos.

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz; Bernardo Andrews, CEO de Genneia; Martín Brandi, CEO de PCR; Rubén Turienzo, director de Comercialización Eléctrica de Pampa Energía; Nahuel Vinzia, CEO de Coral Energía; y Nicolas Berson, director de Assets Renovables de TotalEnergies, participarán del panel “Conversación con las grandes energéticas: perfil de los proyectos, nuevos modelos de negocio y expectativas para el largo plazo”.

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Durante el mismo se pondrá el foco en cómo los grandes jugadores están rediseñando sus estrategias de inversión, contratación y expansión, dado que se trata de empresas que concentran una porción sustancial de la capacidad renovable instalada y del pipeline en desarrollo, hoy marcado por el ritmo del Mercado a Término (MAT), el almacenamiento en baterías y las nuevas estructuras de financiamiento.

Asimismo, se analizará cómo la migración hacia contratos bilaterales, el nuevo rol del MAT como eje del abastecimiento y el avance de los sistemas BESS están redefiniendo la toma de decisiones de inversión en Argentina.

El panel reunirá a compañías que encabezan el ranking de capacidad operativa y pipeline. Por caso, Genneia alcanza alrededor 1,4 GW de capacidad renovable instalada y prevé cerrar el año 2026 con 1,7 GW, de los cuales cerca de 800 MW se ubicarán en Cuyo tras la puesta en marcha del parque solar Anchoris.

La compañía también reveló detalles del proyecto Mendoza Sur – Diamante por más de 360 MW, previsto para 2029 y que prevé ser el futuro mayor parque solar de Argentina. 

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YPF Luz, por su parte, cuenta con 756 MW renovables operativos y apunta alcanzar 1 GW en el corto plazo, de modo que desarrolla 200 MW solares adicionales junto a 90 MW BESS; además de haber logrado el primer adherido al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) con el proyecto El Quemado (305 MW – hoy en día el proyecto fotovoltaico en construcción más grande del país).

Mientras que PCR, con 545 MW verdes instalados, impulsa proyectos eólicos y solares estratégicos y obtuvo aprobación RIGI para su parque eólico en Olavarría (180 MW), el cual también contempla,la una serie de obras de repotenciación de las estaciones transformadoras de Olavarría y Ezeiza, que permitirá aumentar la capacidad de evacuación en la línea de 500 kV que conecta Bahía Blanca con Abasto.

Pampa Energía posee 427 MW eólicos en marcha y el año pasado, también durante FES, anunció que tiene más de 200 MW listos para avanzar, por lo que mantiene cartera activa a la espera de condiciones contractuales competitivas. 

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Coral Energía no se queda atrás Y consolida su expansión con 400 MW solares contratados y construcción, 100 MW BESS adjudicados y financiamiento por USD 60 millones para nuevos parques, con el objetivo puesto en alcanzar 1 GW contractualizado al 2030. 

A su vez, TotalEnergies, con presencia global y desarrollo de activos renovables en Argentina, prepara nuevos proyectos para el mercado a término y participa en iniciativas eólicas de gran escala, incluido el parque más austral del mundo en Tierra del Fuego junto a socios tecnológicos internacionales.

Toda esta información y más se detalla en el informe especial “Argentina redefine su mercado energético: empresas, proyectos y oportunidades bajo el Gobierno de Milei”, un documento elaborado por Energía Estratégica que releva las principales compañías que lideran el desarrollo renovable en el país, analiza un pipeline que supera los 10 GW entre proyectos operativos, adjudicados y en distintas etapas de evaluación, y expone cómo se redistribuye el protagonismo empresarial en el nuevo esquema orientado a contratos bilaterales.

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El reporte también identifica a los grupos económicos con mayor capacidad de expansión y el desembarco de nuevos jugadores internacionales que evalúan inversiones en generación y almacenamiento bajo el rediseño del Mercado Eléctrico Mayorista. (Descargar aquí).

El contexto de mercado nacional

El mercado energético argentino atraviesa una transformación estructural tras la actualización del Mercado Eléctrico Mayorista mediante la Resolución SE N° 400/2025, que impulsa la transición hacia contratos bilaterales privados como mecanismo principal de abastecimiento. Este giro reduce el rol histórico del Estado como offtaker y traslada al mercado las decisiones de compra y venta de energía, consolidando al MAT como vehículo central para nuevos desarrollos.

Actualmente, Argentina alcanza 7843 MW de potencia renovable instalada en el MEM —sin contabilizar grandes hidroeléctricas— con fuerte presencia eólica y solar, mientras el almacenamiento comienza a ganar protagonismo. El MATER ya registra 85 solicitudes por 3646,5 MW con prioridad de despacho y otros 51 pedidos por más de 2300 MW adjudicados pendientes de operación comercial, lo que evidencia dinamismo privado en un entorno de mayor competencia.

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El almacenamiento energético también se consolidó como mercado emergente tras la licitación AlmaGBA, que adjudicó 713 MW de capacidad BESS, estableció referencias de precios para contratos a 15 años y se convirtió en el puntapié inicial para un futura convocatoria de storage a nivel nacional, denominada AlmaSADI, que subastaría entre 600 y 700 MW.

Como consecuencia, FES Argentina se consolida así como el espacio donde las empresas más relevantes del sector y funcionarios de primer nivel debaten tendencias, riesgos y oportunidades en un mercado que redefine su arquitectura institucional. 

Además de las sesiones técnicas, el evento se distingue por sus espacios de networking, donde cientos de representantes corporativos avanzan en negociaciones y alianzas que impulsan la transición energética en el país y la región.

¡No se pierda la oportunidad y sea parte de FES Argentina 2026!

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El mercado español de almacenamiento entra en una fase de mayor madurez. Tras varios años de descensos de precios acelerados impulsados por la sobreoferta de litio y economías de escala, 2026 marcaría un punto de estabilización estructural, en paralelo con una consolidación financiera del segmento comercial e industrial.

“Las baterías han bajado de precio espectacularmente, estamos en unos valores que hace 5 años eran impensables”, afirmó Jesús Heras, Technical Director SouthWest Europe de Wattkraft, durante Future Energy Summit (FES) Iberia 2026.

Sin embargo, el ejecutivo aclaró que el recorrido bajista estaría llegando a su límite: “los precios tenderán a aplanarse, se estancarán, no creo que bajen en el corto plazo». 

Según explicó, el costo total del sistema ya no depende únicamente del litio. El peso creciente de la electrónica de potencia, los sistemas de protección y el balance of system reduce el margen para nuevas caídas. El directivo sostuvo que no solo importa la materia prima, sino también la seguridad integrada y la infraestructura tecnológica que acompaña al almacenamiento, componentes que tienen un costo difícil de comprimir adicionalmente.

En paralelo, advirtió: “Ha llegado un momento en el que la demanda está subiendo y las empresas que han dejado de invertir en minería porque había mucha sobreoferta de litio, se tienen que poner ahora a trabajar para volver a equilibrar la oferta y la demanda”.

Mire la entrevista completa con Jesús Heras: https://www.youtube.com/watch?v=gDMkj5sm6CY

En este nuevo escenario de mayor estabilidad en costos, la rentabilidad del segmento C&I adquiere mayor protagonismo. Wattkraft mantiene desde sus inicios un enfoque estratégico en autoconsumo industrial, una decisión que hoy muestra resultados concretos en términos de retorno y previsibilidad.

El almacenamiento detrás del medidor cumple múltiples funciones. No se limita al arbitraje energético, sino que mejora la estructura eléctrica de la industria.

“Es rentable, al final es un producto que, aparte del ahorro de energía que te da por poder trasladar la generación de los momentos valle de precio a momentos más pico, ya tienes un ahorro en sí mismo”, sostuvo.

A ello se suma el peak shaving como herramienta clave en procesos de electrificación. Heras explicó que las industrias enfrentan límites de potencia en la acometida y que la batería permite ampliar el consumo sin necesidad de reforzar conexión a red.

La resiliencia energética también se convirtió en un factor determinante tras el blackout ocurrido en España el pasado 28 de abril del 2025. El almacenamiento permite asegurar continuidad operativa y proteger cargas críticas, o incluso la totalidad de la planta, según el dimensionamiento del sistema.

“Todo eso hace que las baterías en entornos C&I tengan una rentabilidad mayor que la que puede ser una batería utility scale en la que al final está sometido al mercado, lo que el mercado pueda retribuirte”, afirmó el referente de la compañía.

Cabe recordar que, según relevamientos sectoriales recientes, la instalación de baterías asociadas al autoconsumo creció un 119% en el último año, reflejando que los sistemas de almacenamiento dejaron de ser un complemento accesorio para convertirse en un componente central de las estrategias energéticas industriales.

España incorporó 339 MWh de baterías detrás del contador, frente a los 155 MWh instalados en 2024, lo que representa un incremento del 119% interanual. Puntualmente, el segmento residencial instaló 158 MWh de almacenamiento, mientras el comercial e industrial incorporó 181 MWh, el cual concentró proyectos de mayor escala y consolidó instalaciones individuales que superan los 5 MWh.

Desde el plano tecnológico, Wattkraft trabaja como partner monomarca de Huawei, priorizando estándares de seguridad y eficiencia. Las soluciones basadas en litio hierro fosfato incorporan sistemas industriales de protección y control térmico.

“Es una batería industrializada, diseñada para tener unos sistemas de antincendio, de control de la batería a nivel térmico, de que no la llevemos a un estrés térmico”, indicó Heras, subrayando la importancia de evitar degradaciones aceleradas que comprometan la vida útil del activo.

«Damos unas garantías extendidas de degradación y sobre todo operan las baterías con una eficiencia, unos consumos de servicios auxiliares muy reducidos para no introducir un coste adicional”, agregó.

A nivel regulatorio, 2026 contará con impulso coyuntural a través de fondos FEDER, aunque el verdadero cambio estructural podría consolidarse hacia 2027-2028 mediante pagos por capacidad y mecanismos de regulación de demanda activa. En ese contexto, Heras afirmó que se prevé «un buen año».

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YPF Luz inauguró el Parque Eólico CASA, un desarrollo de autogeneración de energía renovable ubicado en Olavarría, en la planta de Cementos Avellaneda, que cuenta 63 MW de potencia instalada y demandó una inversión de 80 millones  de dólares. 

Está compuesto por 9 aerogeneradores Nordex Delta 4000, con una potencia individual de 7 MW y  una altura total cercana a los 200 metros.

Del total de la capacidad instalada, 4 aerogeneradores (28  MW) están destinados al autoabastecimiento de la planta de Cementos Avellaneda, mientras que los  5 restantes (35 MW) aportan energía renovable a clientes industriales de YPF Luz a través del Mercado  a Término. 

El acto de inauguración contó con la presencia de Laura Delgado, subsecretaria de minería de la  Provincia de Buenos Aires, Maximiliano Wesner, intendente de Olavarría, Martín Mandarano, CEO de  YPF Luz, y José Luis Maestri, CEO de Cementos Avellaneda. 

“La inauguración del Parque Eólico CASA refleja nuestro compromiso con el crecimiento de la matriz  energética del país. Este desarrollo, que se realizó en estrecha colaboración con Cementos Avellaneda, demuestra cómo YPF Luz puede adaptar las necesidades concretas de nuestros clientes con soluciones  de abastecimiento eficientes”, expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz. 

“La puesta en marcha de este proyecto nos llena de orgullo. Significa para nosotros un paso más en la  realización de nuestro propósito: Impulsar el progreso responsable de la sociedad, desarrollando  soluciones constructivas innovadoras, con cercanía y sostenibilidad», José Luis Maestri, CEO de Cementos Avellaneda. 

. Este desarrollo refuerza el  compromiso de continuar reduciendo nuestra huella ambiental, en línea con nuestra hoja de ruta  definida para alcanzar las metas de descarbonización al 2030”, agregó. 

Con esta inauguración, la compañía alcanza una capacidad instalada total de 3.5 GW, de los cuales 819 MW corresponden a energía renovable. Durante 2026, continuará con la construcción de importantes  proyectos como el Parque Solar El Quemado en Mendoza y un proyecto de almacenamiento de  baterías en Gran Buenos Aires. 

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TERA Batteries valora muy positivamente su participación en Future Energy Summit (FES) Iberia 2026, como un espacio de referencia para analizar los retos y oportunidades que están redefiniendo el sector energético en Europa.

El encuentro permitió compartir visión con desarrolladores, inversores y actores industriales en un momento en el que la transición energética exige soluciones cada vez más maduras, eficientes y financieramente viables.

Uno de los mensajes clave del evento fue que la combinación de generación renovable y almacenamiento energético ya no es una tendencia futura, sino una necesidad presente.

El almacenamiento se consolida como el elemento que aporta gestionabilidad, estabilidad y competitividad al sistema eléctrico, especialmente en entornos industriales con alta exposición a la volatilidad del mercado.

Pero no basta con producir energía y almacenarla, sino que se deben diseñar sistemas inteligentes y eficientes, pero por encima de todo, financieramente viables que aporten eficiencia real a las empresas.

Una prueba de ello es que la ayudas FEDER apenas cubre en torno al 10% de la demanda de solicitudes de almacenamiento, lo que demuestra que el mercado va por delante de los mecanismos de apoyo público.

En este contexto, TERA desarrolla proyectos integrales, adaptados a las necesidades técnicas y económicas de cada cliente. A través de soluciones BESS para aplicaciones C&I y utility diseñadas para maximizar el autoconsumo, reducir picos de demanda, habilitar estrategias de arbitraje energético y ofrecer energía de respaldo.

«Nuestra propuesta aúna tecnología propia, sistemas avanzados de gestión (BMS y EMS), monitorización inteligente y soporte técnico durante todo el proceso de implementación y posventa», aseguraron desde la compañía.

Además, su condición de Servicio Técnico Oficial de CATL en Europa refuerza la propuesta de valor, aportando respaldo tecnológico, estándares internacionales de calidad y un profundo conocimiento en aplicaciones avanzadas de almacenamiento.

La transición energética requiere visión estratégica, colaboración y ejecución industrial. La participación en Future Energy Summit Iberia reafirma el compromiso de TERA con un modelo energético más eficiente, digital y sostenible, en el que el almacenamiento desempeña un papel central como activo técnico y económico.

La entrada TERA Batteries participó de FES Iberia y refuerza su apuesta por el almacenamiento se publicó primero en Energía Estratégica.

Future Energy Summit celebrará los próximos 4 y 5 de marzo una nueva edición de FES Argentina · Renewables & Storage en el Hotel Emperador de la ciudad de Buenos Aires, con transmisión en vivo a través de su canal oficial de YouTube. 

El encuentro convocará a las principales compañías del sector, funcionarios de primer nivel y cientos de ejecutivos en un ámbito donde se debaten tendencias y se generan espacios de networking estratégicos para el cierre de acuerdos.

¡ENTRADAS DISPONIBLES!

En este contexto, el almacenamiento con baterías se posiciona como uno de los ejes centrales de la agenda, dado que Argentina atraviesa un punto de inflexión marcado por licitaciones específicas, nuevas reglas de remuneración y una creciente participación de sistemas híbridos en el Mercado a Término (MAT), elementos que redefinen el rol del storage dentro del sistema eléctrico.

Un reciente primer hito fue la licitación AlmaGBA, la primera convocatoria exclusiva para sistemas BESS stand-alone en la historia del país, donde la respuesta del mercado confirmó el interés estructural por este segmento, dado que 14 empresas presentaron 27 proyectos que totalizaron 1346,9 MW de capacidad ofertada. 

Aunque finalmente se adjudicaron 713 MW repartidos en 12 proyectos en nodos críticos de las redes de Edenor y Edesur en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), a un precio promedio de USD 11.337 por MW-mes, movilizando más de USD 540 millones en inversiones, con plazos de entrada en operación de entre 12 y 18 meses.

¡ENTRADAS DISPONIBLES!

Este antecedente no solo permitirá atender restricciones en el AMBA, sino que estableció una referencia de precio y competitividad que impacta en las decisiones de inversión futuras. Incluso, a partir de ello, el Gobierno nacional prepara una nueva convocatoria denominada AlmaSADI, que buscaría incorporar entre 600 y 700 MW BESS en nodos críticos a nivel país. 

Si bien aún restan definiciones, entre ellas la eventual participación de CAMMESA como offtaker, el proceso es seguido de cerca por desarrolladores e inversores, dado que podría escalar el almacenamiento a una dimensión federal dentro del SADI.

En paralelo, la Resolución SE N° 400/2025 introdujo por primera vez un marco detallado de remuneración para centrales de almacenamiento, el cual las habilita a operar como demanda durante la carga y como generadores durante la descarga, percibiendo pagos en función de los costos marginales horarios ajustados por nodo. Además, incorpora la remuneración por Potencia Puesta a Disposición, siempre que se acrediten al menos cuatro horas de almacenamiento validado.

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El nuevo esquema también permite la participación en el Mercado a Término (MAT) tanto como compradores como vendedores, integrando al almacenamiento como un actor flexible plenamente coordinado por CAMMESA bajo el despacho económico. 

De todos modos, el mercado contractual ya refleja esta evolución, dado que En el segundo cuatrimestre de 2025 se adjudicó el parque FV Catamarca II de Solar Energy SA, que obtuvo 60 MW e incorporó un sistema BESS de 54 MW y 108 MWh en San José. Posteriormente, en el tercer cuatrimestre, se consolidaron esquemas híbridos como Catamarca II bajo una configuración de 60 MW / 240 MWh, junto con los proyectos Sierras Renovables I, II y III por 180 MW de ARN Tech Partner S.A., vinculada a EPEC de Córdoba, integrando generación y almacenamiento.

Asimismo, el proyecto PS Tocota III obtuvo 46 MW en el llamado adjudicado en 2026 correspondiente al último trimestre de 2025, incluyendo la adecuación de infraestructura de transmisión y la incorporación de un sistema BESS. Estos antecedentes muestran que el almacenamiento ya compite activamente dentro del MATER y no se limita a esquemas aislados.

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El contexto internacional refuerza esta dinámica. Según IRENA, los precios de almacenamiento cayeron 89% entre 2010 y 2023. El Costo Nivelado de Almacenamiento se ubica actualmente entre 140 y 300 USD/MWh, de acuerdo con la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía. En 2025, el costo promedio global de las celdas de ion-litio alcanzó los USD 74/kWh y los paquetes de baterías USD 34/kWh, totalizando USD 108/kWh, una reducción del 85% desde 2014.

Con una licitación adjudicada, una nueva convocatoria en preparación, un marco regulatorio específico, proyectos híbridos en expansión y una tendencia sostenida de reducción de costos, el almacenamiento se consolida como uno de los vectores estratégicos del sistema eléctrico argentino. 

En este escenario, FES Argentina · Renewables & Storage volverá a reunir a las empresas más relevantes del sector, autoridades gubernamentales y actores financieros en un ámbito donde se intercambian definiciones clave y se fortalecen relaciones comerciales que impactan directamente en el desarrollo de la transición energética.

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La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) puso en consulta el proyecto de resolución que definió el procedimiento aplicable para asignar capacidad de transporte a proyectos con obligaciones con el sistema o con trámites ambientales cumplidos. La iniciativa reglamentó la Resolución CREG 101 094 de 2025 y estableció ventanas de radicación, plazos estrictos y una evaluación eléctrica con horizonte de diez años.

El nuevo esquema impacta directamente a los proyectos adjudicados en las subastas de Cargo por Confiabilidad, particularmente de cara a 2029–2030, años en los que la demanda proyectada y la incertidumbre sobre el cumplimiento de FPO exigieron mayor coordinación entre generación y red.

Para Hemberth Suárez Lozano, abogado de OGE ENERGY, el procedimiento “busca resolver la ineficiencia y lentitud en la asignación de capacidad de transporte para proyectos de generación de energía”.

Además, sostuvo que se pretendió “dar claridad y certeza sobre los criterios técnicos en la evaluación y que no sean evaluaciones subrepticias sino transparentes”.

Uno de los puntos centrales fue si el nuevo modelo garantizó que los proyectos adjudicados pudieran conectarse oportunamente y cumplir sus obligaciones de energía firme. Al respecto, el directivo afirmó que mejora las probabilidades. Explicó que el esquema “establece ventanas, plazos y criterios claros para la radicación, evaluación y asignación de capacidad, priorizando a los proyectos con obligaciones adquiridas”.

Sin embargo, introdujo una advertencia clave: “la asignación está condicionada a la viabilidad técnica y a la ejecución de obras necesarias para eliminar restricciones en la red”. En efecto, el borrador contempló un proceso iterativo que incluyó revisión de información básica y complementaria, emisión de comentarios técnicos y eventual aprobación o negación del concepto de conexión, con un plazo máximo de cinco meses desde la radicación formal .

El concepto de conexión solo fue aprobado si la obra propuesta eliminó las restricciones identificadas y no generó nuevas afectaciones en el Sistema Interconectado Nacional. Incluso, la FPO del proyecto quedó supeditada a la entrada en operación de la infraestructura asociada, exigiendo que la subestación de conexión operara al menos tres meses antes que la planta .

Este diseño reconoció explícitamente la posibilidad de negar la capacidad de transporte. Frente a ese escenario, Suárez Lozano afirmó que este escenario es posible, pero que es muy baja su probabilidad de ocurrencia. La negativa procedió si la evaluación técnica concluyó que la obra no eliminó las restricciones o generó nuevas limitaciones en la red .

Desde la perspectiva financiera, el nuevo marco introdujo un elemento de certidumbre regulatoria. Según el abogado de OGE ENERGY, “la existencia de procedimientos y criterios claros puede dar mayor certeza a los financiadores sobre los pasos y requisitos para obtener la capacidad de transporte, lo que es positivo para el cierre financiero”. Para banca estructuradora y fondos de infraestructura, la definición de hitos concretos redujo el riesgo regulatorio, aunque mantuvo el riesgo técnico vinculado a obras de expansión.

Coordinación con subastas y riesgos hacia 2029–2030

El contexto del borrador respondió a la necesidad de agilizar la asignación de capacidad en un escenario donde la UPME advirtió presiones de demanda hacia 2029 y 2030 . En ese marco, la coordinación entre subastas y red adquirió relevancia estratégica.

Suárez Lozano consideró que “sería recomendable una mayor coordinación” entre el calendario de subastas y la disponibilidad real de capacidad de transporte. Una articulación más estrecha permitió “reducir el riesgo de adjudicar obligaciones a proyectos que no podrán conectarse a tiempo”, así como “optimizar la planificación de obras de expansión y refuerzo de la red”.

Asimismo, advirtió que esta coordinación ayudó a “evitar riesgos sistémicos de incumplimiento en los años críticos (2029-2030)”. La señal fue clara: la expansión de generación debió avanzar en paralelo con la expansión de transmisión y distribución.

El borrador también introdujo validaciones individuales de restricciones, análisis sistémico conjunto de proyectos viables y posibilidad de unificar obras cuando compartieran limitaciones comunes . Con ello, el regulador buscó reforzar la transparencia técnica y evitar discrecionalidad en la asignación.

En síntesis, el nuevo procedimiento no eliminaría el riesgo de conexión, pero lo ordenaría bajo reglas explícitas. Prioriza proyectos con obligaciones, establece plazos definidos y condiciona la capacidad a soluciones técnicas verificables. De cara a la segunda mitad de la década, la discusión dejó de ser solo cuánta generación se adjudica y pasó a centrarse en cuánta de esa capacidad podrá conectarse oportunamente sin comprometer la seguridad del sistema.

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La entrada Capacidad en juego en Colombia: la UPME condiciona la conexión de proyectos de la subasta de cargo por confiabilidad se publicó primero en Energía Estratégica.

Enel lanzó su Plan Estratégico 2026-2028 con una inversión bruta total de 53000 millones de euros, lo que representa 10.000 millones adicionales respecto al programa anterior, con una clara priorización del negocio renovable y de las redes en mercados con mayor dinamismo en demanda eléctrica.

Dentro de ese total, el grupo destinará más de 26000 millones de euros al negocio integrado, de los cuales alrededor de 20.000 millones estarán orientados a renovables, incrementando en aproximadamente 8.000 millones de euros la asignación frente al plan previo.

Entre 2026 y 2028, la compañía prevé incorporar aproximadamente 15 GW de nueva capacidad renovable, distribuidos en 9 GW de proyectos greenfield y 6 GW brownfield. Con esta expansión, la capacidad instalada total pasará de 68 GW estimados a finales de 2025 a más de 80 GW en 2028, consolidando una expansión orgánica en mercados estratégicos.

Más del 75% de la nueva capacidad estará compuesta por tecnologías eólicas y soluciones programables, incluyendo un rol relevante para sistemas de almacenamiento, “clave para mejorar la gestionabilidad del portafolio y acompañar la integración de generación variable”.

En términos geográficos, aproximadamente el 50% de la inversión en renovables se concentrará en Europa, mediante subastas reguladas, repotenciaciones e hibridaciones. El resto se asignará principalmente a Estados Unidos y otros países prioritarios, bajo contratos de largo plazo como los PPA, que garantizan previsibilidad de ingresos.

Este despliegue responde a un escenario de crecimiento estructural de la demanda eléctrica, impulsado por centros de datos, inteligencia artificial, automatización industrial, electrificación del transporte y recuperación manufacturera, con especial intensidad en Norteamérica.

Redes: 26000 millones para sostener la electrificación

El programa contempla además más de 26000 millones de euros en redes, reforzando la infraestructura para absorber nueva capacidad y sostener el crecimiento del consumo.

Del total previsto, alrededor del 55% se invertirá en Italia, más del 20% en Iberia y cerca del 25% en Latinoamérica, sujeto a previsibilidad regulatoria. Este esfuerzo permitirá que la Base de Activos Regulados (RAB) crezca desde aproximadamente 47.000 millones de euros en 2025 hasta 58.000 millones en 2028, un incremento del 22%.

La expansión de redes se posiciona como un habilitador central del crecimiento renovable, garantizando estabilidad operativa y mayor integración de almacenamiento.

La ejecución del programa se apoya en la solidez financiera alcanzada entre 2023 y 2025, período en el que el Grupo completó su plan de desinversión y redujo su deuda, situando el ratio Deuda Financiera Neta/EBITDA en 2,5x en 2025.

Durante el nuevo ciclo estratégico, el apalancamiento podrá incrementarse hasta aproximadamente 3,0x, nivel aún por debajo de la media sectorial, lo que permitirá liberar alrededor de 15.000 millones de euros adicionales para inversiones en geografías de mayor crecimiento.

Asimismo, más del 90% del EBITDA ordinario acumulado estimado en 74.000 millones de euros entre 2026 y 2028 provendrá de actividades reguladas o contratadas, incluyendo redes, generación bajo marcos regulatorios de largo plazo y contratos PPA con una duración media de ocho años, reforzando la estabilidad y previsibilidad del flujo de caja.

La entrada Enel acelera su plan renovable con 15 GW adicionales y eleva su inversión a 53000 millones de euros hasta 2028 se publicó primero en Energía Estratégica.

Ángelo Victorino Alfaro Lombardi juramentó el 24 de febrero como nuevo ministro de Energía y Minas del Perú y asume en reemplazo de Jorge Luis Montero Requena, a menos de dos meses de las elecciones presidenciales previstas para el 12 de abril, tras las cuales el presidente electo asumirá funciones en julio.

La designación se produce en un escenario político dinámico y con una agenda energética exigente, dado que con menos de medio año por delante para la actual administración, la conducción del Ministerio de Energía y Minas (MINEM) deberá avanzar en definiciones técnicas que impactan directamente en inversiones de largo plazo y en la expansión del sistema eléctrico.

Alfaro Lombardi cuenta con más de 40 años de experiencia en el sector energético, especializado en planeamiento, gerencia y dirección de empresas vinculadas a generación, distribución y comercialización eléctrica. Su recorrido profesional incluye gestión de activos, reducción de pérdidas y ejecución de proyectos de inversión pública, áreas sensibles en un sistema que enfrenta crecimiento sostenido de la demanda.

Se desempeñó como gerente general de Electro Oriente S.A. en distintos períodos, empresa distribuidora con sede en Iquitos que opera en una de las zonas más complejas del país por su geografía y características del mercado.

Asimismo, figura en el registro de Osinergmin como supervisor habilitado en el rubro de electricidad, lo que refuerza su perfil técnico-regulatorio. Es ingeniero electricista por la Universidad Nacional del Centro del Perú y cuenta con estudios en Administración y Finanzas en ESAN y en la Pontificia Universidad Católica del Perú (Centrum), formación que combina capacidades técnicas con herramientas de gestión financiera.

En el plano político, no registra afiliación partidaria actual. Entre 2007 y 2017 estuvo afiliado al Partido Perú Posible. La información pública disponible sobre su trayectoria es limitada. En 2008 fue denunciado por el presunto delito de peculado en agravio de Electro Oriente S.A., durante su gestión como gerente general, antecedente que forma parte del registro público vinculado a su desempeño en la empresa estatal.

Su llegada ocurre en paralelo a la reconfiguración del Gabinete, donde Denisse Miralles asumió la Presidencia del Consejo de Ministros tras dejar el Ministerio de Economía y Finanzas, reemplazando a Ernesto Álvarez Miranda. Por lo que el recambio ministerial introduce una nueva etapa en la conducción económica y energética, en un contexto de alta sensibilidad para la inversión.

¿Cómo siguen otras áreas? Hasta el momento, el MINEM no ha anunciado quién ocupará el Viceministerio de Electricidad, posición estratégica para la implementación de las licitaciones y la planificación del sistema. El cargo registró cambios recientes, tras la salida de Francisco Mendoza De Luca y la posterior designación de Nilo Pereira Torres a inicios del corriente año.

El principal frente que deberá atender la nueva conducción del gabinete es la reglamentación pendiente de la Ley 32249, aprobada a inicios de 2025 con el objetivo de dinamizar las licitaciones de generación renovable. La norma establecía un plazo de 120 días para emitir los reglamentos correspondientes, pero a casi un año no existe definición oficial ni fechas concretas.

Durante la consulta pública, el borrador de los reglamentos recibió más de 1.000 comentarios, reflejo del alto interés del sector. 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 correspondiente a servicios complementarios.

Uno de los puntos que analiza el mercado es el porcentaje de la demanda que será asignado a las licitaciones de largo plazo. Desde la industria sostienen que definir un volumen atractivo será determinante para captar el interés de inversionistas y garantizar competencia efectiva en las convocatorias.

La ausencia de mecanismos que establezcan con claridad la programación y condiciones de las próximas licitaciones podría mantener las barreras de acceso que hoy enfrentan desarrolladores que requieren contratos de largo plazo para estructurar financiamiento. En este escenario, la falta de definiciones regulatorias prolonga la cautela inversora.

Según la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR), existen 58 proyectos listos para avanzar, que totalizan 12,5 GW y más de US$12.000 millones en inversión potencial.

“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 representa una oportunidad estratégica frente al crecimiento sostenido del sistema eléctrico. El sistema interconectado peruano se expande a razón de 500 MW anuales, y hacia 2030 requerirá entre 2,5 y 3 GW adicionales de nueva capacidad. Para 2035, la necesidad podría ascender a entre 5 y 7 GW, convirtiendo a la cartera renovable en un pilar clave para garantizar seguridad de suministro.

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RWE Renewables Iberia considera al almacenamiento energético como un eje central en su estrategia en España hacia 2030, con el objetivo de asegurar la disponibilidad de energía más allá de la intermitencia de las fuentes renovables.

“En el actual entorno, cada vez más dinámico, el almacenamiento juega un papel fundamental”, manifiesta el Managing Director, Robert Navarro, en diálogo con Energía Estratégica.

La compañía alemana ya desarrolla, construye y opera proyectos de baterías en Estados Unidos, Europa y Australia, y Navarro confirmó “Planeamos hacerlo también en España”, en línea con su estrategia global de respaldo a la generación limpia mediante tecnologías de respaldo y flexibilidad.

“El spread de precios del mercado en España es actualmente uno de los más altos de Europa, lo cual resulta muy atractivo a corto y medio plazo para las estrategias de arbitraje”, subrayó el ejecutivo.

No obstante, desde RWE son cautos respecto a la evolución futura de la rentabilidad. “Esta actividad se acabará canibalizando, a medida que los nuevos proyectos de almacenamiento entren en operación y se aplane la curva de precios”, advirtió Navarro. El análisis también se extiende a los mercados de ajuste, donde reconoce que podrían existir oportunidades, pero también un riesgo similar de saturación.

Ante este escenario, la compañía pone atención a otros factores que afectan la viabilidad de los proyectos. “La bajada de costes de las baterías que hemos observado últimamente es muy positiva, pero las incertidumbres que comentaba hacen que, en la práctica, sea difícil asegurar una rentabilidad suficiente para los proyectos sin ayudas o subvenciones”, afirmó Navarro. 

Entre esas ayudas, menciona explícitamente al Plan de Recuperación y los Fondos FEDER, considerados cruciales para impulsar la inversión en el corto plazo. Precisamente, uno de los proyectos relevantes en los que RWE ya participa es el de almacenamiento con financiación FEDER en Cataluña, que contempla un sistema de batería de 28 MWh. 

Esta iniciativa se inscribe dentro del esquema en el que se adjudicó 674 millones de euros a 81 proyectos en España, sumando más de 9.4 GWh de almacenamiento distribuido. 

A más largo plazo, la compañía identifica una nueva línea de ingresos potencial: “Los mercados de capacidad pueden también suponer una buena oportunidad”, señala Navarro. Estas plataformas podrían ofrecer pagos por disponibilidad de potencia firme, facilitando la estabilidad del modelo de negocio de las baterías.

Cabe recordar que el mecanismo de capacidad se encuentra en fase regulatoria a la espera de la aprobación por parte de Bruselas.

La estrategia de RWE en el país, definida para el período 2026–2030, no apunta a un crecimiento acelerado, sino inteligente. “Nos focalizaremos en proyectos que consideremos altamente atractivos y generadores de valor. No buscamos crecer mucho, sino crecer bien”, remarcó el directivo.

Actualmente, la compañía opera 493 MW de eólica terrestre y 249 MW de solar fotovoltaica, con participación minoritaria en una planta termosolar de 50 MW. A ello se suma un portafolio en desarrollo en distintas fases, incluyendo 86 MW en información pública y 6,2 MW con evaluación ambiental superada. También acaba de completar la repotenciación del parque eólico Muel, elevándolo a 19,8 MW.

Dentro del horizonte inmediato, RWE identifica una gran oportunidad en la repotenciación de parques eólicos antiguos, en un país donde más de 10 GW cumplirán 25 años. 

“Esto supone un enorme potencial, con las consabidas ventajas de reducción de máquinas y aumento muy significativo de la producción”, destacó Navarro.

En cuanto al futuro tecnológico, el ejecutivo proyecta que “la eólica terrestre y la solar fotovoltaica seguirán siendo las grandes protagonistas, con total seguridad”. 

Si bien reconoce que el PNIEC marca la hoja de ruta, considera que su “pleno cumplimiento a 2030 parece bastante complicado”.

Así, RWE combina prudencia financiera con ambición tecnológica, apostando por el almacenamiento como solución transversal y estratégica. La clave, según su visión, será avanzar con proyectos que combinen atractivo técnico, marco regulatorio adecuado y apoyo público, con el objetivo de construir un modelo resiliente y competitivo en el mediano y largo plazo.

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BGH Eco Smart analizó que el mercado solar atraviesa una fase de consolidación caracterizada por valores más alineados a la realidad y definiciones empresariales de largo plazo.

El mercado solar global ha llegado a un punto de inflexión. Lo que se anticipaba a finales del año pasado es hoy una realidad: la era de los paneles solares a precios artificialmente bajos ha terminado. La decisión del gobierno de China de eliminar los reembolsos del IVA a las exportaciones y reducir la capacidad de producción excedente ya impacta en las listas de precios internacionales.

Sin embargo, para el mercado argentino, este escenario presenta una paradoja positiva: nunca fue tan estratégico invertir en generación distribuida como en este Q1. En un contexto donde la seguridad energética y el ahorro a largo plazo son prioridades, la volatilidad coyuntural del equipamiento específico pasa a un segundo plano frente a la escalada de las tarifas locales.

1. Hacia un mercado de valores reales

La corrección de precios, que ronda el 20% en este primer trimestre, responde a una necesaria estabilización de la industria global. Durante años, la sobreoferta y los subsidios cruzados mantuvieron los costos por debajo de niveles sostenibles, provocando cierres de fábricas y una competencia desleal que afectaba la cadena de suministro.

“Lo que estamos viendo no es una crisis, sino un retorno a la racionalidad de los costos. Estamos saliendo de una etapa de precios subsidiados para entrar en un mercado de valores reales, donde lo que prima es la calidad tecnológica y la sostenibilidad de los fabricantes a largo plazo”, explicó Diego Simondi, director ejecutivo BGH Eco Smart.

2. La oportunidad argentina: Tarifas energéticas vs. Inversión solar

Si bien el CAPEX de los proyectos solares ha experimentado un ajuste al alza debido a los costos internacionales del silicio y la plata, la ecuación en Argentina sigue siendo sumamente favorable. Este aumento ubica los niveles de Capex a niveles de 2024/2023. La normalización en las tarifas de energía eléctrica y la quita de subsidios locales han encarecido el costo operativo de las industrias a un ritmo mayor que el de la tecnología fotovoltaica.

“Hoy la energía representa el 30% o más de los costos operativos en muchas industrias locales. Aunque el panel solar suba un porcentaje por cuestiones exógenas como la política fiscal china, el repago de la inversión sigue siendo atractivo porque el costo de no generar tu propia energía es mucho más alto”, señaló Diego Simondi, director ejecutivo BGH Eco Smart. 

Es importante destacar que este aumento del 20% en los módulos no se traslada linealmente al costo total de la obra. Su incidencia varía según la escala del proyecto:

• Residencial: El panel representa entre un 25% y 30% del costo total. Por ello, el impacto en el presupuesto final es apenas del 5% al 6%, dado que otros componentes como inversores y mano de obra tienen mayor peso relativo.
• Comercial: Con una incidencia de los módulos situada entre el 35% y 45%, el ajuste en el precio final de la instalación ronda el 8%.
• Industrial: En grandes obras, donde el panel es el componente dominante representando entre el 50% y 60% del presupuesto, el impacto del aumento puede alcanzar el 11%.

Este contexto refuerza la estrategia de BGH Eco Smart, que no solo se enfoca en la provisión de equipos, sino en modelos de negocio integrales. Ya sea mediante obras llave en mano o venta de energía (PPA) para grandes usuarios, la compañía absorbe la complejidad del mercado para entregar certidumbre.

3. Calidad y Almacenamiento: El nuevo estándar

El ajuste global también actúa como un filtro de calidad. El fin de los subsidios en origen desplaza a los fabricantes ineficientes, dejando en el mercado a los líderes tecnológicos que garantizan que las inversiones realizadas durante este año tengan un respaldo técnico superior.

A esto se suma el rol estratégico del almacenamiento. Con la reducción de incentivos a la exportación de baterías de litio programada para comenzar en abril y avanzar escalonadamente hasta 2027, este primer trimestre de 2026 se presenta como una «ventana de oportunidad» para integrar sistemas BESS (Battery Energy Storage System) antes de nuevos reajustes en la cadena de suministros.

“Estamos viendo un interés creciente en soluciones híbridas. Ya no se trata solo de bajar la factura, sino de garantizar calidad de red y potencia firme ante las inestabilidades del sistema. Las empresas que deciden hoy, se aseguran tecnología de punta antes de que la curva de precios de almacenamiento acompañe la tendencia de los paneles”, agrega el ejecutivo de BGH Eco Smart.

4. Planificación: La herramienta contra la especulación

A pesar de los titulares, el mercado de generación distribuida en Argentina no se detiene. Sectores clave como el agro y la industria manufacturera en Córdoba, Santa Fe y Buenos Aires continúan liderando la demanda.

La recomendación de BGH Eco Smart para el sector corporativo es clara: la planificación es la mejor defensa. Con la eliminación total de los reintegros chinos prevista para el cierre de este trimestre, las decisiones tomadas ahora permiten mitigar impactos, asegurar stock y fijar costos antes del próximo salto de precios.

Conclusión: La tecnología solar ha alcanzado una madurez tal que, incluso con estos ajustes, sigue siendo la fuente de energía más competitiva y rápida de desplegar. En BGH Eco Smart, el enfoque permanece en modelos flexibles que permitan a las empresas transformar este desafío global en una ventaja competitiva local.

Para más información sobre soluciones de energía inteligente:https://ecosmart.bgh.com.ar/

La entrada El mercado solar entra en una nueva etapa: precios reales y decisiones estratégicas se publicó primero en Energía Estratégica.

FES Argentina · Renewables & Storage transita su etapa decisiva con cupos limitados y las últimas entradas Early Bird disponibles a sólo una semana de su realización. El encuentro tendrá lugar el 4 y 5 de marzo en Buenos Aires, en un momento clave para la redefinición del mercado energético nacional.

El evento convocará a CEOs, directivos, reguladores y líderes empresariales en la capital argentina durante dos jornadas enfocadas exclusivamente en renovables y almacenamiento. La disponibilidad reducida de tickets anticipa una convocatoria de alto nivel, en línea con el perfil ejecutivo que caracteriza a Future Energy Summit (FES).

¡ÚLTIMAS ENTRADAS EARLY BIRD!

Visto que se espera una gran convocatoria de más de 500 asistentes, FES comunica que hoy y mañana, 25 y 26 de febrero, son los últimos días para adquirir entradas Early Bird. 

Para quienes buscan una experiencia más completa, se encuentra disponible el acceso VIP, que incluye participación en todos los espacios de networking y el cocktail exclusivo para Partners & VIP. 

Por ende, todos los interesados en obtener ingresos regulares o VIP con descuento, pueden reservar su plaza exclusivamente mediante la web oficial de Future Energy Summit.

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Entre los partners confirmados se encuentran Sungrow, JA Solar, CATL, Jinko, Genneia, 360Energy, Goldwind, PCR, Gamechange Solar, Coral Energía, SECCO, Vestas, Singsun, LH Energy, Solar DQD, FMO, SolarCleano, Flexgen, Marsh, Arctech, Kehua Tech y BLC Power Generation.

A ellos se suman APSystems, YPF Luz, TotalEnergies, Coarco, GCL, Aluar, Meteocontrol, Compet, Helius Energy, Akribis y Runco, reflejando la diversidad tecnológica y financiera que hoy estructura el mercado argentino.

La tercera edición de FES en el país se desarrollará en medio de una profunda transformación estructural del sistema eléctrico argentino, ya que la Resolución SE N° 400/2025 consolida el Mercado a Término (MAT) como mecanismo central de abastecimiento y establece que los distribuidores del MEM deberán cubrir la mayor parte de su demanda estacionalizada mediante contratos bilaterales, trasladando al mercado las decisiones de compra y venta de energía.

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En paralelo, el segmento renovable mantiene su expansión. Argentina alcanzó los 7843 MW de potencia renovable instalada en el Mercado Eléctrico Mayorista, sin contabilizar grandes hidroeléctricas, con fuerte protagonismo eólico y solar. 

A su vez, el almacenamiento gana terreno como habilitador del nuevo esquema competitivo, impulsado por antecedentes como la licitación AlmaGBA, que adjudicó 713 MW en sistemas BESS, y a la espera del lanzamiento de la subasta AlmaSADI para alrededor de 600 – 700 MW de storage a nivel nacional.

En este contexto, FES Argentina · Renewables & Storage se posiciona como el espacio donde convergen regulación, inversión, financiamiento y desarrollo de proyectos. Por lo que la agenda combina visión institucional, estrategia empresarial y análisis técnico en un formato que prioriza el intercambio entre decisores a lo largo de toda la jornada.

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Como en cada edición, el encuentro se distingue por paneles estratégicos y espacios continuos de networking en un entorno profesional, donde participan las empresas más relevantes del sector y funcionarios de primer nivel, generando un ámbito propicio para debatir tendencias y avanzar en modelos de negocio que impulsan la transición energética.

Con cupos limitados y la etapa promocional en su tramo final, la edición 2026 de Future Energy Summit en Argentina se prepara para congregar a cientos de representantes empresariales que definirán inversiones y alianzas estratégicas en una coyuntura clave para el país.

¡No deje pasar la oportunidad de asistir a FES Argentina y adquiera su entrada para el 4 y 5 de marzo! 

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La entrada Recta final para FES Argentina 2026: quedan las últimas entradas Early Bird disponibles a sólo una semana del encuentro se publicó primero en Energía Estratégica.

El presidente de la Empresa Provincial Sociedad del Estado (EPSE) San Juan, Lucas Estrada, afirma que el sistema eléctrico argentino atraviesa un cambio estructural que modifica la lógica de inversión y operación, producto de los nuevos lineamientos establecidos por la Resolución SE N°400/25.

“Argentina tiene un mercado de potencia que no existía hasta hace un año atrás. Y para todos los usuarios de la red, tener potencia disponible a través de baterías se volverá cada vez más atractivo”, sostuvo durante un streaming llevado a cabo en conjunto entre Energía Estratégica y Gonvarri Solar Steel. 

Dentro de la nueva arquitectura del sistema, el almacenamiento recibe por primera vez un reconocimiento integral y los proyectos BESS centrales podrán actuar como demanda —cuando cargan— y como generación —cuando descargan—, percibiendo pagos en función de los costos marginales horarios ajustados por nodo.

Además, se establece una remuneración específica por Potencia Puesta a Disposición (PPAD), que reconoce la potencia neta real disponible para descarga siempre que la instalación cuente con al menos cuatro horas validadas. Y en caso que la disponibilidad sea menor, el pago será proporcional; y si no alcanza una hora completa, será nulo. 

Para el titular de EPSE, la incorporación formal del storage dentro del Mercado Eléctrico Mayorista no solo crea un nuevo segmento de negocios, sino que introduce herramientas para mejorar la eficiencia económica del sistema.

“Uno de los trabajos de las baterías, entre otros puntos, es tomar energía barata durante la madrugada e inyectarla en los picos de demanda para que los precios bajen y beneficien a los usuarios”, explicó.

Reviva el streaming «Energías renovables en Argentina: Oportunidades en el nuevo contexto de inversión»: https://www.youtube.com/watch?v=lydIm5bOaJA&t=1713s

En ese sentido, remarcó que el desarrollo de este nuevo entorno dependerá de reglas claras y la posibilidad de contar con un mercado horario, mercado del día después, lograr “instrumentos que tienen otros mercados maduros, por ejemplo, derechos de transmisión de potencia, más posibilidades de contractualizar”. 

“Los mercados a término que tenemos son mensuales, pero tenemos que evolucionar hacia un mercado horario para que el negocio sea más importante y fluya, y también para que los precios bajen”, planteó Estrada, reforzando la necesidad de profundizar la modernización.

Cabe recordar que Resolución SE N°400/2025 redefine el abastecimiento eléctrico al reemplazar el modelo centralizado administrado por CAMMESA por uno basado en contratación directa y competencia entre tecnologías.

El nuevo texto otorga al Mercado a Término un papel operativo central. A partir de su entrada en vigencia, los distribuidores deberán cubrir al menos el 75% de su demanda estacionalizada mediante contratos bilaterales, trasladando al mercado las decisiones de compra y venta y reduciendo la exposición a subsidios.

Y uno de los ejes centrales será la aplicación de señales de precios basadas en costos marginales horarios, que permitirán reflejar el verdadero valor de la energía en cada nodo del sistema. Para ello se establecerá un Factor de Spot Marginal Adaptado (FSA) como incentivo a un desarrollo equilibrado entre el mercado spot y el mercado a término.

Competencia entre solar y gas: el ejemplo de Texas

En ese marco, el presidente de EPSE señaló que la convivencia tecnológica es viable cuando existen señales de mercado consistentes. 

“No hace falta más que mirar los mercados que tienen gas renovable, por ejemplo, el Texas en Estados Unidos, donde conviven y compiten plenamente proyectos térmicos con la energía solar fotovoltaica y eólica”, concluye.

De esta manera, la reforma del MEM no solo habilita un nuevo segmento vinculado a la potencia y el almacenamiento, sino que sienta las bases para una competencia más eficiente entre fuentes, con impacto directo en precios, financiamiento y expansión del sistema eléctrico argentino.

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España activó dos reformas que redefinen el acceso a capacidad en un contexto de alta penetración renovable, creciente electrificación industrial y saturación estructural en distintos nudos de la red eléctrica.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) sometió a audiencia pública hasta el 20 de marzo de 2026 la resolución RDC/DE/003/25 que desarrolla los permisos de acceso flexibles para demanda .

En paralelo, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) impulsó el Proyecto de Real Decreto que actualiza los requisitos mínimos de diseño, equipamiento, funcionamiento y seguridad de las instalaciones conectadas a la red.

La señal es estructural: la capacidad deja de depender exclusivamente del refuerzo físico de infraestructuras y pasa a estar condicionada por la flexibilidad operativa y la robustez técnica del consumidor.

La CNMC define la capacidad de acceso flexible como aquella en la que no se garantiza el suministro todas las horas del año . En la práctica, implica que el consumidor acepta restricciones operativas a cambio de obtener potencia que, bajo criterios firmes tradicionales, resultaría inviable por congestión. Se abandona el paradigma de disponibilidad garantizada 8.760 horas y se introduce un esquema de suministro condicionado al comportamiento eléctrico.

Por lo que definió cuatro tipos de acceso flexible.

• El tipo 0, el más inmediato de implementar, funciona mediante patrones horarios definidos por el gestor de red (desde las 0.00 horas hasta las 7:59 horas. Desde las 11:00 horas hasta las 17:59 horas). Estos deberán garantizar una expectativa mínima del 62,5% de horas anuales de consumo , y fuera de esos intervalos no podrá absorberse energía asociada a la capacidad flexible. Se exige control mediante autómatas programables o relés inteligentes, y la distribuidora podrá desconectar la instalación ante incumplimientos. Este esquema habilita potencia en nudos saturados sin necesidad de ampliaciones físicas, trasladando la gestión de congestión al perfil de consumo. 
• El tipo 1 introduce un mecanismo vinculado a contingencias N-1, permitiendo operación normal pero con desconexión remota ante fallos de red. La tensión del punto de conexión es superior a 36 kV. En caso de desconexión, la reposición del suministro se realizará cuando se puedan garantizar los criterios de seguridad de la red.
• El tipo 2  aplica a todas las instalaciones de demanda incluidas las de almacenamiento en modo demanda, conectadas directamente a la red de distribución. La potencia asociada a la capacidad de acceso flexible de la instalación es superior a 1 MW. Cada instalación con permiso de acceso flexible tipo 2 tendrá las capacidades técnicas para poder recibir instrucciones del GRD cuando éste detecte
  incumplimientos en los criterios de seguridad de la red y para poder ejecutar la reducción de potencia asociada a su permiso de acceso flexible.
• El tipo 3 se dirige a consumidores conectados a la red de transporte, en el caso de instalaciones de demanda conectadas a infraestructuras de evacuación la gestión del permiso de acceso flexible se hará sobre la propia instalación de demanda, no en el punto
  frontera con la red de transporte.La capacidad de acceso flexible de la instalación es superior a 1 MW. Además, quedan excluidos suministros esenciales y demandas que no puedan permanecer más de 24 horas sin red . La flexibilidad deja de ser un atributo voluntario y pasa a ser la herramienta regulatoria para desbloquear capacidad.

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La entrada Seis empresas califican para competir por proyectos de transmisión eléctrica por USD 252 millones en Perú se publicó primero en Energía Estratégica.

Piedra Grande, compañía argentina dedicada a la producción y comercialización de minerales industriales, firmó un acuerdo con PCR para el suministro de energía renovable destinada a sus tres centros operativos: Mercedes, Patagonia y NOA.

El contrato, con una vigencia de cinco años, contempla el suministro de energía limpia de origen renovable, que permitirá abastecer una parte significativa del consumo energético de las plantas industriales de Piedra Grande. La energía será provista desde los parques eólicos Mataco III y Vivoratá, ubicados en la provincia de Buenos Aires y operados por PCR.

Ariel Costanzo, director de Energías Renovables de PCR, destacó: “Este acuerdo con Piedra Grande refuerza el camino de crecimiento que venimos desarrollando en PCR como proveedores de energía renovable para el sector corporativo. Nos permite seguir demostrando que es posible ser competitivos y, al mismo tiempo, acompañar a las empresas en la transición hacia un modelo energético más sostenible”.

Por su parte, Leonardo Bevilacqua, gerente general de Piedra Grande, remarcó: “En Piedra Grande entendemos que el mundo es nuestra casa, y trabajamos cada día para que nuestra producción genere el menor impacto posible”.

Este acuerdo se enmarca en el compromiso de Piedra Grande con la sustentabilidad y la responsabilidad ambiental, y refuerza a su vez la estrategia de PCR de acompañar a empresas del sector industrial en su transición hacia modelos de producción más sostenibles.

Y cabe recordar que PCR en una empresa de capitales argentinos con más de 100 años de trayectoria en el país, especializada en petróleo & gas, energías renovables y cemento, que actualmente opera cuatro complejos de parques eólicos con una potencia total de 545 MW ubicados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis.

Es decir que PCR consolida su posición como uno de los jugadores más activos en el desarrollo de energía renovable en Argentina con más de 540 MW de potencia instalada entre proyectos eólicos y solares.

Y uno de sus más recientes hitos es la aprobación al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para su Parque Eólico Olavarría, una planta de 180 MW que construirá en alianza con ArcelorMittal, y que contempla, además, la instalación del parque, una serie de obras de repotenciación en la infraestructura de transmisión eléctrica, con intervenciones sobre las estaciones transformadoras de Olavarría y Ezeiza, lo que permitirá aumentar la capacidad de evacuación en la línea de 500 kV que conecta Bahía Blanca con Abasto.

A ello se debe añadir que, desde 2022 también se encuentra desarrollando proyectos de inversión en energía en Estados Unidos, siendo uno de ellos un  proyecto solar de 30 MW en Texas. 

La entrada PCR firma un contrato de suministro de energía renovable con Piedra Grande se publicó primero en Energía Estratégica.

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El el sector energético peruano enfrenta un escenario de alta incertidumbre regulatoria, a dos meses de las elecciones presidenciales y con un 30% del electorado aún indeciso (según la última encuesta de CPI). La reglamentación de la Ley N° 32249, el esquema de licitaciones para distribuidoras y el desarrollo del mercado de servicios complementarios quedan condicionados a un calendario político que podría redefinir prioridades entre abril y julio.

El nuevo presidente interino José Balcázar, proveniente de Perú Libre, ha enviado señales de estabilidad institucional. Según explicó Brendan Oviedo, socio del área de Energía y Cambio Climático de Hernández & Cía, el mandatario “quiere continuidad”. 

En esa línea, Balcázar designó a Hernando de Soto como presidente del Consejo de Ministros y ratificó en sus cargos a la ministra de Economía y Finanzas, Dennis Miralles, así como a otros integrantes del gabinete. Las autoridades jurarán hoy 24 de de febrero, en un intento por proyectar previsibilidad política y económica en medio del proceso electoral, y presentarán a todo el gabinete.

Sin embargo, el margen de acción es limitado. Restan siete semanas hasta los comicios y luego un período de transición hasta el 28 de julio hasta que asuma el presidente electo. En ese contexto, Oviedo advirtió: “Se moverán con mucha cautela, al menos hasta las elecciones, para justamente tratar de evitar cualquier tipo de situación que pudiese afectar los votos”..

La preocupación del mercado no se concentra únicamente en este tramo previo a la votación, sino en el período posterior. “A mí más me preocupa lo que podría pasar después… una vez ya hayan habido las elecciones, qué podría hacer el presidente en esos dos meses que faltan”, afirmó el especialista, en referencia al lapso entre abril y la asunción del nuevo Gobierno.

El proceso de reglamentación de la Ley 32249 es uno de los puntos más sensibles. La norma, destinada a dinamizar las licitaciones de suministro eléctrico por parte de las distribuidoras, abrió comentarios en abril del año pasado y ya habría recibido observaciones técnicas del sector. No obstante, aún no se publica el texto definitivo. “Yo personalmente no le veo mucha esperanza que se publique en este gobierno, aunque espero equivocarme”, reconoció Oviedo respecto a un avance inmediato.

Desde el punto de vista técnico, el documento debería estar consolidado. Sin embargo, la decisión política sobre su publicación, o una eventual nueva ronda de comentarios, dependerá del contexto electoral.

Cabe recordar que según Riquel Mitma, vicepresidente de la Sociedad Peruana de Energías Renovables (SPR), hay 58 proyectos renovables listos para avanzar por más 12.5 GW y más de US$12000 millones con “señales claras del gobierno”.

Además, Perú registra una cartera solar fotovoltaica amplia con 13116,1 MW en tramitación ambiental con Estudios de Pre-Operatividad aprobados, según un relevamiento realizado por Energía Estratégica en base a datos de Osinergmin, distribuidos en 65 proyectos. Sin embargo, solo 11 de ellos cuentan con concesión definitiva, lo que representa apenas 2,3 GW habilitados formalmente para avanzar a etapa de construcción.

Por otro lado, el mercado de servicios complementarios enfrenta un escenario incluso más incierto, según apuntan desde el sector..Este componente resulta estratégico para la integración de mayor capacidad renovable, ya que define señales económicas vinculadas a flexibilidad y respaldo del sistema.

En paralelo, el reglamento para la coordinación operativa en sistemas aislados —que habilitaría la participación del COES— estaría más avanzado y en etapa final dentro de la Presidencia del Consejo de Ministros.

Si bien el Perú mantiene una percepción de estabilidad macroeconómica, Oviedo advierte que el trasfondo estructural es la falta de continuidad institucional. “No solo no hay continuidad de los funcionarios públicos que tienen que tomar decisiones, sino tampoco hay un plan que establezca un cronograma con hitos claros, con objetivos”, analizól socio de Hernández & Cía.

En un contexto de recambios frecuentes de ministros, viceministros y directores generales, y ante la ausencia de una hoja de ruta formal, la ejecución normativa termina dependiendo de decisiones individuales, lo que genera mayor incertidumbre en el sector y dificulta la planificación de mediano y largo plazo.

En el frente electoral, las últimas encuestas posicionan a Rafael López-Aliaga, del partido Renovación Popular, al frente de la intención de voto, seguido por Keiko Fujimori y Carlos Álvarez, mientras que cerca del 30% de los votantes aún no decide su opción. Ese nivel de indefinición incrementa la cautela en el mercado energético, que aguarda señales sobre la orientación que adoptará la próxima administración respecto a licitaciones, planificación y reglas de mercado.

En definitiva, la definición presidencial no solo configurará el mapa político del país, sino que determinará la velocidad —o la postergación— de la agenda regulatoria energética. “El cambio de jugadores hace difícil que se mantenga el nivel del juego”, concluyó Oviedo.

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La contienda presidencial en Colombia se desarrolla en paralelo a dos decisiones estructurales para el sistema eléctrico colombiano: la subasta de contratos de largo plazo, que incorpora almacenamiento, y la de cargo por confiabilidad, instrumento central para garantizar firmeza y respaldo en la matriz.

Ambos mecanismos definirán el perfil de generación de la próxima década y condicionarán la percepción de riesgo del país. En este contexto, fuentes del sector consultadas por Energía Estratégica coinciden en que el eje del debate no debería ser ideológico sino técnico.

Entre los nombres con mayor visibilidad aparecen Iván Cepeda, Abelardo de la Espriella y Paloma Valencia. También se mencionan Mauricio Cárdenas, David Luna, Juan Daniel Oviedo, Sergio Fajardo y Claudia López, aunque la atención está puesta sobre los primeros tres.

Actualmente, el sector sostiene que ninguno de los principales aspirantes ha presentado una hoja de ruta detallada sobre cómo articular la expansión renovable, el BESS, la remuneración de capacidad y el rol del gas natural en la transición. Las propuestas públicas se concentran en conceptos generales —transición energética, reducción de emisiones o tarifas “justas”— sin profundizar en instrumentos regulatorios, señales económicas o esquemas de mercado.

El próximo gobierno asumirá con un sistema que proyecta posibles tensiones hacia 2027–2028, en un escenario donde la expansión solar avanza más rápido que la incorporación de capacidad firme. Sin almacenamiento masivo ni señales claras de potencia, la seguridad nocturna continuará dependiendo de hidráulicas y térmicas.

En paralelo, el diseño del cargo por confiabilidad será determinante para definir qué tecnologías recibirán señales de largo plazo. La discusión no es menor: allí se juega la remuneración de capacidad, la firmeza reconocida y la sostenibilidad financiera de nuevos proyectos.

Referentes del mercado advierten que el verdadero desafío será equilibrar el trilema energético: sostenibilidad ambiental, seguridad del suministro y asequibilidad tarifaria. Alterar ese balance con decisiones de corto plazo puede afectar la inversión y continuidad del servicio.

Actores consultados remarcan que la independencia de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) será clave para mantener decisiones técnicas alejadas de ciclos electorales. La claridad en reglas de capacidad, expansión de redes y tratamiento tributario impacta directamente en la bancabilidad de proyectos.

Para el capital internacional, la previsibilidad institucional pesa más que la orientación política. La inversión fluye hacia jurisdicciones con reglas consistentes y señales sostenidas en el tiempo.

En un momento en que el país define simultáneamente su marco contractual de largo plazo y su esquema de firmeza, el debate presidencial trasciende la retórica ambiental. El próximo mandatario no solo heredará una agenda de transición, sino también la responsabilidad de garantizar que las señales regulatorias permitan expandir la generación sin comprometer estabilidad ni competitividad.

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Grenergy ha firmado con una utility internacional con calificación crediticia Investment Grade por Moody’s, un acuerdo pionero en el mercado español: un tolling financiero a 10 años para su proyecto stand alone en Oviedo.

El tolling financiero tendrá una duración de diez años y entrará en vigor en enero de 2028. Grenergy será responsable de la operación y la gestión del trading de las baterías.

Oviedo, considerado el proyecto insignia de Greenbox en España, contará con una capacidad de 150 MW / 600 MWh (equivalente a 4 horas de almacenamiento). Ya ha comenzado su construcción en un terreno previamente destinado a uso industrial, situado junto a la subestación eléctrica de La Estrecha, en La Corredoria, lo que permitirá una conexión directa y eficiente a la red. La compañía prevé que el proyecto entre en operación durante el primer semestre de 2027.

España se consolida como uno de los mercados estratégicos para Grenergy en los próximos años. En el país, la compañía desplegará de forma simultánea proyectos de almacenamiento stand alone e iniciativas de hibridación, reforzando así su posición como referente en la transición energética europea.

Greenbox

Este acuerdo supone un nuevo impulso al despliegue de Greenbox, la plataforma de almacenamiento stand-alone en Europa que la compañía presentó en su último Capital Markets Day, celebrado en mayo de 2025 en Londres.

Con un pipeline total de más de 30 GWh en baterías stand-alone, Greenbox se consolida como una de las principales plataformas de almacenamiento en Europa. Para lograrlo, la compañía está trabajando en los mercados clave donde 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).

La compañía se ha adjudicado recientemente contratos de capacidad para 2,1 GWh en proyectos de almacenamiento stand-alone en Polonia y ha obtenido una subvención de cerca de 8 millones de euros del gobierno polaco para otros proyectos de stand-alone (136 MWh) que Grenergy tiene previsto implementar en el país.

Grenergy se encuentra estudiando oportunidades para incrementar el pipeline de Greenbox y cerrar nuevos tolling agreements en los 6 países que componen ahora mismo su plataforma de stand-alone europea.

Las baterías suponen una inversión clave para modernizar la red eléctrica, ya que permiten almacenar energía en momentos de alta generación y liberarla cuando la demanda aumenta. Con ello reducen la volatilidad de los precios, facilitan una mayor integración renovable, aportan flexibilidad al sistema y ayudan a evitar apagones, reforzando así la estabilidad de la red.

Para David Ruiz de Andrés, CEO de Grenergy: «Estamos muy orgullosos de este acuerdo de tolling financiero: es el primero en España y, estoy seguro, el primero de muchos dentro de nuestra plataforma europea stand alone Greenbox. Vamos a replicar el éxito de las plataformas OASIS en el mercado europeo, especialmente en España, donde el potencial es enorme».

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La Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) sostuvo un encuentro con el Superintendente de Electricidad, Andrés Astacio, los miembros del Consejo Sergio Grullón y Aura Caraballo, y su equipo técnico, con el propósito de expresar formalmente su respaldo al nuevo Reglamento de Generación Distribuida recientemente publicado.

Durante la reunión, ASOFER destacó que el reglamento es el resultado de años de trabajo conjunto entre la SIE, la asociación y otros actores del sector, basados en el diálogo y la colaboración constante para fortalecer el marco regulatorio del sector eléctrico.

El presidente de ASOFER, Alfonso Rodríguez, quien estuvo acompañado por Ignacio García, Abraham Espinal y Marvin Fernández, señaló que la aprobación del reglamento marca el inicio de la fase de implementación, que incluye la formación de técnicos y la supervisión efectiva del cumplimiento por parte de todos los agentes del sector eléctrico.

“Este reglamento establece un marco claro y seguro para la generación distribuida, pero ahora empieza el verdadero trabajo: formar a los técnicos, acompañar a los agentes del sector y asegurar que se cumpla de manera uniforme y transparente”, afirmó Rodríguez.

ASOFER reiteró su disposición de continuar trabajando de manera coordinada con la SIE para promover la correcta aplicación del reglamento y para definir los mejores estándares dentro del sector, contribuyendo así a un sistema eléctrico más eficiente, sostenible y confiable.

La asociación reafirmó su compromiso de seguir promoviendo iniciativas que impulsen el desarrollo ordenado de la generación distribuida, en beneficio de la competitividad, la sostenibilidad y la seguridad energética del país.

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FES Argentina Renewables & Storage entra en la recta final para su realización el 4 y 5 de marzo en la ciudad de Buenos Aires. En pocos días, Future Energy Summit (FES) congregará a cientos de representantes de empresas líderes, organismos públicos y players del mercado de primer nivel en un espacio de debate y networking estratégico.

Entre los ponentes destacados se encuentran Martín Mandarano, CEO de YPF Luz; Bernardo Andrews, CEO de Genneia; y Martín Brandi, CEO de PCR y presidente de la Cámara de Generadores y Cadena de Valor de Energías Renovables (CEA), quienes participarán en la “Conversación con las grandes energéticas: perfil de los proyectos, nuevos modelos de negocio y expectativas para el largo plazo”, aportando la visión de los principales generadores en un contexto de transición hacia contratos bilaterales. 

ENTRADAS DISPONIBLES

La agenda priorizará los ejes que hoy concentran la atención del sector, como el análisis de la Resolución SE N° 400/2025 y la consolidación del Mercado a Término (MAT) como mecanismo principal de abastecimiento, junto con el crecimiento del almacenamiento tras la adjudicación de 713 MW en la licitación AlmaGBA y las expectativas sobre la futura convocatoria de storage, denominada AlmaSADI.

Estos temas se abordarán en paneles como “Perspectivas de la fotovoltaica y el almacenamiento en el nuevo contexto del mercado argentino” y “El futuro del storage y las energías renovables en Argentina”, donde se debatirá la competitividad y bancabilidad de proyectos en el nuevo marco regulatorio.

ENTRADAS DISPONIBLES

La dimensión regional también tendrá protagonismo con la participación de Mauricio Bejarano, Viceministro de Energía de Paraguay, durante una entrevista destacada sobre las oportunidades para empresas ante la inminente licitación solar en Paraguay.

Asimismo, el encuentro contará con un panel de debate centrado en la competitividad de las energías renovables y el almacenamiento en el Cono Sur, ampliando la mirada hacia oportunidades de expansión e integración energética.

ENTRADAS DISPONIBLES

¿Cuál es el estado de las renovables en Argentina? El país suma 7843 MW de potencia verde instalada en el MEM (sin contar grandes centrales hidroeléctricas), mientras el MATER registra 85 solicitudes por 3646,5 MW con prioridad de despacho y otros 51 proyectos por más de 2300 MW adjudicados pendientes de operación comercial. 

En este escenario, la articulación entre generación renovable, almacenamiento y contratos privados será determinante para la expansión del sector.

Con amplios espacios de networking donde cientos de ejecutivos avanzan en acuerdos estratégicos y estructuración de nuevos desarrollos, FES Argentina Renewables & Storage se posiciona como el ámbito donde se debaten las decisiones que marcarán el rumbo de la transición energética en el país y en el Cono Sur. 

ENTRADAS DISPONIBLES

La agenda, entradas y más información están disponibles en https://live.eventtia.com/es/fes-argentina26, y la transmisión en vivo podrá seguirse a través del canal oficial de Future Energy Summit en YouTube.

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La licitación PEG-5-2025 en Guatemala registró un resultado sin precedentes: de los 3653,93 MW ofertados, 1242,43 MW corresponden a proyectos solares con almacenamiento, posicionando a esta tecnología como la dominante dentro del proceso convocado por EEGSA y Energuate para contratar 1400 MW de potencia garantizada.

El volumen presentado no solo triplica la necesidad de contratación, sino que confirma que el mercado respondió con propuestas donde la integración entre generación fotovoltaica y baterías se convierte en la variable competitiva central. En términos estructurales, más del 34% de toda la potencia ofertada corresponde exclusivamente a solar con almacenamiento.

Del total recibido, 1933,93 MW pertenecen a tecnologías renovables, equivalentes al 53% de la oferta, lo que consolida el giro hacia fuentes limpias en un proceso cuya adjudicación está prevista para el 16 de abril de 2026, tras la evaluación económica fijada para el 25 de marzo.

El contexto refuerza el carácter histórico del proceso. En la etapa preliminar se había informado la participación de 51 empresas y cerca de 4700 MW anunciados, anticipando un escenario de competencia récord; tras ajustes técnicos y validaciones administrativas, la apertura formal consolidó 50 oferentes y 3653,93 MW efectivos, cifra que igualmente supera ampliamente el requerimiento inicial.

El bloque renovable se completa con hidroeléctrica con solar (276,98 MW), hidroeléctrica convencional (155,43 MW), solar sin almacenamiento (141,1 MW), eólica (31,5 MW) y geotermia (24,25 MW), además de esquemas híbridos que apuntan a estabilidad operativa.

Desde las distribuidoras se indicó que “Garantizar un suministro eléctrico confiable, estable y a precios competitivos es una prioridad estratégica para EEGSA y Energuate”, definición que explica por qué el almacenamiento adquiere un rol central en la estructuración de las ofertas.

El cronograma avanzó conforme a lo previsto, fijando la evaluación económica para el 25 de marzo de 2026 y la adjudicación para el 16 de abril de 2026, con un plazo adicional de hasta tres meses para la firma de contratos.

Almacenamiento como eje del nuevo esquema eléctrico

El liderazgo de la solar con baterías en PEG-5 se alinea con la planificación energética de largo plazo del país, donde el almacenamiento fue definido como componente estructural para sostener una mayor penetración renovable sin comprometer la confiabilidad.

En el marco del nuevo plan eléctrico, se señaló que el almacenamiento con baterías constituye “la pieza clave” para garantizar estabilidad en un sistema con creciente participación de generación variable, orientación que anticipó la respuesta tecnológica observada en esta licitación.

“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 anteriormente Ottoniel Isaias Alfaro, presidente de la Asociación de Autoproductores con Energías Renovables de Guatemala (AAERG), en entrevista con Energía Estratégica.

La hoja de ruta hacia 2040 contempla sumar 1000 MW adicionales de capacidad renovable, meta que requiere respaldo, flexibilidad e infraestructura adecuada para acompañar la expansión.

En este escenario, la magnitud de las propuestas confirma que el mercado internalizó esa señal regulatoria y estructuró proyectos donde la integración entre solar y almacenamiento deja de ser diferencial y pasa a convertirse en estándar competitivo.

PEG-5 no solo definirá la contratación de 1400 MW, sino que evidencia el nivel de madurez alcanzado por el sistema eléctrico guatemalteco, donde la solar con almacenamiento emerge como protagonista de la próxima etapa de expansión

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Fotowatio Renewable Ventures (FRV), empresa líder en el desarrollo de soluciones energéticas sostenibles, y parte de Jameel Energy, continúa reforzando su portfolio en España con el desarrollo de más de 1.200 megavatios (5.000 MWh) de sistemas de almacenamiento con baterías (BESS – Battery Energy Storage Systems en inglés)  que alcanzará el estado de “Ready to Build” entre 2026 y 2027.

El conjunto de los proyectos, actualmente en fase avanzada de desarrollo, se concentra en cuatro comunidades autónomas estratégicas para FRV: Extremadura, Andalucía, Cataluña y Cantabria. La capacidad proyectada se compone tanto de instalaciones híbridas —que combinan generación fotovoltaica con sistemas de almacenamiento con baterías— como de proyectos puramente BESS, consolidando el papel de FRV como una de las compañías pioneras en este tipo de soluciones en España.

Extremadura será el eje central de esta expansión con el desarrollo de proyectos fotovoltaicos como los complejos San Serván 220 (56MW/225MWh) y Solanilla (18 MW/ 72 MWh), cuyas hibridaciones estarán listas para construir en el primer trimestre de 2026, gracias a la aprobación del RD 997/2025. Adicionalmente el clúster Carmonita, que integra las plantas: Carmonita Ministerio (320 MW/ 1.360 MWh), Sur (80 MW / 400 MWh), Norte (91 MW / 455 MWh) y IV (40 MW / 200 MWh), que unidos a los 111MW / 495 MWh previstos para hibridación en San Serván 400, supondrán una capacidad híbrida de 652 MW / 3.492 MWh, reafirmando el compromiso de FRV con una región que reúne condiciones excepcionales para el desarrollo de energías limpias.

En Andalucía, FRV planea la hibridación de su proyecto Alcores (Sevilla) incluyendo 57 MW/ 285 MWh MW de almacenamiento con baterías. En Cataluña, hay proyectados 334 MW / 1.336 MWh repartidos en 6 instalaciones de almacenamiento con baterías localizados en distintas zonas de las provincias de Barcelona, Gerona y Tarragona. Por su parte, Cantabria acogerá el proyecto Santander BESS Camarreal, un sistema de almacenamiento de 50 MW / 200 MWh en el municipio de Camargo, con fecha estimada de inicio de construcción en el segundo trimestre de 2026.

Una característica destacada de este pipeline es la apuesta por la hibridación de instalaciones, especialmente a través de la optimización de plantas fotovoltaicas ya existentes.

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HIF Global, el principal productor mundial de combustibles electrónicos, y la empresa alemana eFuel One GmbH, pionera en soluciones de energía limpia, líder en la producción de combustibles electrónicos para competición y dos veces campeona del mundo de Superbikes (WSBK) con BMW Motorrad Motorsport, han firmado un acuerdo marco (HoA) para la compra a largo plazo de e-metanol. Está previsto que el e-metanol suministrado en virtud de este HoA proceda del proyecto Paysandú de HIF en Uruguay, lo que subraya el valor del acceso temprano a nuestros volúmenes de producción iniciales a medida que los mercados mundiales de e-metanol comienzan a crecer.

El acuerdo establece el marco para que HIF suministre a German eFuel One aproximadamente 100.000 toneladas de e-Metanol al año, apoyando la transición hacia una movilidad sostenible. El HoA define los principales términos comerciales para la negociación de un acuerdo de compra definitivo.

El e-Metanol suministrado bajo este esquema cumplirá con las rigurosas especificaciones de la Asociación Internacional de Productores y Consumidores de Metanol (IMPCA) y estará certificado bajo los estándares EU RED III RFNBO.

«Este acuerdo marca un paso significativo en la expansión del alcance de los combustibles sostenibles. Al trabajar con German eFuel One, avanzamos en la descarbonización del transporte y la industria global, aprovechando nuestra experiencia comprobada operando y exportando e-Combustibles durante más de tres años desde HIF Haru Oni en el sur de Chile, así como de nuestra cartera global de proyectos, para entregar e-Metanol confiable y certificado al mercado», destacó Diego Fettweis, director Comercial de HIF Global.

Este anuncio se suma a los esfuerzos continuos de HIF Global por expandir su presencia en el mercado europeo, siguiendo al acuerdo de compra de e-Fuels anunciado en 2025 con Mabanaft, otra destacada empresa energética alemana.

“Con este suministro a largo plazo, establecemos las bases para una producción de e-Combustibles a escala industrial y confiable, un elemento esencial para la urgente neutralidad climática del transporte, que debe estar abierta a todas las tecnologías. Para el Puerto de Hamburgo, como potencial centro logístico e importador de energía para Europa, la importación confiable de moléculas verdes es de vital importancia. No solo fortalece las industrias regionales, sino que también apoya al Gobierno Federal alemán en garantizar la seguridad energética necesaria para acelerar la defosilización de Alemania. Juntos, demostramos que la movilidad sostenible no es una visión del futuro, sino que comienza hoy», agregó Christian Hanke, director General de German eFuel One.

El e-Metanol es un combustible sintético producido mediante la combinación de hidrógeno verde con dióxido de carbono reciclado. El resultado es un e-Combustible que puede utilizarse en motores e infraestructura existentes sin necesidad de modificaciones. Su versatilidad lo convierte en una solución para diversos sectores: puede usarse directamente en el transporte marítimo e industrial, o convertirse en otros combustibles sostenibles como e-Gasolina para automóviles o e-SAF para aviones. Su flexibilidad permite que compañías de diversos sectores puedan avanzar en sus metas de descarbonización, utilizando una tecnología probada y adaptable.

El futuro acuerdo de compra entre HIF Global y German eFuel One establecerá un marco a largo plazo para el suministro anual de e-Metanol certificado, el cual estará disponible tras la ejecución del contrato y el escalamiento de las capacidades de producción internacional de e-Combustibles.

Los proyectos de HIF se ubican en regiones con orientación sostenible en todo el mundo, mientras que los e-Combustibles llegarán a Hamburgo, Alemania, un nodo energético clave para Europa.

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República Dominicana hoy tendrá la apertura de ofertas técnicas de la licitación EDES-LP-NGR-01-2025, por la cual se adjudicarán hasta 600 MW de nuevos proyectos de generación + almacenamiento con contratos de largo plazo.

El encuentro tendrá lugar a partir de las 10 hs RD en Santo Domingo, en un escenario que promete alta competitividad tras conocerse que 32 proyectos solares y eólicos se anotaron en la convocatoria, con una potencia total que ronda los 2960 MWp (casi cinco veces más que el cupo disponible) y que introduce presión directa sobre los precios finales que se conocerán en la etapa económica.

De acuerdo con una fuente del sector consultada por Energía Estratégica, los valores esperados para proyectos fotovoltaicos con almacenamiento podrían ubicarse en un rango de 60 a 80 USD/MWh, dependiendo de la estructura financiera, el factor de carga y la configuración del sistema BESS.

Este rango refleja un mercado más maduro que en procesos anteriores y una caída progresiva en costos de tecnología y financiamiento. No obstante, el componente del storage introduce complejidades técnicas que impactan directamente en el CAPEX y en la estructura tarifaria ofertada.

“El sector tiene muy buenas expectativas respecto al impulso que representará esta licitación para la sostenibilidad de los proyectos de ER para la Red», afirmó Rafael Velazco Espaillat, consultor senior, afirmó que

El consultor agregó que participan proyectos con Concesión Definitiva otorgada y otros sujetos a obtenerla antes del cierre del proceso, lo que amplía el universo competitivo.

«Se espera que arrojen más competitividad a los ya existentes en el mercado mayorista de energía”, reconoció el especialista al referirse sobre el componente económico, por lo que la combinación de contratos a largo plazo y presión por sobreoferta podría redefinir referencias de precio en el sistema.

Almacenamiento como condición estructural

Uno de los aspectos centrales del proceso es la integración obligatoria de sistemas BESS, que responde a la necesidad de fortalecer la estabilidad del sistema eléctrico ante una penetración creciente de generación renovable, considerando que República Dominicana ya supera los 2700 MW de capacidad solar y eólica.

Además, la planificación energética prevé acercarse a los 2 GW fotovoltaicos hacia 2027, mientras se acelera la incorporación de 600 MW en almacenamiento, a la par que terminan de pulirse detalles sobre el nuevo marco regulatorio y las reglas específicas para baterías y su participación en el mercado eléctrico.

¿Cómo sigue la licitación? La jornada de hoy no define adjudicaciones, pero marca el inicio formal de la etapa decisiva del proceso, dado que las ofertas económicas semifinalistas se conocerán el 7 de abril. En tanto que la adjudicación se definirá entre el 27 de abril y el 5 de mayo, con cierre final previsto para el 27 de ese mes.

Y aunque este llamado solo adjudicará una fracción del total ofrecido, la alta participación encendió el debate, a tal punto algunos actores del sector ya recomiendan ampliar el cupo o lanzar una segunda ronda en los próximos meses.

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El Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) de Argentina adjudicó 365 MW de prioridad de despacho distribuidos en siete proyectos, en un llamado marcado por limitaciones estructurales de la red eléctrica. 

Del total asignado, 24 MW corresponden a MATER pleno y 341 MW fueron otorgados bajo el mecanismo Referencial “A”, esquema que admite hasta un 8% de limitación de generación (curtailment) hasta que se habiliten las obras de infraestructura necesarias.

La distribución tecnológica evidencia un claro predominio solar, dado que se adjudicaron cuatro parques fotovoltaicos que suman 290 MW, mientras que tres proyectos eólicos totalizan 75 MW, todos ellos bajo Referencial “A”. 

Los desarrollos comprometieron fecha de entrada en operación comercial para el 13 de enero de 2028, aunque dos iniciativas solares que incluyen infraestructura asociada extenderán su cronograma hasta el 12 de enero de 2031.

Entre las particularidades se destaca que que dos de los proyectos abarcan obras de infraestructura (transporte eléctrico y/o almacenamiento), que le brindarán mayor estabilidad al sistema y por la cual la empresa ganadora tendrá capacidad remanente a futuro.

Entre los proyectos más relevantes se encuentra PS Sol del Valle, que recibió 180 MW en este llamado (adicionales a 120 MW previamente asignados) y que contempla la compensación Shunt Malvinas 132 kV, el reemplazo del capacitor serie en la Estación Transformadora Recreo y la ampliación de la transformación en la Estación Transformadora La Rioja Sur 132/500 kV. 

Otro caso destacado es PS Tocota III, que obtuvo 46 MW (31 MW según Anexo 3.1 y 15 MW según Anexo 3.2). El proyecto incluye la adecuación de la Estación Transformadora Bauchaceta, la normalización de la línea de alta tensión Calingasta–Rodeo y la incorporación de un sistema BESS (Battery Energy Storage System).

¿Cómo se reparte la capacidad asignada por corredor?

• Noroeste Argentino: 180 MW en calidad de REF A
• PBA Centro-Sur: 55 MW en 2 proyectos eólicos
• Cuyo: 46 MW en 1 sólo proyecto
• NEA: 40 MW solares de un parque
• GBA: 24 MW de una central fotovoltaica
• Costa Atlántica: 20 MW de un eólico

El resultado del reciente llamado del MATER consolida a Genneia como la gran ganadora de esta convocatoria, ya que se adjudicó con prioridad de despacho un parque eólico de 20 MW y los dos plantas fotovoltaicas con obras asociadas que totalizan 226 MW; proyectos que continúan el objetivo de la compañía de alcanzar los 2 GW verdes instalados en el corto plazo. 

Un mercado condicionado por la infraestructura disponible

El volumen adjudicado refleja un escenario técnico restrictivo. Según el Anexo III publicado por CAMMESA, apenas 50 MW contaban con disponibilidad plena para inyectar sin restricciones, ubicados exclusivamente en el corredor Misiones – NEA – Litoral. 

El resto de la capacidad solicitada estaba sujeta al esquema Referencial “A”, mecanismo que permite avanzar con nuevos desarrollos aunque bajo condiciones operativas limitadas.

La comparación con convocatorias anteriores, donde se observaron mayores volúmenes adjudicados, encuentra explicación directa en las limitaciones del sistema de transporte eléctrico. El cuello de botella ya no se ubica en la disponibilidad de proyectos ni en el interés del mercado corporativo, sino en la infraestructura de evacuación.

El historial acumulado del MATER confirma esta tendencia de un mercado dinámico pero crecientemente condicionado por la expansión y modernización de la red.

¿Por qué? Actualmente existen 1495 MW de potencia plena y 359 MW de potencia Referencial “A” habilitados comercialmente, mientras que los proyectos no habilitados comercialmente alcanzan 1140 MW de potencia plena y 1530 MW de potencia Referencial “A”.

A ello se suman los proyectos bajo la Resolución SE 360/23 (Anexo 2), que totalizan 946,6 MW de potencia plena y 2445,9 MW de potencia Referencial “A”, según información de CAMMESA.

Proyectos adjudicados al MATER en febrero 2026

Estado Final Asignacion Proyectos T4 2025 (1).xlsx – T4-2025

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Bolivia comienza a consolidarse como un mercado atractivo para la inversión en energías renovables, con una capacidad instalada que ya supera los 1100 MW y proyecciones que podrían llevar al país a casi 2000 MW hacia finales de 2026. 

“Hay interés en el mercado boliviano, hay expectativa. Hoy en día existen iniciativas de proyectos de utility scale que a corto plazo comenzarán a dar fruto”, aseguró Cristhian Romero, business development manager LATAM de Gonvarri Solar Steel. 

“Son desarrollos que vienen de años atrás y que, dada la necesidad energética de Bolivia, se verán a corto plazo y es interesante las oportunidades del país”, agregó  durante un streaming llevado a cabo en conjunto entre Energía Estratégica y Gonvarri Solar Steel. 

Reviva todo lo que se debatió durante el streaming gratuito: https://www.youtube.com/watch?v=lydIm5bOaJA

El atractivo no es casual, dado que según fuentes del sector, al cierre de 2025 la capacidad renovable instalada superaba 1 GW; mientras que el plan de expansión del Sistema Interconectado Nacional (lanzado a mediados de 2024), prevé la incorporación de 4670 MW renovables hacia 2050, con el objetivo de alcanzar al menos 75% de participación ERNC para ampliar la cobertura eléctrica, repartidos de la siguiente manera. 

• 2755 MW hidroeléctricos
• 1726 MW solares
• 1027 MW eólicos
• 100 MW geotérmicos
• 200 MW en biomasa 
• 2468 MW termoeléctricos

En este marco, el Gobierno ha anunciado una nueva Ley de Electricidad, enfocada en la modernización regulatoria, la promoción de la generación distribuida y el autoconsumo, la integración eficiente de energías variables y la expansión de las redes de transmisión para fortalecer la confiabilidad del sistema interconectado.

A ello se debe añadir que ayer, 19 de febrero, el Poder Ejecutivo lanzó el Decreto Supremo N° 5549, que amplía la generación distribuida hasta 6 MW e incorpora proyectos de mediana escala en la ecuación, habilitando su conexión a redes bajo autorización del Ente Regulador. 

Tal es así que, durante el streaming, Romero contextualizó este tipo de señales y cómo se enmarca el modelo boliviano dentro de una lógica de planificación ordenada: “Bolivia es muy similar a Ecuador, es un mercado en el cual a nivel energético se maneja de forma estatal”.

Perú y Argentina consolidan la estrategia regional de Gonvarri

Mientras Bolivia entra en el radar inversor, Gonvarri Solar Steel también consolida su posicionamiento en mercados vecinos con más participación en proyectos solares, a tal punto que tras lograr más de 30 GW en trackers entregados a nivel global (8 GW corresponden a LATAM), la compañía apunta a su trayectoria para establecer más relaciones sólidas con empresas del mercado.

La firma tiene en la mira a los EPCs, utilities e inversores más relevantes del país. El objetivo es iniciar vínculos desde etapas tempranas, permitiendo una mayor cercanía con los proyectos en todo momento.

El modelo de Gonvarri Solar Steel busca no solo vender productos, sino establecer relaciones de confianza a largo plazo; visión que se ve respaldada por la solidez financiera del grupo Gonvarri Industires, con casi 70 años de trayectoria en la industria del acero y más de 20 en el ámbito fotovoltaico.

Ese mismo enfoque de crecimiento le ha permitido consolidarse en mercados como Chile y Perú. En el primero de ellos ya superó el hito de 1 GW de trackers entregados; mientras que en Perú, dónde ya han suministrado grandes proyectos desde 2012, actualmente suministran los seguidores solares para los proyectos fotovoltaicos más grandes del país, de 480 MW y 350 MW de potencia. 

“El año pasado se comenzó la construcción de aproximadamente 700 MW en Perú y este año se espera que comience la construcción de otros 700 MW más; y posiblemente sea recurrente en uno o dos años más, hecho que puede verse incrementado por las nuevas regulaciones, generando oportunidades de contratación directa”, manifestó Cristhian Romero. 

En paralelo, la firma mantiene presencia en Argentina, donde el mercado eléctrico atraviesa una etapa de redefinición contractual y búsqueda de nuevos esquemas que permitan sostener la expansión verde.

“Vimos un crecimiento sostenido durante el último tiempo, pero hoy en día vemos un potencial de hacer que los proyectos utility scale dinamicen el mercado. Y generalmente, cuando se dan este tipo de cambios normativos en el sector eléctrico, los principales proyectos de generación que se involucran son solares, por el CAPEX, la posibilidad de construcción y permisos”, agregó.

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En un mercado renovable cada vez más competitivo, Verbund Green Power Iberia acelera su expansión con el objetivo de construir y conectar 1500 MW solares hasta 2028.

Así lo aseguró José Benito García Rodríguez, director de Operaciones, durante su intervención en el Future Energy Summit (FES) Iberia 2026, donde destacó también que la hoja de ruta se apoya en eficiencia estructural e integra despliegue fotovoltaico, hibridación, desarrollo de bombeo y una estrategia comercial sofisticada.

«Vemos a la hibridación como un vector de crecimiento donde hay posibilidades. Tenemos un portfolio eólico que está en operación y lo estamos hibridando con plantas fotovoltaicas, es decir, estamos construyendo un parque solar que comparte el punto de conexión con la eólica. Tendrá una rentabilidad adecuada ya que no se posee un coste tan elevado en la infraestructura de conexión y, por otro lado, hay inercia”, explicó García Rodríguez.

“El almacenamiento va a ser otro vector importante de crecimiento y en ese sentido estamos trabajando para incorporar baterías, sistemas de almacenamiento en todas las plantas que tenemos tanto en operación como en desarrollo”, aseguró el ejecutivo.

 “En el entorno en el que estamos, en el que vemos unos precios del pool muy bajos en determinadas horas del día y que solamente tienen valores elevados en unas franjas muy reducidas, y teniendo en cuenta que nuestro porfolio ahora mismo es en gran medida un porfolio fotovoltaico, que en las horas en las que producimos es cuando menos valor capturamos del mercado, pues claramente el ir a temas de almacenamiento nos parece interesante”, agregó.

Cabe recordar que la compañía opera 750 MW en España, distribuidos aproximadamente mitad eólica y mitad solar. El portfolio fue construido en los últimos cuatro o cinco años tras la entrada del grupo austríaco en el mercado ibérico.

En esa línea, VERBUND desarrolla en España dos centrales de bombeo que suman alrededor de 800 MW, trasladando su experiencia histórica en hidráulica al sistema ibérico. Son proyectos de maduración más extensa, pero estratégicos en un contexto de creciente distorsión horaria de precios.

Rentabilidad de punta a punta: del CAPEX al trading

La competitividad, para García Rodríguez, no se define solo en el mercado, sino en todo el ciclo del activo. Las compañías que controlan desarrollo, construcción, operación y comercialización están mejor posicionadas para sostener márgenes.

“El driver fundamental de la rentabilidad es el CAPEX, es el coste de la inversión”, afirmó. Ese componente se decide al inicio y “ya no lo puedes volver a tocar en toda la vida del proyecto”. Desde la elección del terreno hasta la cercanía al punto de conexión, cada variable impacta directamente en el coste del EPC y en la estructura financiera futura.

“Un proyecto de buena calidad no solo va a generar más energía, sino que durante toda la fase en la que lo vas a explotar va a ser mucho más sencillo y va a tener más disponibilidad”, sostuvo.

Y en la etapa de operación, la compañía gestiona directamente sus activos, apoyándose en centros de control y tecnologías de monitoreo para detectar desviaciones y maximizar desempeño.

«Tenemos un departamento de Energy Trading que trata un poco de extraer ese último euro en toda la producción de energía”, explicó el especialista.

La estrategia combina acuerdos PPA que aseguran flujos estables con participación activa en mercados de regulación. En ese sentido, trabajan en habilitar tecnológicamente las plantas para prestar servicios de ajuste.

Sin embargo, el desafío inmediato no es técnico ni financiero, sino administrativo. Parte de los proyectos están sujetos a hitos regulatorios exigentes.

El mensaje final del Director de Operaciones de Verbund fue claro: “ Tenemos proyectos que están sujetos a todo este tema de los hitos… y te juegas el proyecto si no llegas. Lo más importante sería que la Administración nos hiciera la vida un poco más fácil y que nos deje terminar los proyectos”.

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México redefine el marco de implementación para los sistemas de almacenamiento de energía eléctrica (BESS) con la publicación de las Disposiciones Administrativas de Carácter General sobre la Manifestación de Impacto Social del Sector Energético (MISSE 2026)

 A partir de este nuevo instrumento normativo, el almacenamiento queda expresamente reconocido como actividad sujeta a Manifestación de Impacto Social (MIS), eliminando cualquier interpretación previa que pudiera considerar a las baterías como infraestructura secundaria.

La norma introduce un elemento central: la clasificación de proyectos según capacidad en MWh bajo los Formatos A, B y C. Aquellos sistemas superiores a 250 MWh quedan sujetos al nivel máximo de exigencia regulatoria, equiparándose en carga social y documental con centrales de generación de gran escala. Este punto modifica de manera directa la planificación de proyectos utility-scale.

La autorización definitiva de impacto social se convierte en condición previa para iniciar infraestructura. En un mercado donde el almacenamiento es estratégico por su capacidad de desplegarse con rapidez para resolver congestión o fortalecer la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional, la variable social pasa a incidir en los cronogramas técnicos y financieros.

Además, la regulación formaliza la obligación de presentar un Plan de Gestión Social con estimación anual de inversión, beneficios sociales compartidos e indicadores de seguimiento verificables. Este requisito introduce una dimensión estructural dentro del modelo económico del proyecto, afectando tanto el CAPEX como el OPEX. El componente social deja de ser accesorio y se integra en la arquitectura financiera desde la fase de ingeniería.

La selección del sitio adquiere también una nueva complejidad. En territorios con presencia indígena o comunidades afromexicanas puede activarse la Consulta Previa, con posibilidad de condicionantes o escenarios de negativa. Esto transforma la localización del proyecto en una decisión estratégica de gobernanza territorial y gestión de riesgo regulatorio.

A ello se suman causales explícitas de suspensión y revocación ante incumplimientos. En el caso de BESS estratégicos para estabilidad de frecuencia o respaldo de red, una interrupción podría tener implicaciones sistémicas, elevando la sensibilidad operativa del almacenamiento dentro de la matriz eléctrica.

Este anuncio ocurre en un contexto de expansión del sector. En el país se han adjudicado 1.2 GW en sistemas de baterías asociados a 3.3 GW renovables, consolidando al almacenamiento como infraestructura clave para la integración de generación variable. En paralelo, la Comisión Federal de Electricidad anunció un plan cercano a 29.000 millones de dólares, que contempla más de 1.500 MW entre renovables y almacenamiento, reforzando el rol estratégico del storage en la confiabilidad del sistema.

Cabe recordar que, con la publicación del Plan de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PLADESE) 2025-2039, el Gobierno establece una hoja de ruta que prevé la incorporación de 24.954 MW de nueva capacidad limpia hacia el final de la década. De ese total, 19.954 MW corresponderán a generación renovable y 5000 MW a sistemas de almacenamiento de energía (SAE).

A nivel económico, referentes del sector señalan que el costo nivelado del almacenamiento (LCOE) en México ronda los 120 dólares por MWh, dependiendo de la duración, configuración y servicios que preste el sistema. Esta referencia de costos refuerza la necesidad de contar con mecanismos de ingresos estables y reglas de mercado armonizadas que permitan capturar el valor completo de los servicios que un BESS puede aportar al sistema eléctrico, desde respaldo y potencia hasta servicios conexos.

En este escenario, la MISSE 2026 redefine las condiciones de desarrollo del almacenamiento en México. La viabilidad de los proyectos ya no dependerá únicamente de su eficiencia tecnológica o competitividad económica, sino de su capacidad para integrar gobernanza social, estructuración financiera y cumplimiento regulatorio desde la etapa de diseño.

DOF – Diario Oficial de la Federación

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La Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) y la Asociación Brasileña de Soluciones de Almacenamiento de Energía (ABSAE) se posicionaron sobre los nuevos precios máximos de la Subasta de Reserva de Capacidad (LRCAP) 2026, prevista para marzo, y aseguran que dichos valores podrían aumentar la competitividad de la baterías.

Según un nuevo documento del MME divulgado el viernes pasado (13), los precios techo iniciales establecidos fueron redefinidos en R$ 1,4 millón por MW-año para proyectos hidroeléctricos. R$ 2,52 millones por MW-año para la contratación de centrales térmicas existentes; y R$ 2,9 millones por MW-año para nuevos proyectos gasíferos.

Y de acuerdo a la evaluación de las entidades, la actualización refuerza el reconocimiento de los costos reales de los servicios de capacidad e incrementa la importancia de los sistemas BESS, a tal punto que podrían generar un ahorro superior a R$ 3 mil millones al año en la LRCAP.

Para las asociaciones, los nuevos valores representan una actualización relevante de los parámetros económicos aplicables a las diferentes tecnologías calificadas en el proceso de licitación.

«Los parámetros publicados son compatibles con la prestación equivalente y complementaria del mismo servicio de capacidad mediante soluciones de almacenamiento, siempre que se impongan condiciones de contratación iguales entre las diferentes tecnologías», subraya el comunicado conjunto.

Según las entidades, los valores fijos de ingresos estipulados también podrían ser adecuados para los sistemas de almacenamiento de energía, siempre que se preserven las mismas condiciones de contratación, como plazos, acceso al REIDI (Régimen Especial de Incentivo para el Desarrollo de Infraestructura), emisión de debentures incentivados y costos de uso del sistema de transmisión.

“Además, en la LRCAP, las centrales termoeléctricas e hidroeléctricas también reciben una participación variable por la energía utilizada cada vez que se activan, lo que conforma la estructura económica de estas tecnologías y grava aún más al consumidor, mientras que el almacenamiento tendrá un ingreso variable cero y los ingresos por arbitraje de precios de la energía se revertirán a favor de los usuarios”, enfatizan las entidades.

Según ABSOLAR y ABSAE, los análisis disponibles indican que la contratación de sistemas de almacenamiento en baterías es esencial para reducir costes y proteger a los consumidores, sin comprometer la eficiencia económica del sistema eléctrico.

En la declaración conjunta, las asociaciones también destacan que la seguridad energética y las tarifas asequibles deben ser tratadas como objetivos complementarios, y que el país ya cuenta con tecnologías maduras capaces de aumentar la confiabilidad del sistema con una rápida implementación y costos competitivos.

“Adicionalmente, el almacenamiento de energía en baterías es una solución consolidada y probada globalmente para satisfacer la demanda máxima de energía, trabajando de manera integrada con fuentes convencionales y renovables, optimizando el uso de energía renovable y agregando seguridad y flexibilidad a la operación del sistema interconectado nacional”, destaca el comunicado conjunto.

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El Congreso de Perú destituye al presidente interino José Jeri a solo dos meses de las elecciones generales previstas para el 12 de abril, profundizando un escenario de inestabilidad política que vuelve a impactar sobre sectores estratégicos como el energético. La decisión se produce en plena campaña electoral y en un país que encadena su octavo mandatario en la última década.

Tras la votación parlamentaria, el Legislativo designa como nuevo presidente interino a José Balcázar, quien asume el cargo este 18 de febrero con carácter transitorio. Su mandato se extenderá hasta el 28 de julio, fecha en la que deberá transferir el poder al presidente que resulte electo en los comicios de abril. El nuevo jefe de Estado proviene del ámbito legislativo y cuenta con trayectoria vinculada a sectores de izquierda, lo que introduce interrogantes respecto al enfoque económico que adoptará durante esta etapa de transición.

La salida de Jeri se inscribe en una secuencia institucional iniciada tras la destitución de Pedro Castillo en 2022 y la posterior asunción de Dina Boluarte, cuya gestión estuvo marcada por conflictividad social y cuestionamientos políticos. Desde entonces, la gobernabilidad se convirtió en una variable crítica para los inversores, particularmente en industrias reguladas como la eléctrica.

En ese sentido, el sector eléctrico atraviesa movimientos en su conducción técnica. Meses atrás, Francisco Mendoza asumió como Viceministro de Electricidad en plena transformación del sector energético, con foco en planificación y modernización del sistema. Posteriormente, Nilo Pereira Torres asume recientemente el Viceministerio, en un momento donde la continuidad administrativa se vuelve clave para sostener la agenda renovable frente al ruido político.

En paralelo al escenario político, el sector renovable también registra movimientos en el ámbito gremial. Raquel Carrero, la hasta ahora Gerente General de la Asociación Peruana de Energías Renovables, anunció su salida y, en su mensaje de despedida, destacó que liderar el gremio “ha sido un honor”. Asimismo, subrayó que “falta mucho por hacer para impulsar una real transición energética en Perú”.

Este episodio político  ocurre en un momento determinante para el sector. Alrededor de USD 12.000 millones en inversiones en energías renovables permanecen en pausa, a la espera de definiciones regulatorias y señales claras que permitan avanzar hacia el cierre financiero y la ejecución de proyectos solares y eólicos.

Uno de los ejes centrales es la reglamentación pendiente de la Ley 32249, considerada estratégica por parte del sector para dinamizar el desarrollo de generación renovable y modernizar el esquema de contratación eléctrica. Sin reglamento operativo, los desarrolladores enfrentan limitaciones para estructurar contratos de suministro, garantizar ingresos estables y asegurar financiamiento internacional. En un contexto de transición política, la previsibilidad regulatoria adquiere mayor relevancia, ya que cualquier modificación en prioridades energéticas podría alterar cronogramas de expansión y mecanismos de adjudicación.

Las licitaciones de energías renovables previstas para 2026 aparecen como un instrumento central para ampliar la participación de fuentes limpias en la matriz eléctrica. Sin embargo, su implementación dependerá del rumbo que adopte el próximo Ejecutivo tras las elecciones del 12 de abril.

Para el sector energético, estas diferencias programáticas no resultan menores. El enfoque que adopte la conducción transitoria y, posteriormente, el Gobierno electo en abril podría incidir en la velocidad de reglamentación de la Ley 32249, en el diseño de futuras licitaciones renovables y en el esquema de participación privada en infraestructura eléctrica.

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El mercado ibérico de almacenamiento entra en 2026 con un ajuste claro en la estructura de precios y Donaji Martínez, Europe Senior Sales Contract Manager de Jinko ESS, puso cifras concretas a ese escenario durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Iberia Renewables & Storage.

“La variación del precio de litio sumado al 3% del tax rebate ha hecho que los productos, baterías, módulos, en el caso de las baterías alrededor del 8% ha sido el incremento en los primeros meses”, sostuvo.

La ejecutiva agregó que el esquema fiscal no termina allí, y que para 2027 se aplicará otro 6% para llegar al 9%.

No obstante, subrayó la importancia de una correcta aplicación: “Es muy importante hacerlo porque de esa manera se optimizan los costes” .

Tras los cambios fiscales en China, la industria renovable global comienza a reordenarse, con previsiones de subas de hasta 15% en paneles para 2026, el reordenamiento productivo del principal polo manufacturero.

En paralelo, el mercado español muestra señales de aceleración. En apenas semanas se han tramitado más de 570 MW de almacenamiento para hibridación, según un relevamiento realizado por Energía Estratégica  mientras el país aguarda la definición de la primera subasta del mercado por capacidad. Este entorno obliga a recalibrar modelos financieros y estructuras contractuales.

En ese escenario, Jinko ESS ya ha cotizado más de 11 GW en Iberia, principalmente vinculados a fondos FEDER y desarrollos en curso.

“Los clientes de Iberia son los más difíciles de Europa y está bien porque saben lo que quieren en cuanto a garantías, en cuanto a precio. En Iberia se mira muy bien cada céntimo que se va a poner en el mercado, de eso depende el éxito del negocio” señaló la ejecutiva, aludiendo a que esa realidad lleva a diseñar esquemas contractuales personalizados.

Reviva FES Iberia 2026

“Si queremos optimizar el precio lo que ofrecemos es un contrato, un marco en el que podemos ir a mayores volúmenes previendo los volúmenes que puedan tener de uno a cinco años incluso con nuestros clientes”, explicó Martínez.

La hibridación se posiciona como eje estructural. El sur de Europa, con alta penetración fotovoltaica y eólica, se consolida como terreno natural para integrar almacenamiento en DC y maximizar ingresos.

“Si postergáis más la decisión, el mercado de revenue stacking, sobre todo el de servicios auxiliares, el AFRR, va a terminar agotándose”, advirtió la referente de Jinko ESS. Para la ejecutiva, el timing será determinante en la captura de valor.

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Colombia ha sido oficialmente aceptada como el miembro número 33 de la Agencia Internacional de la Energía (IEA por sus siglas en inglés), organismo autónomo de la OCDE y máxima autoridad técnica global en la materia.

Esta invitación es el resultado exitoso de un riguroso proceso de adhesión iniciado en 2021. Durante este periodo, el país robusteció su arquitectura institucional, sus instrumentos de gestión de crisis y sus capacidades técnicas para garantizar la estabilidad del suministro. A continuación de este anuncio, se iniciará el trámite correspondiente ante el Congreso de la República para la ratificación definitiva de este ingreso.

Tras la adopción formal de la decisión por la Junta de Gobierno, el Gobierno de Colombia deberá proceder a la firma del Instrumento de Adhesión al Acuerdo de la Agencia. Posteriormente, y de conformidad con los procedimientos internos aplicables a los tratados internacionales, el país completará el proceso de ratificación y depositará el instrumento correspondiente ante el Depositario. La membresía plena entrará en vigor una vez finalizados estos pasos formales.

Con este paso histórico, Colombia se integra al grupo de naciones que definen el rumbo de la seguridad energética, la expansión de fuentes limpias y la eficiencia global.

La política energética colombiana está estrictamente alineada con el Acuerdo de París. Como uno de los países más biodiversos y vulnerables al cambio climático, Colombia asume este liderazgo como un mandato ético. Los resultados respaldan esta visión: en los últimos tres años y medio, la participación de energías limpias de fuentes no convencionales en la matriz nacional ascendió del 2% al 16%.

El ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, destacó la relevancia de este hito: “Esta invitación valida la solidez de nuestras instituciones y nuestra capacidad técnica. Ser miembro pleno de la AIE significa que el país se sienta en la mesa donde se toman las decisiones globales. Es un mensaje contundente de confianza para la inversión, estabilidad para los mercados y protección para los hogares colombianos”.

“Esta sinergia permitió que Colombia superara los rigurosos estándares de la Agencia, demostrando que la visión de un país descarbonizado es compatible con la seguridad energética y la estabilidad macroeconómica, Este ingreso es un triunfo de la planificación. Hemos demostrado que Colombia tiene la solidez técnica para responder a crisis globales y liderar el cambio hacia las energías limpias” complementó la directora de Planeación Nacional, Natalia Irene Molina.

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Energía Estratégica elaboró un reporte exclusivo sobre la situación actual y perspectivas a futuro de las energías renovables y el almacenamiento en baterías en Argentina, en un contexto marcado por una transformación estructural bajo la presidencia de Javier Milei, para avanzar hacia un mercado basado en acuerdos entre privados y precios basados en costos marginales.

El país alcanza actualmente 7843 MW de potencia renovable instalada en el Mercado Eléctrico Mayorista, sin contabilizar las grandes hidroeléctricas superiores a 50 MW. La matriz está dominada por 4531 MW eólicos y 2475 MW solares, con fuerte concentración en Patagonia (1662 MW eólicos) y Buenos Aires + GBA (1971 MW eólicos), mientras Cuyo lidera en fotovoltaica con 1095 MW.

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Sin embargo, el crecimiento futuro —estimado en 5492 MW en pipeline— enfrenta una limitación estructural vinculada a la capacidad de transporte, identificada como el principal cuello de botella del sistema.

En este escenario, los principales players consolidan su liderazgo combinando la ejecución y desarrollo de nuevos proyectos de generación, almacenamiento y expansión en infraestructura de transporte eléctrico, que explican gran parte de la capacidad instalada y en curso a nivel nacional. 

Genneia (1.616 MW), YPF Luz (756 MW), Central Puerto (570 MW), PCR (545 MW), MSU Green Energy (335 MW), Pampa Energía (427 MW), Coral Energía (400 MW), AES Argentina (357 MW) y 360 Energy (245 MW) suman en conjunto más de 5250 MW operativos entre eólica y solar. 

A ello se agregan los más de 1200 MW desarrollados por Solar DQD como EPCista, junto con 25 MW propios.

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En materia de construcción y expansión inmediata, estas compañías acumulan más de 1400 MW renovables en ejecución o ingeniería avanzada; sumado a que el almacenamiento toma protagonismo dentro de su pipeline, ya sea por lo adjudicado en la licitación AlmaGBA (713 MW asignados en 2025 a un precio promedio de alcanzó USD 11964 MW-mes), como también futuros proyectos a través del Mercado a Término.

Asimismo, el sector energético de Argentina está a la expectativa del lanzamiento de la nueva convocatoria AlmaSADI, por lo que junto al volumen de proyectos ya en marcha, el almacenamiento se consolida como nuevo eje de expansión de corto plazo.

El Mercado a Término: nuevo motor de la expansión

El dinamismo empresarial se combina con un cambio estructural en el diseño regulatorio, dado que la Resolución SE N°400/2025 marca un punto de inflexión al promover la transición hacia contratos bilaterales privados, reduciendo el rol de CAMMESA como comprador principal y devolviéndolo a su función de operador del sistema con señales de precios basadas en costos marginales.

Es por ello que el Mercado a Término (MAT) se consolidará como vehículo central para la expansión renovable, siguiendo lo hecho como principal driver de crecimiento para las renovables en los últimos años.

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Actualmente existen 136 proyectos adjudicados con prioridad de despacho por 6019,7 MW, de los cuales 3726,5 MW corresponden al MATER Pleno (sin limitaciones de inyección) y 2.293,2 MW al mecanismo Referencial A, con posible curtailment de hasta 8% hasta que se ejecuten obras de transporte.

Adicionalmente, se registran 85 solicitudes por 3646,5 MW con prioridad de despacho y otros 51 pedidos por más de 2300 MW adjudicados pendientes de operación comercial. La asignación de prioridad se convierte así en el mecanismo clave para racionar la limitada capacidad de red disponible.

No obstante, la expansión estructural depende de la infraestructura de transmisión. El Decreto 921/2025 habilita un modelo de concesión de obra pública financiado por capital privado, con repago vía cargo tarifario regulado. Tres proyectos prioritarios —AMBA I (más de 500 kilómetros), la línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins y la línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca— suman más de 1.300 kilómetros de red y serán determinantes para liberar capacidad.

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Desde una perspectiva estratégica, el almacenamiento representa la oportunidad de ejecución más rápida y mayor visibilidad en el corto plazo (1 a 2 años). La generación utility scale mantiene alto potencial técnico, aunque condicionada por transporte y consolidación contractual (2 a 4 años). Las redes de transmisión constituyen la inversión de mayor escala e impacto sistémico, con retornos regulados y horizonte de 4 a 8 años.

El mercado energético argentino transita así una transición dual: tecnológica y regulatoria. La combinación de liderazgo empresarial, liberalización contractual, incentivos fiscales como el RIGI y concesiones privadas en infraestructura configura un nuevo equilibrio competitivo donde la asignación eficiente de capital dependerá de la capacidad de estructurar contratos, asegurar prioridad de despacho y gestionar riesgo regulatorio.

Argentina redefine su mercado eléctrico bajo una lógica de mercado abierto, donde la oportunidad no se limita al recurso natural, sino a la integración estratégica entre generación, almacenamiento y transporte en un entorno de transformación estructural.

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La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil ha dado un nuevo paso decisivo para la modernización del sector eléctrico brasileño al lanzar una nueva fase de discusión regulatoria.

A través de la publicación de la Nota Técnica nº 03/2026, la agencia ha abierto el debate para adaptar la normativa vigente a la Ley nº 15.269, promulgada en noviembre de 2025, la cual reconoció formalmente al almacenamiento de energía como una actividad independiente.

Este movimiento regulatorio complementa la segunda fase de la Consulta Pública nº 39/2023, incorporando directrices estructurales que definen cómo operarán, cobrarán y pagarán las baterías y otros sistemas de almacenamiento en el Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Uno de los puntos más esperados por el mercado era la definición tarifaria. La ANEEL confirmó en su nota técnica que se mantendrá la llamada «tarifa dual» para los sistemas de almacenamiento.

Esto significa que las baterías no estarán exentas de pagar por el uso de la infraestructura, argumentando que la nueva ley no exime a estos activos de remunerar la disponibilidad de la red, ya que hacen uso de ella en ambos sentidos.

Deberán abonar la Tarifa de Uso del Sistema de Transmisión o Distribución (TUST/TUSD) en dos momentos:

• Al consumir energía de la red para cargar sus dispositivos (como consumidores).
• Al inyectar energía a la red (como generadores).

Asimismo, la regulación crea una nueva figura jurídica y operativa: el Agente Almacenador Autónomo. Anteriormente, se trataba de encuadrar al almacenamiento bajo las reglas de la generación, pero la nueva ley elimina la necesidad de este paralelismo.

¿Cómo se diferenciarán? 

• Licencia Específica: Se emitirá una autorización (outorga) exclusiva para almacenamiento, con un registro propio (código SAE) separado de los activos de generación.
• Sin límite de potencia: A diferencia de la generación distribuida pequeña, la prestación de servicio autónomo de almacenamiento requerirá autorización de la ANEEL independientemente de su tamaño, debido a que no existe una dispensa legal explícita como en las fuentes renovables de capacidad reducida.

La nota técnica aclara que, si la planificación centralizada determina que un sistema de almacenamiento es necesario para la infraestructura de la Red Básica, este deberá ser tratado como un activo de transmisión y será obligatoriamente licitar en subastas.

Sin embargo, las Usinas Hidroeléctricas Reversibles (UHR) quedan explícitamente excluidas de esta obligación de licitación como transmisión, manteniendo un régimen regulatorio diferenciado.

Mientras que los proyectos que combinan generación (como parques solares o eólicos) con baterías en el mismo punto de conexión («co-localizados»), mantendrán incentivos de eficiencia y se permite que éstos contraten un Montante de Uso del Sistema (MUST) hasta un 20% inferior a la potencia instalada total, reconociendo la capacidad técnica de las baterías para suavizar los picos de inyección y optimizar el uso de la red existente.

Por otro lado, en una decisión que protege al consumidor final, la regulación implementa lo dictado por la Ley nº 15.269: los costos derivados de la contratación de baterías como reserva de capacidad (potencia contratada para garantizar la seguridad del sistema) serán prorrateados exclusivamente entre los agentes generadores.

Es decir que la ANEEL descartó el traspaso directo de estos costos a las tarifas de los consumidores residenciales o industriales. Además, los nuevos proyectos de generación que soliciten acceso a la red deberán costear esta reserva obligatoriamente si no cumplen con requisitos técnicos mínimos de flexibilidad y almacenamiento.

Próximos pasos

La ANEEL ha dividido la implementación en dos normas: una específica para el proceso de otorgamiento de licencias y otra transversal que modifica reglamentos existentes (como la REN 1.000). Temas más complejos, como la integración de almacenamiento en las carteras de los Comercializadores de Energía, se han pospuesto para un segundo ciclo de la agenda regulatoria.

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Colombia prevé cerrar 2026 con más de 4200 MW de capacidad renovable instalada, según el informe Balance Renovable 2026 de SER Colombia.

De ese total, 2876 MW corresponden a proyectos de mediana y gran escala en operación comercial o etapa de pruebas, a lo que se suman más de 1300 MW en generación distribuida, entre mini-granjas y autogeneración, segmento cuya capacidad real podría ser mayor a la reportada por excedentes regulatorios.

Durante 2026 entrarían en operación 177 MW distribuidos en 16 proyectos, mientras que tres iniciativas equivalentes a 39,7 MW ya iniciaron pruebas en enero. Además, al menos 80 MW adicionales de generación distribuida se incorporarán este año.

El impacto es estructural: esta capacidad podría abastecer el consumo eléctrico de Bogotá y su área metropolitana —10,2 millones de habitantes— y evitar emisiones equivalentes a retirar más de 265000 vehículos de circulación anualmente.

“Colombia cuenta con un amplio portafolio de proyectos de FNCER en diferentes etapas de desarrollo, lo cual demuestra tanto el avance del sector como el interés de inversionistas nacionales e internacionales”, señaló SER Colombia en el informe.

La expansión no es marginal. Más de 20 departamentos concentran proyectos en operación, pruebas o construcción, entre ellos Atlántico, Magdalena, Tolima, Cesar, Córdoba, Cundinamarca y La Guajira, lo que implica dinamización territorial, empleo e inversión en infraestructura eléctrica.

Sin embargo, el avance técnico convive con restricciones financieras. Actualmente 5086 MW permanecen sin cierre financiero, lo que tensiona el calendario de entrada en operación.

El portafolio en desarrollo confirma que el crecimiento no se detiene. 1043 MW —20 proyectos de mediana y gran escala— se preparan para iniciar construcción en 2026. De ellos, 422 MW finalizan la contratación EPC y 582 MW gestionan el cierre financiero, mientras otros ajustan permisos ambientales o esperan licencia.

En paralelo, 227 MW ya están en construcción con entrada prevista entre 2027 y 2028.

Más adelante en la curva de desarrollo, 5843 MW se encuentran en etapas tempranas, distribuidos en 106 proyectos con avances entre 20% y 60%. Cuatro de estos desarrollos, equivalentes a 685 MW, están próximos a la etapa Ready to Build y podrían iniciar obras en 2027. No se incluyen 1409 MW de proyectos en estado Stand By.

El potencial es significativo. Con decisiones adecuadas, podrían incorporarse entre 6586 MW y 9500 MW en los próximos cinco años, con un impacto estimado de hasta 7 billones de pesos en ahorro tarifario.

Pero el tiempo juega en contra. El país necesita al menos 6000 MW adicionales en el mercado mayorista antes de 2027, junto con una inversión cercana a 5000 millones de dólares, para evitar un déficit estructural.

“Los avances han sido importantes, pero estamos a mitad de camino”, advirtió SER Colombia.

La puesta en marcha de un proyecto renovable tarda entre 3 y 7 años, y cerca del 70% del proceso corresponde a trámites. Por caso, hoy en día existen más de 300 gestiones pendientes, algunas con demoras de hasta 2000 días, incluyendo infraestructura de transmisión.

El almacenamiento emerge como variable estratégica. La UPME proyecta cerca de 1800 MW en recursos energéticos distribuidos en los próximos años, aunque el crecimiento podría acelerarse si se implementan reglas claras para baterías y nuevos mecanismos de contratación.

El informe identifica seis decisiones inmediatas que cambiarían el ritmo del mercado: subastas de cargo por confiabilidad, contratos de largo plazo, reglas para almacenamiento, asignación transitoria de puntos de conexión, autogeneración remota y modernización del mercado eléctrico.

El respaldo social existe: 96% de los colombianos prioriza el crecimiento solar y 88% respalda la eólica. Ocho de cada diez considera urgente su desarrollo, por lo que la discusión ya no es tecnológica, sino que variable decisiva es regulatoria y financiera.

Los 4200 MW proyectados para 2026 marcan un punto de inflexión, pero el verdadero desafío es convertir el pipeline en operación efectiva antes de que la demanda supere la velocidad de expansión.

BALANCE 2026 – INFORME ENERGÍAS RENOVABLES EN COLOMBIA

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El gobierno de Estados Unidos endureció las medidas comerciales contra el grafito chino utilizado en baterías, luego de que el Departamento de Comercio confirmara la existencia de prácticas desleales. La decisión implica un incremento sustancial de los derechos compensatorios sobre el material de ánodo activo (AAM), que pasan a ubicarse en niveles casi seis veces superiores a los vigentes hasta ahora.

El 11 de febrero de 2026, el Departamento de Comercio comunicó sus determinaciones finales en el marco de las investigaciones por dumping y subsidios aplicadas al AAM proveniente de la República Popular China.

En 2025, las resoluciones preliminares habían fijado derechos compensatorios del 11,58 % y antidumping del 93,5 %. Con la decisión definitiva, la tasa compensatoria se elevó a un rango de entre 66,82 % y 66,86 %, mientras que el derecho antidumping se mantuvo en 93,5 % para determinadas compañías. Para el resto de los exportadores chinos se estableció un arancel antidumping nacional del 102,72 %.

Desde una consultora internacional estima que las sanciones totales sobre las importaciones de material de ánodo de grafito natural chino a EE. UU. suman actualmente aproximadamente el 220%:

• Tarifa IEEPA: 10%
• Tarifas de la Sección 301: 25%
• Tarifas del artículo 232: 25%
• Derechos compensatorios del DOC: 66,68% (anteriormente 11,58%)
• Derechos antidumping del DOC: 93,5 %
• Aranceles/derechos TOTALES: ~220,18 %

La determinación final es el resultado de una investigación que se extendió durante un año sobre presuntas subvenciones y prácticas de precios por parte de productores chinos.

No obstante, la medida aún depende de un dictamen final de la Comisión de Comercio Internacional de Estados Unidos (ITC), previsto para marzo de 2026. Si el organismo concluye que existió daño a la industria local, los aranceles quedarán vigentes por al menos cinco años, conforme a la normativa comercial estadounidense.

Y de aprobarse en la ITC, este escenario podría impulsar la demanda interna de grafito natural producido en Estados Unidos para su uso en baterías de ion-litio, incluyendo aplicaciones en vehículos eléctricos, almacenamiento energético, defensa y otros sectores estratégicos.

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El Gobierno de Colombia informó Víctor Paternina tomó posesión como nuevo viceministro de Energía del país.

Egresado de la Universidad del Norte, especialista en Alta Gerencia y en Dirección y Gestión de Proyectos, y con Maestría en Administración de Negocios (MBA) de la Universidad de los Andes, Paternina cuenta con más de 18 años de trayectoria en el sector energético.

«Es reconocido por su capacidad de ejecución y liderazgo en programas y proyectos estratégicos, así como por su solvencia técnica y reputación dentro del sector eléctrico nacional», aseguraron desde el gobierno.

Durante su gestión como director de Energía, impulsó de manera decidida la estructuración, ejecución e implementación de las comunidades energéticas en el país y lideró la definición de la política pública Colombia Solar, uno de los pilares de la transición energética justa con enfoque territorial y social.

Llega al Viceministerio de Energía de la mano del ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, con el firme propósito de dar continuidad a las políticas en curso y avanzar en la reducción de las tarifas de energía eléctrica, garantizando al mismo tiempo la confiabilidad, sostenibilidad y eficiencia del sistema energético nacional.

Como viceministro, uno de sus principales retos será asegurar la puesta en operación efectiva de las comunidades energéticas ya estructuradas y acelerar la implementación de las primeras soluciones del programa Colombia Solar, especialmente en la región Caribe, donde estos proyectos tendrán un impacto directo en el acceso, el costo y la equidad del servicio de energía.

“Este es un reto que asumo con profundo compromiso y responsabilidad. Nuestro enfoque será convertir la política pública en resultados concretos, que se reflejen en menores tarifas, mayor acceso a la energía y soluciones reales para los territorios, en especial para las regiones históricamente excluidas”, señaló el nuevo viceministro de Energía, Víctor Paternina.

«Su nombramiento representa una señal clara de continuidad, rigor técnico y estabilidad institucional para el sector energético colombiano, y envía un mensaje de confianza a los agentes, inversionistas y actores del sistema, al fortalecer una gestión enfocada en la ejecución efectiva, el diálogo permanente y la toma de decisiones responsables para el desarrollo energético del país», indicaron desde el Poder Ejecutivo.

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APsystems sigue fortaleciendo su comunidad en la región. Por eso, el Programa Instalador VIP ahora está disponible en toda Latinoamérica, ofreciendo beneficios exclusivos diseñados para impulsar el crecimiento de los profesionales del sector solar.

Este programa está pensado para reconocer, capacitar y acompañar a instaladores comprometidos con la calidad y la innovación, brindándoles acceso a capacitaciones especializadas, soporte prioritario, herramientas comerciales y oportunidades de visibilidad dentro del ecosistema APsystems.

🚀 Ser parte del Programa VIP significa estar un paso adelante, formar parte de una red regional sólida y crecer de la mano de una marca líder en tecnología MLPE.

👉 Conozca más sobre como ser parte y únase aquí: https://latam.apsystems.com/programa-instalador-vip/

 ¿Por qué elegir APsystems?

• Mayor producción por panel: Cada microinversor APsystems optimiza dos módulos independientes, lo que eleva hasta +20% la generación en condiciones variables. Esto no solo incrementa la producción, sino que reduce los costos de BOS (un microinversor por cada 2 paneles en lugar de uno).
• Compatibilidad con alta potencia: Los equipos APsystems soportan los paneles más grandes del mercado. 
• Instalación sencilla: Al ser plug-and-play y con diseño compacto, los microinversores APsystems reducen significativamente el tiempo y complejidad de instalación, comparados con soluciones de inversores centralizados o microinversores monomódulo.
• Monitoreo inteligente: La plataforma EMA brinda supervisión 24/7 vía app y web, con datos en tiempo real por cada panel. Esto permite diagnóstico remoto inmediato y maximiza la productividad del sistema.

Colombia Solar — Energía limpia con impacto social

El Programa Colombia Solar es una iniciativa del Gobierno colombiano que ve por una transición energética justa y sostenible para más de 1,3 millones de familias en situación de vulnerabilidad. Con una inversión de $8,35 billones COP entre 2026 y 2030, este programa busca transformar los subsidios tradicionales a la energía eléctrica por soluciones de generación fotovoltaica en los hogares.

🔋 Gracias a esta estrategia, las familias de estratos 1, 2 y 3 podrán:

• Generar su propia energía limpia, reduciendo considerablemente sus facturas eléctricas.
• Acceder a un suministro más estable y sostenible.
• Contribuir a una matriz energética más limpia y equitativa.

Además, el programa está pensado para impulsar empleo local, formación técnica en energía renovable y desarrollo territorial, apoyando la economía verde en distintas regiones del país.

Colombia Solar representa un cambio estructural en la política energética, poniendo a la energía solar en el centro de la solución para la equidad social y la sostenibilidad ambiental.

Además, el sector solar en Latinoamérica continúa mostrando un crecimiento sólido y sostenido, especialmente en generación distribuida y sistemas en techos, un escenario que abre grandes oportunidades para tecnologías como los microinversores y soluciones MLPE.

Países como Brasil lideran esta transformación, cerrando 2025 con 43.5 GW en generación distribuida y proyectando alcanzar 50 GW en 2026, consolidándose como uno de los mercados más dinámicos a nivel global. Este crecimiento ha impulsado una mayor adopción de soluciones modulares, seguras y eficientes, alineadas con la propuesta tecnológica de APsystems.

En México, la generación distribuida también mantiene una tendencia positiva, superando ya los 5 GW conectados, mientras que las recientes licitaciones y planes de expansión del gobierno refuerzan la necesidad de soluciones confiables, escalables y preparadas para el futuro. Este contexto ha favorecido el crecimiento de instalaciones con tecnología APsystems, especialmente en proyectos residenciales y comerciales que demandan mayor flexibilidad y monitoreo a nivel módulo.

Por su parte, Chile y Argentina avanzan hacia marcos regulatorios más estables y favorables para las energías renovables. La modernización normativa en Chile y la prórroga por 20 años de la Ley de Renovables en Argentina generan un entorno propicio para el desarrollo de la generación distribuida. Este crecimiento regional está sentando las bases para una expansión progresiva de APsystems, acompañando la maduración del mercado y la creciente demanda por soluciones con microinversores.

En conjunto, la consolidación de la energía solar en Latinoamérica, integrando almacenamiento, redes inteligentes y generación distribuida, está potenciando el desarrollo de APsystems en múltiples países de la región, fortaleciendo su posicionamiento como un aliado tecnológico clave para instaladores, distribuidores y proyectos que buscan eficiencia, seguridad y escalabilidad a largo plazo.

5.- 🚀 Lo que APsystems tiene para este 2026:

La compañía continúa fortaleciendo su presencia en Latinoamérica, alineando estrategia regional con la evolución del mercado solar y las necesidades de cada país. A medida que la generación distribuida avanza y la adopción de tecnologías MLPE se acelera, sigue consolidando el posicionamiento como un aliado tecnológico confiable para el campo solar.

Este crecimiento se refleja en un mayor acercamiento con instaladores y distribuidores, el desarrollo de capacidades locales y una participación cada vez más activa en los espacios clave donde se construye el futuro del sector. Al mismo tiempo, un enfoque constante en la innovación, la capacitación y el acompañamiento técnico, sentando las bases para una expansión gradual y sostenible en distintos mercados de la región.

Con una visión de largo plazo, avanza paso a paso para acompañar la madurez del mercado latinoamericano, impulsando soluciones que aporten eficiencia, seguridad y valor real a los proyectos solares, hoy y en el futuro.

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Colombia superó los 3 GW de capacidad solar instalada, consolidando un avance tangible en su ruta hacia una matriz energética más limpia y diversificada. Según la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), el país cuenta con 1600 MW en operación comercial y 1400 MW en etapa de pruebas, una cifra que refleja el dinamismo del recurso fotovoltaico en el mercado energético nacional.

Este entorno regulatorio más robusto coincidió con el despliegue de los proyectos solares más significativos del país. Guayepo, en el departamento del Atlántico, encabeza la lista con 370 MW de capacidad, seguido por el Parque Solar Puerta de Oro, en Cundinamarca, con 300 MW en pruebas. En el mismo Atlántico, Guayepo III suma 180 MW, mientras que en Tolima el desarrollo Shangri La aporta 160 MW. En el norte del país, Latam Solar La Loma, en Cesar, genera 150 MW, y en Caldas el proyecto Portón del Sol opera con 102 MW.

La geografía también suma aportes importantes: en Córdoba, Parque Solar La Unión y en Magdalena el proyecto Fundación destacan con 100 MW cada uno, mientras que en Caldas y Cesar, Parque Solar Tepuy y La Mata aportan 83 MW y 80 MW, respectivamente. Estas iniciativas evidencian no solo el crecimiento en potencia, sino también un reparto territorial que refleja la disponibilidad de irradiación, suelo y conectividad en distintos rincones del país.

Este desarrollo no es casualidad. Factores como la reducción de costos tecnológicos, la diversificación de capitales y reglas de mercado más claras generaron condiciones para que proyectos de mayor escala se materialicen y entren al sistema.

Además, este crecimiento ocurre en paralelo con señales regulatorias que buscan dar más certeza a los inversores. Recientemente, el Ministerio de Minas y Energía publicó un proyecto de resolución que convoca la primera subasta de energía renovable de largo plazo para 2026, un mecanismo que permitirá contratos de energía con vencimientos de hasta 15 años y cuya adjudicación debe cerrarse antes de junio de 2026.

El esquema está diseñado bajo un modelo de “pague lo contratado” y contempla productos horarios específicos, habilitando también la participación de sistemas de almacenamiento con baterías y proyectos nuevos con capacidad igual o superior a 5 MW. El objetivo es facilitar la incorporación de energía limpia y contribuir al cumplimiento de la obligación de compras renovables de los comercializadores, todavía rezagada en el mercado colombiano.

El listado completo de los proyectos solares: