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México oficializó este 23 de octubre las nuevas Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACGs) que regulan el otorgamiento, modificación y vigencia de permisos para la generación y almacenamiento de energía eléctrica. Emitidas por la Comisión Nacional de Energía (CNE) y publicadas en el Diario Oficial de la Federación (DOF), estas disposiciones establecen un marco unificado y obligatorio que aplica a todas las personas físicas, morales y entidades públicas que deseen desarrollar proyectos eléctricos en el país. La regulación incorpora criterios legales, técnicos y financieros y se alinea de manera estricta con los principios de planeación vinculante definidos por la Secretaría de Energía.

La publicación se da en un momento clave, tras el reciente llamado del Gobierno mexicano al sector privado para desarrollar 6000 MW de energías renovables, hecho que anticipa un incremento considerable en solicitudes de permisos. Este nuevo marco regulatorio busca brindar certeza jurídica y operativa en un contexto de transición energética donde se requiere ordenamiento, agilidad administrativa y alineamiento con la expansión planificada del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

Una de las principales definiciones de la normativa es que cualquier Central Eléctrica o Sistema de Almacenamiento con capacidad igual o superior a 0,7 MW deberá contar con un permiso expedido por la CNE. Se mantiene la excepción para generadores exentos por debajo de este umbral. La norma contempla tanto proyectos de autoconsumo como de generación para el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), así como infraestructura destinada a la exportación de energía o desarrollada en esquemas de inversión mixta entre el Estado y privados.

Para los proyectos de autoconsumo interconectado con capacidad entre 0,7 y 20 MW, se mantiene un trámite simplificado conforme al Acuerdo publicado el 6 de agosto de 2025. En estos casos, se exige documentación adicional que acredite la razón social de los usuarios, la red particular, la capacidad de inyección y los contratos de servicio si existieran varios usuarios. Asimismo, se establecen parámetros específicos para los esquemas aislados, sin conexión al SEN, exentos de presentar manifestación de impacto social si su capacidad no supera los 20 MW.

Para los proyectos dirigidos al MEM, se deben detallar el tipo de figura legal bajo el cual operarán (particulares, públicos o mixtos), el tipo de tecnología, la capacidad instalada en corriente alterna y directa, el consumo de combustible en caso de aplicar, y el programa de obras desglosado por etapas. En los casos de producción de largo plazo, se debe presentar el contrato correspondiente con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y acreditar que la totalidad de la energía será destinada a esta empresa pública. En esquemas de inversión mixta, se debe demostrar que la CFE mantiene una participación igual o superior al 54% en el proyecto.

Respecto al almacenamiento, la nueva regulación establece los requisitos técnicos, documentales y financieros específicos para obtener permisos. Los solicitantes deben presentar diagramas unifilares, fichas técnicas de los sistemas, cronogramas de ejecución, planes de operación comercial y documentación que respalde la capacidad técnica y financiera para ejecutar el proyecto. Además, es obligatorio contar con resultados del Estudio de Impacto o su versión rápida, elaborados por el CENACE, para verificar la viabilidad de interconexión al SEN.

Uno de los pilares de la normativa es el robustecimiento de los requisitos financieros y técnicos. Los interesados deberán demostrar experiencia en proyectos similares, presentar estados financieros auditados de los últimos dos años, y entregar un plan de financiamiento completo que incluya flujos netos de capital, esquema de inversión, aportaciones y cartas de intención o de crédito irrevocable que garanticen la ejecución del proyecto. Todo esto se acompaña de un plan de negocios detallado con proyecciones de rentabilidad, costos operativos, tasas de retorno y análisis de riesgo.

La solicitud de permisos deberá realizarse a través de la Oficialía de Partes Electrónica (OPE) de la CNE, en formatos oficiales que incluyen tanto información jurídica como técnica del proyecto. La documentación exigida varía según se trate de una persona física, moral, dependencia estatal o empresa pública, pero en todos los casos se requiere acreditar la personalidad jurídica, situación fiscal, capacidad legal y técnica, y el conocimiento y compromiso con el marco regulatorio aplicable.

Una vez presentada la solicitud, el procedimiento de evaluación tiene un plazo máximo de 60 días hábiles, conforme a lo dispuesto en el artículo 25 del Reglamento de la Ley del Sector Eléctrico. La CNE podrá autorizar, requerir información complementaria, o negar la solicitud si se identifican riesgos para la accesibilidad, seguridad o sostenibilidad del sistema, o si la documentación es insuficiente o contiene datos falsos. Las negativas deberán estar debidamente fundadas y motivadas.

Otro aspecto central es la determinación de la vigencia de los permisos, la cual queda sujeta al tipo de figura y modalidad del proyecto. Para los permisos de autoconsumo, la vigencia será de 20 años. Los proyectos orientados al Mercado Eléctrico Mayorista tendrán una vigencia de 25 años, mientras que los desarrollados bajo esquemas mixtos podrán alcanzar hasta 30 años. En el caso de migraciones de centrales en operación, se otorgarán 15 años adicionales, sumados al periodo restante del permiso original, con un límite máximo de 30 años. Por su parte, las centrales migradas que aún no estén en operación tendrán una vigencia de 20 años si corresponden a autoconsumo y de 25 años si se destinan al MEM.

El acuerdo también regula las condiciones para modificar permisos existentes, ya sea por cambios técnicos, actualizaciones legales, cesiones, migraciones, fusiones o escisiones. En cada caso, se deberá presentar la documentación soporte y seguir los procedimientos establecidos. Se aclara que no se podrá iniciar la construcción de infraestructura sin haber obtenido primero la autorización definitiva en materia de impacto social emitida por la Secretaría de Energía, y sin que esta haya sido notificada formalmente a la Comisión Nacional de Energía.

Con estas nuevas disposiciones, el Gobierno mexicano consolida una estrategia regulatoria que busca compatibilizar la apertura a la inversión privada con la seguridad y eficiencia del sistema eléctrico nacional, en línea con los objetivos de confiabilidad y sostenibilidad. La inclusión de la planeación vinculante como eje de evaluación y otorgamiento de permisos marca un cambio de fondo, orientado a garantizar que cada proyecto esté alineado con la expansión ordenada del SEN y que cuente con los elementos necesarios para ejecutarse de forma responsable.

Esta actualización normativa representa un avance sustantivo en la modernización del marco regulatorio del sector eléctrico mexicano, al definir con claridad los requisitos, procesos y criterios que deben seguir todos los actores del ecosistema energético nacional. En un escenario de crecimiento de renovables, apertura al sector privado y presión por cumplir metas climáticas, las DACGs permitirán a desarrolladores, inversores e instituciones públicas operar bajo reglas claras, transparentes y orientadas al cumplimiento técnico y estratégico.

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Costa Rica enfrenta un momento clave para redefinir su estructura energética. Pese a contar con una de las matrices más limpias del continente, los marcos regulatorios actuales limitan la expansión de proyectos renovables de gran escala, especialmente en energía solar. Así lo advirtió Jorge Dengo, vicepresidente de la Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), durante el segundo día del Future Energy Summit (FES) Colombia, donde participó en el panel sobre sinergias regionales para acelerar la transición energética.

“Costa Rica tiene hoy dos esquemas de participación privada, uno de IPPs puros hasta 20 MW y otro BOT de hasta 50 MW, pero el Estado dejó de usar el segundo hace más de una década”, explicó Dengo.

Ante este panorama, desde la organización impulsan una reforma estructural que ya se debate en el Congreso. La propuesta busca habilitar proyectos mayores, fomentar la competencia con el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) y permitir contratación directa entre privados.“Se requiere un cambio en la ley de generación privada que permita incorporar proyectos más grandes”, señaló.

La base del sistema costarricense ha sido históricamente renovable. El 15% de la generación actual es geotérmica y el 12% corresponde a fuentes eólicas. Sin embargo, la expansión solar de gran escala apenas comienza a activarse.

“Solar Utility Scale es donde estamos muy rezagados. Recién en 2023 se hizo la primera subasta para proyectos de hasta 20 MW”, reconoció.

Esto se debe, en parte, a que la participación privada ha sido limitada tanto por la normativa como por la estructura del sistema, dominado por un operador verticalmente integrado. Aunque hay avances en generación distribuida, la escala industrial aún está restringida por ley.

Uno de los ejes del proyecto que impulsa ACOPE es habilitar contratos entre generadores privados y grandes consumidores, una práctica común en otros mercados. “Parte de la intención es que pueda haber contratos con grandes clientes”, indicó. La Cámara de Industrias de Costa Rica respalda esta iniciativa, pero algunas distribuidoras estatales, municipales y cooperativas han mostrado reticencias.

Además, se busca separar las funciones del operador del sistema. Actualmente, una misma entidad administra la planificación, comercialización y el despacho. La reforma plantea que el Ministerio asuma la planificación y que el despacho y la comercialización estén a cargo de un operador independiente.“Se necesita independencia para que el sistema funcione en beneficio del país y no de una sola entidad”, planteó.

ACOPE también mira hacia el plano regional. Centroamérica cuenta con una interconexión de 300 MW que conecta Guatemala con Panamá, pero no opera a plena capacidad por limitaciones internas en algunos países. Además, la conexión entre Panamá y Colombia permitiría unir eléctricamente América del Norte con Sudamérica, un hito sin precedentes.

Para Dengo, la clave está en el alineamiento regulatorio y una voluntad política coherente a largo plazo, más allá de los ciclos de gobierno. En ese escenario, el sector privado tiene un rol clave en la construcción de consensos.“Nuestra tarea como gremios es educar a reguladores y políticos, influir en regulaciones y políticas de Estado para que se logre la interconexión”, remarcó.

También destacó el impacto sistémico de esta apertura: fortalece las redes eléctricas y facilita el intercambio económico entre países.“La interconexión da robustez a las redes y facilita el intercambio económico entre países”, resumió.

Con esta reforma en curso, Costa Rica podría habilitar una nueva etapa para su sector energético, con mayor participación del sector privado, reglas claras, competencia transparente y mejores condiciones para integrar nuevas renovables.

Revive el segundo día de FES Colombia: 

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América Latina y el Caribe (ALC) alcanzaron en junio de 2025 el mayor índice de generación renovable del año: un 71% de su electricidad provino de fuentes limpias, de acuerdo con el informe mensual publicado por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). El dato se ubicó apenas dos puntos por debajo del récord alcanzado en 2024, cuando la renovabilidad marcó un 73%.

Este aumento se dio incluso en un mes donde la generación total cayó un 6% respecto a mayo. La razón: las fuentes fósiles disminuyeron su participación en mayor proporción que las renovables, lo que elevó el índice general de renovabilidad.
“La estructura de generación de ALC mantiene una alta proporción de renovables, liderada por la hidroenergía, la eólica, la solar y la bioenergía”, destacó OLADE.

Actualmente, la región presenta una de las matrices eléctricas más limpias del mundo. Esto se explica no solo por la histórica dependencia de la hidroelectricidad, sino también por una integración progresiva de otras fuentes renovables en los últimos años, en especial la solar y eólica en países como Chile, Brasil, México o Uruguay.

En ese contexto, la hidroelectricidad mantuvo su dominio con un 51,3% de participación. En comparación interanual, fue la fuente que más creció, con 16,3 TWh adicionales frente a junio de 2024, gracias a condiciones favorables de precipitaciones y caudales.
“La hidroelectricidad mantiene la hegemonía sobre las otras fuentes”, sostuvo la organización, que señaló también que el gas natural y la hidráulica juntas representaron el 72% de la matriz.

Un punto distintivo del mes fue el desempeño de la bioenergía, que fue la única fuente que creció respecto a mayo. Aumentó 32% en un solo mes, aportando 2 TWh adicionales al sistema. Su participación subió del 3,1% al 4,3%, consolidando una tendencia creciente. Según OLADE, esta categoría incluye biogás, biomasa sólida y biocombustibles líquidos.

El informe identificó a nueve países que superaron el índice promedio regional del 71%. Paraguay y Costa Rica alcanzaron el 100% de generación renovable, seguidos por Uruguay con un 98%. Completan el grupo Brasil (95%), Venezuela (92%), Colombia (91%), Ecuador (90%), Belice (77%) y Panamá (71%).

“La mayoría de estos países mantiene estructuras eléctricas altamente renovables, con predominancia hidráulica complementada por solar, eólica o biomasa”, explicó la organización.

En la comparación semestral acumulada de los últimos tres años (enero-junio de 2023, 2024 y 2025), se observó un crecimiento promedio del 7% anual en la generación eléctrica de la región. Solo la hidroenergía mostró una tendencia creciente sostenida. Las demás fuentes renovables tuvieron variaciones sin un patrón definido, mientras que el uso de petróleo fue el más inestable.

Estos indicadores permiten a gobiernos, empresas eléctricas y organismos multilaterales evaluar en tiempo real la evolución de la transición energética. El índice de renovabilidad, en particular, se consolida como una herramienta útil para medir el peso de las tecnologías limpias y orientar políticas públicas hacia una matriz descarbonizada.

Para OLADE, disponer de información mensual como esta permite una evaluación integral del sistema eléctrico y mejora la toma de decisiones en planificación energética.

“Disponer de información mensual sobre generación eléctrica es de importancia estratégica para un seguimiento y evaluación integral del sistema”, subrayó la entidad. También remarcó que el sector eléctrico es un eje del desarrollo económico, social y ambiental de los países de ALC, y que estos avances en renovabilidad fortalecen la transición energética en la región.

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La Ley 32249 representa un cambio estructural en el sector eléctrico peruano al introducir un principio fundamental: la competencia. Así lo sostuvo Roberto Tamayo Pereyra, exdirector general de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas (MINEM), durante su exposición en el panel “Conversación Destacada: Política energética y visión renovable del Perú al 2050” en el evento FES Perú.

Según Tamayo, uno de los avances más importantes de esta nueva legislación es que permite separar la contratación de energía y potencia por bloques horarios, lo que genera una mayor apertura del mercado. “Tal vez lo más importante del espíritu de la ley es que esta genera un principio de competencia”, manifestó el exfuncionario.

Para Tamayo, esta medida puede transformar estructuralmente el diseño de mercado. En comparación con otros países de la región, señaló que en Chile los contratos vinculan directamente la potencia con la energía, mientras que en Perú esta separación abre oportunidades de entrada para nuevos actores y contribuye a bajar los precios mediante mecanismos más competitivos. “Se necesitan más actores para hacer más competitivo al mercado, y eso es un ganar-ganar”, planteó.

Este diseño también permitiría, según su visión, disipar temores sobre una eventual sobreoferta o baja demanda, ya que facilita una asignación eficiente y flexible de los recursos.

Más allá de los avances normativos, Tamayo advirtió que la regulación por sí sola no basta: es indispensable contar con un plan energético estructurado y de largo plazo. En contraste con países como Chile, donde existe una hoja de ruta clara, Perú aún opera con “planes que se mueven en ventana móvil y no son muy difundidos”, lo que complica la toma de decisiones estratégicas tanto para el Estado como para los inversionistas.

Otro de los ejes urgentes señalados por Tamayo fue la planificación técnica para la seguridad del sistema, especialmente en lo referido a los servicios complementarios. A su juicio, todos los actores deben asumir su rol en el sostenimiento operativo del sistema. “La seguridad es tarea de todos”, enfatizó. Asimismo, sostuvo que debe haber un sinceramiento de los costos de la flexibilidad, especialmente en centrales que asumen esa responsabilidad. “Se tiene que sincerar los costos que irroga la flexibilidad en las centrales que la desarrollan”, indicó.

En este contexto, resaltó la necesidad de construir una matriz energética equilibrada en la que todas las tecnologías —renovables, hidráulicas y térmicas— jueguen un rol esencial para garantizar la confiabilidad. “Los sistemas no van a poder sobrevivir sin hidráulicas y sin térmicas”, afirmó, en línea con experiencias observadas en mercados como Alemania, Australia o Chile.

Finalmente, Tamayo subrayó la importancia de avanzar con propuestas estructurales ya elaboradas por la Comisión Multisectorial de Reforma del Subsector Electricidad, entre ellas la creación de un regulador independiente, que permita proteger al sector de vaivenes políticos y garantizar decisiones técnicas en la implementación normativa.

“Después de casi 19 años sin reforma, es importante que esta exista para afrontar temas como los servicios complementarios, el almacenamiento y la flexibilidad”, concluyó ante un auditorio que, según sus palabras, debe prepararse para competir con reglas claras, eficiencia operativa y visión de largo plazo.

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Costa Rica enfrenta un cambio estructural en su modelo energético distribuido. Tras más de una década de protagonismo solar, el almacenamiento con baterías emerge como el nuevo estándar tecnológico para hogares, pymes e industrias, desplazando a los sistemas fotovoltaicos tradicionales. Así lo plantea GoSolar, una de las compañías líderes del mercado, con un 25% de participación en generación distribuida interconectada.

“El trono que tenían los sistemas fotovoltaicos como los reyes de la generación distribuida está viéndose desafiado por los sistemas fotovoltaicos con almacenamiento”, explicó Alberto Rodríguez, CEO de la firma, en conversación con Energía Estratégica. El ejecutivo detalló que esta transformación responde a una combinación de factores globales y locales, entre ellos la caída de precios en baterías, un entorno financiero más accesible y una demanda creciente por independencia energética.

El impulso del almacenamiento se disparó tras un golpe regulatorio que alteró el ritmo de crecimiento solar. Rodríguez recordó que la entrada en vigor de la Ley 10086 y las nuevas tarifas definidas por ARESEP modificaron las condiciones para pequeños consumidores.

 “Duplicaron los paybacks al agregar el bien llamado “Impuesto al Sol”, que es la tarifa de acceso. Básicamente vuelve casi inviables los sistemas para todos los pequeños consumidores”, afirmó.

La consecuencia fue clara: menor número de nuevos usuarios conectados a sistemas solares tradicionales. “Menos de 3000 kWh por mes es más de dos tercios del país. Naturalmente, la cantidad de nuevas personas conectándose tuvo que ir a la baja”, precisó. En contraste, las importaciones de baterías se duplicaron en 2024 respecto a 2023, y 2025 ya superó al año anterior, reflejando un nuevo ciclo tecnológico. “Estamos en un punto donde el almacenamiento hoy está donde estaba la generación fotovoltaica hace unos 10 o 12 años”, indicó.

GoSolar destacó el valor del almacenamiento conectado a red: “Los clientes pueden atacar ahora no solo los rubros de energía, sino también los cobros por potencia, conocidos como cobros por demanda”, señaló Rodríguez. Esto abre una nueva vía de ahorro: “El cobro por demanda puede rondar el 40 al 60% de la factura y antes no podías atacarlo”, sostuvo. Las proyecciones son contundentes: “Teniendo resultados de ahorro impresionantes y paybacks incluso menores a los 3 años, que es algo que ni en la mejor época de solar habíamos visto”, agregó.

Desde la visión de GoSolar, esta evolución tecnológica está transformando el rol del usuario en la red. “Veo un futuro donde difícilmente estemos instalando solo sistemas solares para un cliente”, advirtió Rodríguez. “Vas a estar instalando en todos los sitios solar con almacenamiento”.

El ejecutivo planteó que descentralizar la red permite reducir pérdidas por transformación y distribución, y evita grandes inversiones estatales. “Lo que nosotros proponemos es un modelo donde sean los usuarios de la red quienes hagan estas inversiones. Se financian a través del ahorro de sus facturas energéticas”, explicó. 

Además, remarcó que este modelo es esencial para permitir la electrificación de sectores aún altamente dependientes de combustibles fósiles. “El sector transporte representa casi un 50% del consumo energético del país y está totalmente dependiente de gasolina, diésel y petróleo”, alertó. “Cada vez que estamos instalando paneles, cada vez que estamos poniendo baterías, estamos creando la infraestructura necesaria para que el país logre electrificar la flota vehicular y enfrentar los desafíos que se avecinan”.

Lejos de enfrentar barreras financieras, GoSolar identificó al financiamiento como un factor catalizador. Rodríguez subrayó el rol de la banca local: “Promérica, el BAC y el Banco Nacional han sacado líneas bastante atractivas para este tipo de financiamientos”. 

Según el CEO, el verdadero reto está en la ejecución comercial: “El auge que se avecina en energía, en almacenamiento y en generación necesita ser aprovechado por EPCistas, instaladores, vendedores de alta calidad”. Como muestra del momento que vive el mercado, la empresa duplicó el tamaño de su equipo de ventas en los últimos tres meses. “Realmente los clientes ya confían en la tecnología. Estas son tecnologías probadas por décadas. El costo de los productos ya está ahí. Ya no vemos los problemas en el supply chain”, añadió.

La firma tiene previsto ejecutar un pipeline de 20 millones de dólares en proyectos híbridos entre 2025 y 2026. “Ese es el nivel de certeza que tengo en el mercado”, expresó Rodríguez. A enero de 2025, ya había instalado más de 25 MW, sobre un total de 100 MW reportados en el país.

Como siguiente paso, GoSolar apunta a expandirse a nivel regional. “Ya hemos mandado en dos ocasiones personas a Panamá. La legislación es tremendamente más amigable que la de Costa Rica”, indicó Rodríguez. También mencionó oportunidades activas en República Dominicana, Honduras y Guatemala.

El gerente de ventas, Khristopherson Agüero, destacó que la compañía ya cuenta con las capacidades operativas necesarias para ese salto regional: “Tenemos más de 80 colaboradores a tiempo completo. Hemos llegado a ser 110. Somos una empresa elástica con capacidad de crecer”. Y reforzó: “Ya hemos generado una estructura de procesos robusta, que es lo que definitivamente nos va a servir como plataforma para esa expansión”.

Agüero sostuvo que el mercado ya está maduro: “No es una moda, no es greenwashing. Es un caso de negocio muchísimo más robusto que el status quo”. Para el ejecutivo, la experiencia técnica y operativa es hoy la principal ventaja competitiva. “Ya no estamos explicando qué es un panel. Ahora los clientes preguntan por logística, retorno y respaldo del EPC”.

Con 12 años de trayectoria, equipo técnico completo y una hoja de ruta clara, GoSolar apuesta por consolidarse como líder en la nueva etapa energética de Costa Rica. “Estamos en modo productivo: ejecutar, cerrar, construir, interconectar”, concluyó Agüero. “Es una posición privilegiada para estar”.

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Durante el Future Energy Summit (FES) Colombia, el director ejecutivo de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), Antonio Jiménez Rivera, confirmó que el organismo está trabajando una regulación orientada a la modificación del mercado eléctrico nacional: “Estamos con la modernización del mercado a nivel interno, seguramente el próximo año tendremos una regulación en esa dirección”.

Esto ya forma parte de la Agenda Regulatoria Indicativa 2025 publicada por la CREG, que contempla medidas destinadas a integrar de manera más eficiente las fuentes renovables, los sistemas de almacenamiento y los mecanismos de respuesta a la demanda.

Se plantea la necesidad de actualizar los procedimientos operativos y las señales de precio para fortalecer la sostenibilidad y competitividad del sistema eléctrico colombiano.

Cabe recordar que en abril de 2025, la CREG publicó para consulta pública el Proyecto de Resolución CREG 701 086 de 2025, que introduce el mecanismo de Despacho Económico de Operación en Tiempo Real (DEOTR).

Este sistema propone ajustes de redespacho cada 30 minutos y consignas automáticas de generación cada cinco, con el objetivo de reducir desviaciones y otorgar mayor flexibilidad al sistema. El documento aún se encuentra en etapa de revisión de comentarios y constituye la base técnica para la implementación futura del mercado intradiario.

Desde el sector, los actores valoran el avance, pero esperan definiciones concretas sobre los plazos de adopción y el alcance operativo que tendrá la medida.

Prioridades regulatorias

Asimismo, entre las prioridades regulatorias que sostiene la CREG, Jiménez Rivera mencionó tres ejes centrales: el proceso de subasta del cargo por confiabilidad, la creación de un nuevo esquema de mercado para las baterías —que actualmente no tienen una participación activa en el sistema colombiano— y la mayor integración de la demanda, tanto residencial como industrial, mediante mecanismos de autogeneración, comunidades energéticas y respuesta a la demanda.

La CREG mantiene abierta a comentarios la resolución del nuevo esquema de cargo por confiabilidad, y al respecto su director ejecutivo anticipó que el equipo revisará las observaciones de los agentes “buscando una mejor participación y atraer nuevos actores al mercado.”

Sin embargo, la confianza en el suministro y en el mercado sigue siendo cuestionada por actores del sector y el referente enfatizó en que es una prioridad para la CREG.

“No hay una discusión sobre la necesidad de contar con un esquema confiable. Desde la Comisión estamos tratando de dar de la mejor manera las señales en las cuales podemos conseguir confiabilidad”, afirmó el Comisionado, reconociendo que, en la actualidad, las dificultades para la ejecución de proyectos energéticos presenta nuevos desafíos sociales y ambientales: “Ya no estamos en la situación que teníamos hace 15 años cuando los proyectos se diseñaban y se hacían”. 

Y dejó claro que la CREG asume el rol de ajustar la regulación para favorecer la ejecución efectiva de inversiones renovables y de infraestructura, considerando que los reclamos de las comunidades son hoy un factor estructural del sistema.

Para revivir el debate completo sobre “Prioridades regulatorias y de política pública del sector energético colombiano: Horizonte 2030”, celebrado en el FES Colombia, junto a Raúl Lancheros (Director de Asuntos Sectoriales y Regulación – ACOLGEN), Amylkar Acosta (Ex Ministro de Minas y Energía) y Nicolás Rincón Munar (Director de Infraestructura y Energía Sostenible – DNP), accedé a la transmisión en vivo por YouTube.



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La segunda jornada del encuentro Future Energy Summit (FES) Colombia 2025 contó con un desayuno de networking exclusivo que reunió a altos referentes del sector energético de América Latina y el Caribe. 

Durante la conversación, autoridades de Guatemala, Honduras y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) coincidieron en que se requiere avanzar hacia una infraestructura eléctrica interconectada para garantizar seguridad de suministro, precios más competitivos y eficiencia operativa. Pero también reconocieron que la región enfrenta desafíos técnicos, regulatorios y políticos que no pueden postergarse.

“Llevamos a la reunión de ministros declaraciones que consideramos prioritarias, siendo una de ellas comenzar conversaciones, evaluaciones y negociaciones para un tratado de integración regional”, reveló la jefa de Gabinete de OLADE, Mijal Brady. 

El organismo plantea armonizar sistemas actualmente fragmentados —como SIEPAC (Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central), la Comunidad Andina (CAN) y diversas conexiones bilaterales— con el objetivo de consolidar un modelo supranacional que optimice recursos e inversiones. 

“Nuestra visión es migrar a lo que sería la LABI de América Latina”, aseguró Brady, haciendo referencia al sistema de mercado eléctrico integrado que opera en Europa.

Por su parte, Jorge Cárcamo, director de Planeamiento Energético y Política Energética de la Secretaría de Energía de Honduras, explicó que la interconexión regional ya permite responder ante la variabilidad de las fuentes renovables, cubrir picos de demanda y mejorar la resiliencia frente a fallas. 

“Estos sistemas ayudan a complementar la variabilidad de la solar y la eólica, por lo que también permiten abastecer la demanda cuando la capacidad local es insuficiente”, sostuvo.

Mientras que, Juan Fernando Castro Martínez, viceministro de Energía de Guatemala, destacó que su país se ha beneficiado económicamente de las interconexiones vigentes: “Actualmente Guatemala recibe 45 MW desde Panamá y compra 150 MW a México. Y estas transacciones han generado aproximadamente 40 millones de dólares en ingresos para el país”.

Asimismo, repasó la infraestructura clave que permite estos intercambios, con especial énfasis en un proyecto de transmisión de 1800 kilómetros en 230000 voltios, considerando que Guatemala tiene interconexión con México en 400000 voltios, otra con Honduras, y dos con El Salvador”. 

Sin embargo, estas líneas no están aprovechadas en su totalidad y algunos problemas de gobernanza dificultan la operación coordinada, de manera que la FTL presentó su renuncia al SIEPAC, aunque sin efecto inmediato.

Desafíos técnicos, normativos y financieros de cara a 2030

Entre los principales obstáculos, Cárcamo advirtió sobre los riesgos derivados de la desarmonización regulatoria, especialmente en el contexto de la transición energética, que podrían “reducir la probabilidad de un ecological dumping”. Es decir que si un país con alta generación limpia compra energía barata generada con carbón en otro país, se encarece la huella de carbono de la región y se distorsiona la competencia.

Brady también señaló que los aspectos ambientales y sociales deben estar en el centro de la planificación. Recordó que muchas líneas de transmisión atraviesan territorios con comunidades indígenas y ecosistemas sensibles. “Estos temas tienen cada vez más relevancia, porque las sociedades están exigiendo mayor protección”, indicó.

Desde el plano político, el panorama tampoco es sencillo. “El 2025 es un año con muchas elecciones en América Latina, lo que significa cambios de gobierno y de posición política. La integración requiere voluntad sostenida y coordinación entre actores públicos y privados”, subrayó la jefa de Gabinete de OLADE. 

En el plano técnico, Cárcamo alertó sobre la necesidad urgente de modernizar las redes de transmisión. Mencionó el caso de la hidroeléctrica PATUCA III, que opera al 50% de su capacidad porque las líneas disponibles no soportan la energía que puede generar. Situación que motivó a Honduras a lanzar un programa de actualización de infraestructura, que —según el funcionario— “debería replicarse en varios países de la región”.

El financiamiento es otro pilar clave para sostener este proceso, por lo que los fondos climáticos internacionales serán determinantes en la próxima década para fortalecer las redes y, por ende, los sistemas interconectados. 

“También se necesitan  contratos que den previsibilidad (…)Guatemala importa energía de Panamá con acuerdos de solo tres meses. Así es muy difícil atraer inversión”, remarcó el viceministro de Energía de Guatemala.

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República Dominicana atraviesa un momento decisivo en su desarrollo energético. El país caribeño ha comenzado a estructurar su mercado de renovables con un marco regulatorio más claro, tanto para la contratación de proyectos como para la integración técnica del almacenamiento. Este proceso se refleja en la implementación de licitaciones públicas, la obligatoriedad de incorporar baterías en nuevos proyectos renovables y, recientemente, la habilitación de sistemas de almacenamiento “stand alone” por decreto presidencial.

En entrevista con Energía Estratégica, Michelle Abreu Vargas, vicepresidenta de la Asociación de Fomento de las Energías Renovables del Público Americano (ASOFER) y representante de la firma SAV Advisors, destacó que “República Dominicana es un excelente destino de inversión en el sector de renovables” y aseguró que “está en el mejor momento”.

Abreu Vargas explicó: “Aunque tenemos desde 2007 una ley de incentivo a las renovables, todavía el mercado no estaba maduro”. Detalló que durante muchos años fue difícil acceder a financiamiento y establecer precios competitivos para la compraventa de energía. 

Sin embargo, ese escenario cambió. “En los últimos cinco años, en general se han duplicado los proyectos de renovables, se han firmado más de 24 PPA en los últimos cuatro años con el gobierno”, resaltó.

La ejecutiva subrayó que esta nueva etapa también marca un cambio en el esquema de contratación: “Se ha abierto la primera licitación de renovables. Antes se hacían contratos directos y la regulación ahora ha establecido este esquema”. Se trata de una licitación pública por 600 MW, que representa una porción significativa si se considera que la capacidad instalada disponible ronda los 4.200 MW. “600 de renovables dentro del todo es un número importante”, indicó.

Esta convocatoria, señaló, es solo el comienzo. “El regulador y las autoridades han dicho que 600 megavatios es el inicio para renovables, pero que todavía en el pipeline con permisos en proceso y obtenidos deben haber cerca de en total 2.000 o más megavatios”.

Almacenamiento como nueva norma y apuesta de Estado

En paralelo al avance de las licitaciones, el país ha dado pasos concretos para incorporar el almacenamiento energético como parte integral de su transición. Abreu Vargas señaló que “ha habido una regulación reciente, los del 23 y el 24, donde se ha abordado el tema de las baterías, requisitos técnicos, específicamente para renovables, el tema de arbitraje con uno mínimo”.

Precisó que “los proyectos entre 20 y 200 megavatios deben tener obligatoriamente baterías”, y que estas deben representar “un 50% de la capacidad instalada con baterías y por una duración de 4 horas”. A partir de los 200 MW, la evaluación queda en manos de las autoridades.

La vicepresidenta de ASOFER afirmó además que “el regulador está siendo muy proactivo”, con reglamentos ya aprobados y otros en consulta pública, que abordan también los servicios auxiliares y la compensación de estos sistemas.

Durante el panel “Energía Bajo Control: Soluciones de Almacenamiento para la Flexibilidad del Sistema”, en la X Semana de la Energía, Abreu Vargas profundizó: “Siempre vemos el tema de las baterías como apoyo a las renovables haciendo arbitraje, que ya es algo que está en realidad, porque es obligatorio ahora que todo proyecto renovable tenga la batería”.

También allí mencionó una medida reciente que amplía las posibilidades de implementación. “Se ha declarado emergencia nacional en el país prioritario todas las alternativas posibles para aumentar la generación y el abastecimiento, y eso incluye que el presidente emitió un decreto, 517-25, donde se han establecido unas dispensas en los procesos de compras y contrataciones públicas”, afirmó.

Este decreto, emitido hace menos de un mes, habilita nuevas herramientas para acelerar la incorporación de soluciones energéticas, incluyendo las baterías como tecnología autónoma. “Se acaba de abrir una nueva oportunidad bastante, digamos, de rápida implementación para todas las soluciones de baterías stand alone que puedan apoyar mayor generación en el país”, subrayó.

El fortalecimiento regulatorio y técnico del mercado responde a una necesidad estructural: el país experimenta un crecimiento de la demanda superior al promedio regional. Abreu Vargas sostuvo que “la demanda en el público dominicano podría estar creciendo de una forma significativa, mayor al promedio de la región, que más o menos debe andar por el 4% o menos; nosotros estamos creciendo más o menos aproximadamente un 6% cada año”.

Ese crecimiento, explicó, genera una brecha entre oferta y demanda que refuerza el atractivo del país para nuevos proyectos. “Se necesita mucha inversión y nuevos proyectos de generación, entonces hay una gran oportunidad para renovables”, indicó, destacando además que “el país tiene un marco regulatorio muy favorable y metas ya tanto por el Acuerdo de París como por las mismas regulaciones, una meta de que la matriz energética tenga más participación de renovables”.

En este contexto, la inversión extranjera directa ha tenido una respuesta clara. “En los últimos dos años, de toda nuestra inversión extranjera directa, el 25% ha sido el sector de energía. Ha sido el sector de mayor inversión extranjera directa”, precisó. Incluso el turismo, tradicional motor de la economía dominicana, ha quedado relegado. “Se está invirtiendo más en el día la inversión extranjera, y obviamente la local también significativamente”.

Además, remarcó que “el país es un país con mucha estabilidad política, también con un crecimiento destacado en comparación con los otros países de la región, donde crecemos un 5% económicamente”.

Durante su intervención en el panel de la X Semana de la Energía, Abreu Vargas valoró el rol de los espacios de articulación regional. “Es una especie de transferencia de conocimientos, intercambio de experiencias exitosas o incluso experiencias que no han funcionado de todos los países de la región”, explicó.

Este tipo de eventos, afirmó, permiten comprender cómo distintos países han abordado desafíos regulatorios y técnicos. “Es una buena forma de que tengan un mejor contexto, se interesen y empiecen a evaluar inversión en otros países al tener un buen entendimiento”, sostuvo.

Finalmente, valoró la posibilidad de interacción entre actores públicos y privados: “Entre ellos puedan también interactuar. Creo que en ese sentido es una gran oportunidad”.

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El Perú enfrenta una encrucijada clave para garantizar que su transición energética avance con firmeza. Aunque ya existen más de 6.000 MW de proyectos renovables en desarrollo provenientes de grandes actores del sector, la falta de reformas normativas y planificación estructural amenaza con frenar el ingreso de esta energía limpia al sistema. Así lo advirtió César Butrón, presidente del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), durante una conversación destacada en Future Energy Summit (FES) Perú, que reunió a más de 400 líderes energéticos del país.

“El plan de transmisión no puede seguir pensado para eliminar congestiones, sino que debe evolucionar hacia la confiabilidad del sistema”, manifestó Butrón, en un contexto en el que el crecimiento de la generación solar y eólica exige una revisión profunda del modelo actual.

Desde el COES se reconoce que existen proyectos de refuerzo y expansión de redes en curso, pero, según los propios análisis del comité, hacia 2033 se prevén congestiones eléctricas incluso en condiciones normales de operación, lo que implicará vertimientos significativos de energía renovable. El problema, sostiene Butrón, no es técnico, sino normativo y de tiempos: las nuevas plantas con concesiones ya otorgadas entrarán en operación antes de que las obras de transmisión logren concretarse.

En este escenario, Butrón plantea que la actual normativa impide una planificación eficaz. “El plan de transmisión del COES debe cumplir reglas escritas en 22 páginas de una resolución ministerial; no podemos salirnos de ese marco y ese marco no prevé planificación por confiabilidad”, explicó. Frente a este límite, el organismo ya ha propuesto un nuevo conjunto de reglas ministeriales que permitan anticipar necesidades reales del sistema.

El ejecutivo del COES insiste en que la solución no se restringe al ámbito técnico. El problema radica en los procesos institucionales que retardan la ejecución de las obras. “Las congestiones locales que estamos empezando a ver son consecuencia de que las licitaciones no se lanzaron a tiempo. Y si sumamos los retrasos propios de la construcción, no hay forma de que el sistema soporte eso”, advirtió.

Uno de los conceptos centrales planteados por Butrón es la necesidad de reforzar el rol de los servicios complementarios, indispensables para sostener un sistema cada vez más dominado por tecnologías variables como la solar y la eólica. “Los servicios complementarios se necesitan con o sin congestiones, porque son para atender contingencias. Y eso debe estar asegurado, independientemente de la visión renovable del sistema”, afirmó.

Para el presidente del COES, no se trata de excluir a las renovables, sino de que también asuman su responsabilidad técnica. “Las renovables son las que traen variabilidad al sistema. No hay ningún problema en que participen en el mercado de servicios complementarios y se hagan cargo de una parte del costo que eso implica”, sostuvo. En esa línea, propusoque tecnologías como las baterías y otros sistemas de almacenamiento puedan integrarse como soluciones técnicas que ayuden a dotar de flexibilidad al sistema, aunque advirtió que su implementación debe estar correctamente regulada.

En cuanto al debate con otros actores del sector, Butrón también respondió a las propuestas de tener un plan de transmisión con una “mirada renovable”. En su opinión, el sistema no debe tener sesgos tecnológicos, sino ser funcional a las necesidades del país. “El plan de transmisión no es binario. Tiene que construir una red robusta y flexible que atienda lo que el sistema necesite, sea más demanda aquí o más renovables allá”, indicò.

Finalmente, señaló un actor clave en esta ecuación: el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF). “El MEF debe simplificar las normas que permiten lanzar los proyectos a tiempo. Si eso no se hace, las licitaciones seguirán llegando tarde y las congestiones serán inevitables”, concluyó. Según el COES, si todos los actores institucionales cumplen su rol con celeridad, no deberían presentarse problemas críticos de congestión en el futuro, aun con una alta participación renovable.

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La X Semana de la Energía organizada por OLADE en Santiago de Chile dejó un consenso casi unánime: América Latina necesita definir reglas más claras, pero también planificar las salidas de los programas de incentivo para que las políticas públicas no se conviertan en obstáculos a largo plazo.

Entre los ejecutivos que más insistieron en ese punto estuvo Marcelo Álvarez, integrante de la Comisión Directiva de de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) e e integrante de la Junta Directiva del Global Solar Council, quien planteó que la región está repitiendo errores que ya deberían haberse superado.

“En general se planifica el ingreso y el éxito del programa de incentivos, pero no la salida”, advirtió durante su participación en el Consejo Empresarial de OLADE, lo que puede provocar distorsiones en el mercado, encarecimiento de los proyectos y freno en la escalabilidad de las tecnologías.

Según argumentó, esto sucede, por ejemplo, con los regímenes de beneficios fiscales o arancelarios que se mantienen por más tiempo del necesario. En lugar de promover la competencia, terminan consolidando nichos ineficientes o empresas dependientes del subsidio.

En otros casos, los incentivos a la generación distribuida —como los net-metering con valores fijos— pierden sentido cuando la matriz cambia y el sistema necesita flexibilidad, no más energía vertida a la red. 

La propuesta para ir contra esto se basa en planificaciones abiertas, auditables y adaptativas, usando herramientas de software de código abierto, incorporando a la sociedad civil en las discusiones regulatorias y explicitando los criterios técnicos y económicos detrás de cada decisión.

Álvarez considera que la región necesita mecanismos de revisión periódica que permitan ajustar los programas conforme cambian los costos tecnológicos, la capacidad de red y las metas de descarbonización.

Esa visión coincide con el diagnóstico de la propia OLADE, que en su Libro Blanco sobre Almacenamiento Energético en América Latina y el Caribe identificó la falta de coherencia normativa como una de las principales barreras al desarrollo.

Según ese documento, las medidas fragmentadas y las políticas de corto plazo provocan pérdidas superiores a 7000 millones de dólares anuales por la imposibilidad de almacenar y aprovechar excedentes de generación renovable.

La cuestión no es menor: la región cuenta con más del 60% de su generación eléctrica proveniente de fuentes renovables, pero sin redes modernas ni mecanismos de almacenamiento la transición corre el riesgo de estancarse.

“El desafío no es solo generar energía limpia, sino sostener un marco de reglas que le dé estabilidad a largo plazo”, definió el referente de CADER y del Global Solar Council.

El contexto argentino: una ley para ordenar incentivos

Argentina enfrenta un escenario complejo: sin acceso al mercado internacional de capitales y con un sistema eléctrico que no incorporó nuevas líneas de alta tensión en las últimas décadas, por lo que resultaría prioritario sistematizar los incentivos existentes y diseñar una Ley de Transición Energética que sirva como “paraguas” para las políticas de financiamiento climático, ya que los incentivos aislados pierden eficacia.

“Argentina necesita financiamiento climático y reglas claras que eviten distorsiones, tanto en los regímenes de promoción industrial como en los de energías renovables”, sostuvo.

En su visión, los fondos internacionales deberían destinarse a proyectos con impacto verificable en reducción de emisiones y resiliencia del sistema eléctrico, no a ampliar infraestructura de gas o prolongar subsidios ineficientes.

Por ello, la Cámara Argentina de Energías Renovables planea presentar el borrador de la Ley de Transición Energética durante 2026, tras la renovación legislativa. La iniciativa buscará fijar un esquema de incentivos escalonados y temporales, con metas revisables y mecanismos de salida definidos desde el inicio.

“El apoyo político debe basarse en conveniencia económica, no solo en convicción ambiental”, sintetizó el dirigente.

Un debate que recién comienza

El planteo de Álvarez también encaja con las conclusiones generales de la X Semana de la Energía. Los países de América Latina acordaron metas ambiciosas —como alcanzar el 95% de cobertura de cocción limpia y avanzar hacia la integración eléctrica regional—, pero reconocieron que sin reglas previsibles los compromisos corren riesgo de quedarse en el papel.

A ello se suma la presión de nuevos factores externos: exigencias de trazabilidad, huella de carbono e intensidad energética en el comercio internacional. La falta de marcos estables podría traducirse en barreras para-arancelarias que encarezcan las exportaciones de la región.

En ese sentido, ordenar los incentivos y establecer salidas predecibles no es solo una cuestión de eficiencia técnica, sino también de competitividad económica y seguridad jurídica.

La participación de Marcelo Álvarez en la Semana de la Energía dejó el mensaje que los incentivos son necesarios para acelerar la transición, pero solo funcionarán si se conciben como instrumentos temporales dentro de un plan estructural, con puntos de entrada y salida definidos, transparencia en los criterios y una visión regional que premie la eficiencia, no la dependencia. Esa parece ser la deuda pendiente para que América Latina transforme sus promesas de descarbonización en resultados sostenibles.

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Trina Solar apuesta por una innovación tecnológica enfocada en la reducción del CAPEX y la eficiencia operativa de los proyectos solares en la región andina. En el marco del Future Energy Summit (FES) Perú, Fernando López, Sales Manager Perú de la compañía, explicó cómo esa visión se traduce en ventajas concretas para instaladores, EPCistas y desarrolladores, posicionando a la firma como actor estratégico en el ecosistema energético.

“Nosotros consideramos que la innovación tecnológica hace que los proyectos sean mucho más rentables”, manifestó López durante su participación en el panel sobre innovación tecnológica, eficiencia y almacenamiento.

Según detalló, el desarrollo de nuevas tecnologías no se limita al aumento de eficiencia en los módulos, sino que también busca facilitar el trabajo de campo en la instalación y ejecución. “Siempre hemos creído que no solamente es tener un producto competitivo, sino que también ayude al EPCista, al ejecutor, al instalador a tener ahorros a la hora de construir la planta solar”, remarcó.

Uno de los hitos más destacados de Trina en la región fue el diseño y comercialización de módulos con celdas de 210 mm que alcanzan potencias de 700 y 725 W, una innovación que ha tenido amplia adopción según precisó el ejecutivo. Este tipo de soluciones tecnológicas permite reducir la cantidad de strings e hincas necesarias, optimizando la instalación de los trackers y generando ahorros importantes. Según López, esta innovación responde a un enfoque claro: “tener la mejor tecnología en el módulo y construirlo de tal forma que tenga ahorros en el CAPEX a la hora de ejecutar el proyecto”.

La visión de Trina Solar se articula también con una estrategia de integración vertical que busca simplificar los procesos para los clientes. “Desde Trina entendimos que la integración es un punto clave y es por ello que tenemos desarrolladas muy bien las tres principales divisiones de producto para un proyecto solar: módulos, trackers y almacenamiento”, apuntó López.

Esta oferta integral permite contar con un único proveedor que garantice la interoperabilidad, confiabilidad y soporte local en cada etapa del proyecto. “Apuntamos a ser ese socio estratégico que te evite tener problemas integrando diferentes actores y solamente tengas a uno que te dé la confiabilidad de la integración de los suministros”, expresó el directivo.

El ejecutivo también puso el foco en el desarrollo del mercado peruano, particularmente en el sector privado, que ha impulsado el crecimiento del autoconsumo industrial a pesar de la ausencia de una regulación formal para la generación distribuida. Además, recordó que “hace cinco años los precios no eran competitivos como ahora, pero igual empezaron a invertir en plantas para fabricantes e industrias”.

Entre los casos destacados menciona a MIGIVA Group, empresa que construyó la primera planta solar flotante del Perú, y a Camposol, agroexportadora que también ha apostado por la energía renovable. Estas experiencias demuestran cómo el sector privado está generando un efecto demostración que podría acelerar la adopción de proyectos solares en otros sectores aún escépticos.

En este contexto, el uso de energía solar combinado con sistemas de almacenamiento energético (BES) se está convirtiendo en una solución clave para cubrir los déficits de red en regiones de alto crecimiento como la agroindustria. “La agroexportación ha crecido enormemente y ese crecimiento no ha sido acompañado con la red de distribución. El solar y el BES se han vuelto un aliado estratégico para este crecimiento que ha sido repentino”, advirtió López.

Si bien reconoce que el Perú avanza a un ritmo más lento que otros mercados, también señaló que el desarrollo es sólido y con perspectivas prometedoras. “A pesar de que avanzamos muy lento, creo que estamos avanzando seguro. No es coincidencia que todo esto se esté dando ahora”, sostiene.

Desde su visión, la calidad técnica local es un activo relevante que permitirá sostener este crecimiento. “El equipo técnico de Perú es muy bueno. Le podríamos dar dos soles de velocidad más, pero creo que estamos avanzando muy bien”, concluyó el representante de Trina Solar.

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Honduras está trazando una nueva hoja de ruta en materia energética, apalancada en reformas estructurales y una licitación sin precedentes por 1500 MW más un 10% de reserva, que busca incorporar energía firme y renovable al sistema. El proceso ya captó el interés de más de 13 empresas, lo que representa un giro sustancial en la estrategia nacional.

“La histórica licitación de 1500 MW más 10% de reserva (1650 MW) de Honduras es ya un éxito”, sostuvo Wilfredo C. Flores, Comisionado en la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE). Según detalló, este proceso ya fue capitalizado por al menos 13 empresas que adquirieron los pliegos de licitación, con un valor de 10.000 dólares cada uno, lo cual demuestra una respuesta positiva del mercado.

Flores indicó que las modificaciones al pliego —como la extensión de plazos para recepción de ofertas y la proyección de operación comercial entre 2028 y 2030— son habituales en procesos de esta envergadura: “Las adendas en un proceso de este tipo son muy comunes, esto con la finalidad de ajustarlo para enviar de mejor manera las señales a la inversión”, explicó.

La CREE se encuentra evaluando estos cambios y notificará a la ENEE las observaciones pertinentes, garantizando la transparencia y alineación con la regulación vigente. “Esto da certeza de que cualquier posible cambio sea el correcto de acuerdo con la regulación vigente, lo cual proporciona claridad y transparencia al proceso”, remarcó.

Renovables con visión estructural y mirada regional

Honduras cuenta con una amplia dotación de recursos naturales para generación renovable, especialmente en energía hidroeléctrica, solar, eólica, biomasa y geotérmica. Sin embargo, su aprovechamiento ha sido desigual a lo largo del tiempo. “Aún queda mucho por hacer”, advirtió Flores, quien subrayó que la expansión renovable debe ir acompañada de ajustes regulatorios y tecnológicos que aseguren la estabilidad del sistema.

Uno de los problemas históricos fue la adjudicación de proyectos solares sin licitación previa y a precios elevados. “En vista de los sobreprecios obtenidos en el pasado reciente, sobre todo del recurso solar (18 cts USD/kWh), hay que reevaluar las ventajas y desventajas de la generación renovable en el país”, señaló el comisionado.

A esto se sumó el hecho de que la alta penetración de energía solar no ha ido acompañada de potencia firme, lo que plantea desafíos para la confiabilidad del sistema. “Es importante la atracción de sistemas de almacenamiento y de inversiones que proporcionen potencia firme, considerando los efectos del cambio climático en la región”, puntualizó.

Consultado sobre qué tecnologías tienen hoy mayor ventaja competitiva, el comisionado enfatizó que todas las fuentes tienen espacio en la matriz hondureña. “Debido al gran potencial renovable en el país, todas las tecnologías tienen cabida”, afirmó. Y agregó que Honduras no solo puede beneficiarse a nivel interno, sino también como actor regional, al contar con interconexiones con El Salvador, Nicaragua y Guatemala.

Históricamente, Honduras no aprovechó del todo su ventaja geográfica en el sistema eléctrico centroamericano. “Las ventajas por precio nacional eran superiores a las del Mercado Regional, lo cual creó un mercado cautivo”, comentó. A esto se sumaba una regulación que no incentivaba la participación en el mercado regional. En respuesta, la CREE emitió una normativa que permite a la ENEE operar con mayor flexibilidad en el MER, lo que ya comienza a reflejarse en una mayor participación. “Ahora el país está comenzando a participar más activamente en el mercado regional”, sostuvo.

Para acompañar esta integración, se están realizando inversiones clave en transmisión eléctrica, orientadas a evitar congestiones de red que limiten el despacho eficiente. “Se están haciendo las inversiones en transmisión necesarias para evitar las congestiones de la red”, destacó.

Por otro lado, la electrificación rural avanza en zonas históricamente desatendidas, muchas de ellas habitadas por comunidades originarias como los garífunas y lencas. “La CREE está fiscalizando los sistemas aislados en el país, esto con la finalidad de regular las tarifas y el servicio al usuario final”, explicó Flores. Estas zonas, durante años, estuvieron fuera del radar del regulador.

En paralelo, se está trabajando en una normativa específica para microrredes y sistemas aislados, que busca brindar mayor seguridad jurídica a nuevas inversiones. “Esto dará mayor claridad y certeza a las inversiones en los sistemas aislados”, afirmó.

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El sector energético de Perú sigue con atención el proceso de reglamentación de la Ley 32249, en vigencia desde enero, con el objetivo de fortalecer el mercado regulado mediante licitaciones que favorezcan la competencia entre todas las tecnologías. Si bien aún no se ha publicado de forma oficial el texto definitivo, la falta de transparencia en el proceso ha generado inquietud en el sector privado, que plantea la necesidad de una mayor apertura y transparencia en el proceso.

Fuentes consultadas por Energía Estratégica expresaron preocupación por el modo en que se está llevando adelante el proceso, señalando que, pese a haberse recibido más de 1.000 comentarios del sector privado durante la consulta pública, aún no se conocen los resultados de esa retroalimentación ni se ha publicado una versión actualizada del borrador. La falta de información sobre los cambios incorporados refuerza el pedido de que se publique una nueva versión del documento y que se habiliten instancias de diálogo técnico que permitan resolver dudas antes de su entrada en vigencia.

“Es importante que el proceso sea claro y que las observaciones del sector puedan ser consideradas en un marco de diálogo institucional”, señalan.

Uno de los aspectos que genera preocupación es la definición de los bloques horarios para la contratación de energía. El sector considera que, sin lineamientos técnicos específicos, esto podría dificultar una mayor participación de tecnologías variables.

“Si no se establece una metodología común para definir bloques, se corre el riesgo de mantener estructuras poco flexibles que no promueven nueva generación”, indican.

Otro aspecto crítico es la competencia por contratos en licitaciones de largo plazo. La falta de mecanismos que establezcan con claridad la programación y condiciones de las próximas licitaciones podría mantener —en lugar de eliminar— las barreras de acceso al mercado que hoy enfrentan los desarrolladores que requieren respaldo contractual de largo plazo para viabilizar su financiamiento.

“La ley busca facilitar opciones adicionales de contratación de largo plazo a las que existen hoy en el mercado. Es importante salvaguardar el espíritu de la Ley”, opinan desde el mercado.

Otro de los puntos que se analiza es el porcentaje de la demanda que será asignada a las licitaciones de largo plazo. Sería conveniente asignar un porcentaje de demanda que atraiga el interés de inversionistas. 

“El financiamiento de proyectos renovables se apoya principalmente en contratos de largo plazo. Si ese espacio se reduce, será más difícil avanzar con nuevas inversiones”, explican.

Junto a estas inquietudes técnicas, se agregan recientes cambios institucionales en el Ministerio de Energía y Minas, incluyendo reemplazos en el director general de Electricidad, el viceministro, el ministro del sector y la presidencia, lo que ha introducido cierta incertidumbre sobre la continuidad técnica del proceso.

“Es fundamental que haya continuidad técnica y claridad en los pasos a seguir para implementar la ley”, afirman fuentes vinculadas al desarrollo de proyectos.

Por el momento, no se ha anunciado una fecha concreta para la publicación del reglamento final. Actores del sector coinciden en que se trata de una norma clave para el futuro energético del país y destacan la importancia de contar con un marco regulatorio previsible, transparente y construido en diálogo con los distintos actores del mercado.

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Con la publicación del Proyecto de Resolución 701-103 de 2025, la CREG puso en consulta un marco normativo que marcará el rumbo de los sistemas de almacenamiento de energía con baterías (SAEB) en Colombia. La propuesta establece criterios técnicos, comerciales y operativos para que estos proyectos participen tanto como activos de red, aliviando congestiones y aportando resiliencia, como en servicios de mercado, incluyendo regulación de frecuencia y soporte de tensión.

La ingeniera especialista en regulación de energía, Viviana Rueda, resaltó la relevancia del texto como un giro estratégico: “Esta resolución es un primer paso muy esperado que abre posibilidades de inversión y de gestión más eficiente de restricciones de red”.

Sin embargo, en diálogo con Energía Estratégica, indicó que la oportunidad más inmediata estará en la hibridación con solar, ya que permitirá desplazar la curva de generación y dar mayor resiliencia al sistema.

El proyecto contempla dos mecanismos claros: los proyectos de red, orientados a administrar restricciones, y los servicios de mercado, donde las baterías pueden competir en el suministro de servicios complementarios.

Para Rueda, el punto de inflexión será la reglamentación operativa: “Será crucial cómo el Consejo Nacional de Operación (CNO) reglamente pruebas y requisitos”, dado que de esa definición dependerá la factibilidad técnica y económica.

En materia de remuneración, la especialista recordó que los proyectos que funcionen como equipos de red se acogerán a la metodología del Ingreso Anual Esperado (IAE) siempre y cuando sean desarrollados mediante el mecanismo de libre concurrencia de la UPME, una fórmula ya conocida por los inversionistas del sector eléctrico, «lo que da cierta certidumbre”; aunque advirtió que la velocidad en la implementación y la claridad de las reglas serán determinantes para atraer capital.

Por ello, la especialista recomienda a los desarrolladores esperar a que se defina con claridad la reglamentación, pero al mismo tiempo considerar desde el inicio el estricto marco regulatorio colombiano, prepararse para cumplir con la Resolución CREG 075 en los procesos de conexión y anticipar las gestiones de licencias ambientales y consultas previas, ya que estos aspectos serán decisivos para viabilizar sus proyectos.

En el corto plazo, el almacenamiento se vislumbra como una oportunidad concreta, sobre todo en el sector solar que puede evolucionar hacia esquemas híbridos. De acuerdo con Rueda, estos proyectos permitirán desplazar la curva de generación, estabilizar precios y fortalecer la confiabilidad de la matriz frente a escenarios de variabilidad climática.

El sector aguarda la publicación definitiva de la resolución y su reglamentación complementaria. Entre tanto, se consolida la visión de que el almacenamiento será una pieza fundamental de la transición energética en Colombia, con capacidad de transformar la operación y la planificación de la red eléctrica.

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¡Terminó la cuenta regresiva: hoy comienza FES Colombia! Este 21 y 22 de octubre, el Hotel Hilton de Bogotá se convierte en el punto de encuentro más relevante del año para el sector energético regional con la apertura de una nueva edición de Future Energy Summit Colombia (FES Colombia). 

El evento reunirá a las compañías más importantes del ecosistema renovable, autoridades del sector público y líderes tecnológicos para discutir los desafíos y oportunidades de la transición energética en Colombia y en la región Andina.

El encuentro llega en un momento clave para el país, ya que el Gobierno Nacional expidió el Decreto 1091 de 2025, con el que busca fortalecer la contratación de energía a largo plazo y garantizar la seguridad energética nacional.

Incluso, el Ministerio de Minas y Energía de Colombia confirmó que lanzará nuevas subastas de generación y almacenamiento, en línea con los objetivos de diversificación energética, expansión de infraestructura y reducción de emisiones del sector eléctrico.

En este contexto, FES Colombia adquiere un papel central como espacio de articulación público-privada, donde se debatirán temas estratégicos con visión al 2030. Entre las principales temáticas destacan: la visión de CEOs y ejecutivos C-level sobre el futuro energético del país, los siguientes pasos del desarrollo de la energía solar fotovoltaica, la evolución de las soluciones tecnológicas para responder a una demanda creciente, y el rol de los inversionistas y líderes tecnológicos en la expansión de un sistema más competitivo y resiliente.

El evento también abordará el escalamiento del almacenamiento energético con renovables, la generación distribuida como catalizador de la competitividad tarifaria, y el panorama de inversiones en energía eólica onshore y offshore en la región Andina. Además, se analizarán las prioridades regulatorias y de política pública hacia 2030, junto a las metas de descarbonización e incentivos que proyectan los gobiernos latinoamericanos.

Mire la transmisión completa de FES Colombia ⤵️

Este año, FES Colombia contará con la participación de referentes globales del sector como Sungrow, JA Solar, Trina Solar, Solis, DIPREM, Nexans, Risen, Canadian Solar, ZNShine Solar, GCL, Great Power, Nordex, Alurack, Chint, Ventus, Solax Power, BLC Power Generation, CATL, Enermant, Afry, Antai Solar, Erco Energía, KAI Energy Capital y AYESA, quienes presentarán sus tecnologías, visiones de mercado y casos de éxito.

Además, acompañan la jornada instituciones clave como OLADE, ACOLGEN, FENOGE, ACOSOL, ADELAT, SER COLOMBIA y PROCOLOMBIA, consolidando el carácter regional e integrador del evento, en línea con el propósito de Future Energy Summit de promover el diálogo regional, la innovación tecnológica y la cooperación multisectorial.

Y como cada año, el encuentro podrá seguirse también en vivo y de forma gratuita a través del canal de YouTube, consolidando a FES como la única plataforma del sector energético que garantiza acceso libre a todos sus encuentros, con el fin de ampliar el conocimiento y fomentar la participación de actores estratégicos en toda Hispanoamérica.

Con cientos de asistentes confirmados y una agenda centrada en la acción, FES Colombia reafirma su posición como el principal foro para quienes definen el futuro energético de la región.

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El Gobierno de México formalizó su llamado al sector privado para desarrollar proyectos de energías renovables estratégicos en el país. La Secretaría de Energía (SENER) presentó la Convocatoria para la Atención Prioritaria de Solicitudes de Permisos de Generación Eléctrica, una herramienta que permitirá viabilizar 6000 MW de nueva capacidad renovable a través de inversión privada.

La iniciativa forma parte de una estrategia más amplia que busca acelerar la transición energética nacional, en línea con los nuevos instrumentos de planeación del sector. Según explicó la secretaria de Energía, Luz Elena González Escobar, la convocatoria es resultado de un trabajo interinstitucional inédito que busca ordenar el desarrollo del sistema eléctrico y fortalecer su confiabilidad.

“Esta convocatoria abre una etapa de trabajo conjunto entre el Estado mexicano y las y los inversionistas, empresas, cámaras y asociaciones”, manifestó González Escobar.

Del total de capacidad proyectada, 3790 MW corresponden a energía solar fotovoltaica y 2100 MW a eólica. El esquema contempla una inversión estimada de más de 7000 millones de dólares, con prioridad en seis regiones del país: Centro, Oriente, Peninsular, Occidental, Norte y Noroeste.

Nuevo esquema que busca reducir trámites y generar más certidumbre

Uno de los ejes centrales de la convocatoria es la reducción de los plazos administrativos: el tiempo entre la solicitud al SENACE y la firma del contrato de interconexión se reducirá de ocho a tres meses. Para ello, se implementará una ventanilla única gestionada por la Comisión Nacional de Energía, que concentrará todos los trámites vinculados a generación.

“Va a existir una sola ventanilla de entrada y una sola de salida para todos los permisos de generación, y esa ventanilla será la Comisión Nacional de Energía”, afirmó González Escobar. El proceso también exige que los proyectos cuenten con el acuse de recepción de la Manifestación de Impacto Ambiental o el Dictamen Técnico Unificado, lo que garantiza que se cumplan criterios ambientales y sociales desde las etapas tempranas del desarrollo.

El subsecretario de Planeación y Transición Energética, Jorge Marcial Islas Amperio, explicó que esta política se basa en un modelo de planeación vinculante, que reemplaza el antiguo esquema de expansión impulsada por el mercado.“Ahora no se trata de hacer proyectos donde se nos ocurra. Se trata de satisfacer una serie de necesidades que requiere el país para su desarrollo”, explic+p Islas Amperio.

El funcionario señaló que esta convocatoria está respaldada por un nuevo Plan de Expansión del Sistema Eléctrico Nacional, recientemente publicado, con metas como alcanzar el 38% de generación limpia y mejorar la confiabilidad del sistema a través de almacenamiento y nuevas tecnologías. También destacó el valor de la articulación con la CFE, el SENACE y la SEMARNAT para acompañar cada fase de los proyectos.

Certidumbre para invertir: enfoque territorial, técnico y ambiental

El director general de la Comisión Nacional de Energía, Juan Carlos Solís Ávila, detalló que los proyectos elegibles serán aquellos alineados con la planeación territorial, la tecnología requerida en cada zona y las fechas específicas de entrada en operación. Además, se priorizarán las propuestas que incorporen innovación tecnológica, justicia energética y criterios de continuidad y calidad del servicio.

“Esta convocatoria está hecha para decidir y ejecutar ágilmente. Ordenamos los tiempos, los procesos y vamos a acompañar cada proyecto hasta su entrada en operación comercial”, afirmó Solís Ávila.

Las fechas clave ya están en marcha: el registro de intención de participar fue del 20 al 24 de octubre. La aprobación de permisos se realizará el 10 de diciembre, con notificaciones los días siguientes, y la firma de contratos deberá concretarse antes del 20 de enero de 2026.

La convocatoria se da en paralelo a la reciente publicación del PROSENER 2025–2030, documento que, según analistas, reduce la expectativa de crecimiento renovable en favor de tecnologías convencionales. Sin embargo, esta apertura hacia la inversión privada en renovables marca un giro operativo con enfoque territorial y técnico, con el objetivo de acelerar la transición energética.

“Queremos acelerar la transición energética en México. Esta convocatoria hecha para particulares puede ser un buen reinicio de una gran interacción entre sector público y privado”, concluyó Islas Amperio.

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El sistema eléctrico argentino inicia una nueva etapa. La Secretaría de Energía de la Nación formalizó las Reglas para la Normalización del MEM y su adaptación progresiva, a través de la Resolución SE N°400/2025, que transforman los lineamientos previos en un marco normativo ejecutable. 

Estas reglas redefinen la lógica de abastecimiento eléctrico en el país: reemplazan el modelo centralizado y administrado por CAMMESA por uno basado en la contratación directa y en señales reales de precios, con la competitividad de todas las fuentes y el Mercado a Término (MAT) como protagonistas de la transición.

“En forma excepcional, para los contratos celebrados bajo dicho esquema con entrada en vigencia a partir del 1° de noviembre de 2025 y hasta 30 de abril de 2026 inclusive, el OED admitirá la presentación de los contratos hasta CINCO (5) días corridos antes del inicio de cada mes”; señala la resolución.

El nuevo texto normativo le otorga al MAT un papel operativo fundamental. A partir de su entrada en vigencia, los distribuidores del MEM deberán cubrir al menos el 75% de su demanda estacionalizada mediante contratos bilaterales. 

Esto significa que cada distribuidor deberá buscar su energía en acuerdos a largo plazo con generadores o comercializadores, en lugar de depender exclusivamente del despacho centralizado. El objetivo es claro: trasladar al mercado las decisiones de compra y venta de energía, reforzando la competencia y reduciendo la exposición a subsidios y precios regulados.

En este nuevo contexto, CAMMESA asume un rol de coordinación activa, no sólo como operador técnico, sino también como administrador del registro de contratos. Deberá publicar precios de referencia, supervisar las operaciones, y liquidar diferencias entre la energía contratada y la efectivamente consumida por cada agente. 

Este esquema convierte al MAT en un mercado transparente, trazable y con información pública, donde los precios y volúmenes reflejan las condiciones reales de oferta y demanda. Asimismo, se incorporan mecanismos de ajuste horario que permiten compatibilizar las variaciones entre lo pactado y lo despachado en el Mercado Spot, garantizando equilibrio y previsibilidad.

Una innovación clave es la segmentación de productos, que habilita contratos independientes de energía (MWh) y potencia (MW disponibles), o acuerdos mixtos que combinen ambas variables. Los grandes usuarios podrán asegurar precios fijos para su consumo energético, mientras los distribuidores podrán contratar capacidad firme para atender picos de demanda; sumado a que las reglas permiten que los distribuidores conformen agrupaciones o “pools” de compra, 

El Mercado a Término también se abre plenamente a la participación de todas las fuentes de generación. Las renovables, una vez finalizados sus contratos bajo el programa RenovAr o con CAMMESA, podrán vender directamente su energía en el MAT, estableciendo acuerdos bilaterales con grandes consumidores o distribuidores. 

El nuevo marco también amplía el abanico de fuentes elegibles: a las tradicionales solar y eólica se suman biomasa, biogás y residuos sólidos (BRS), que podrán optar por declarar su propio costo variable (CVP) y participar del despacho económico como si fueran térmicas convencionales. Esta apertura permite integrar recursos distribuidos, plantas híbridas y proyectos de cogeneración que hasta ahora tenían escasa visibilidad regulatoria.

Otro elemento central del documento es la derogación parcial de la Resolución MEyM 281/17, que restringía los beneficios de potencia para las renovables. Al eliminar estos límites, el Gobierno libera a los proyectos de penalizaciones y descuentos automáticos, lo que mejora su remuneración y su capacidad para competir por contratos MAT. 

A su vez, se establece un Factor de Renta Adaptado (FRA) que aumentará gradualmente entre 2025 y 2028, con un ingreso mínimo garantizado de 32 USD/MWh para la generación existente y plena libertad de rentabilidad para la nueva. Este esquema impulsa previsibilidad y bancabilidad en los proyectos.

Con estas medidas, el Gobierno busca transformar al MEM en un mercado donde cada actor asuma un rol activo en su gestión energética. Las distribuidoras ya no dependerán exclusivamente del despacho central y los grandes usuarios podrán negociar directamente con generadores.

En síntesis, la nueva Resolución SE N°400/2025 no sólo actualiza las reglas del juego, sino que instala un nuevo paradigma eléctrico, donde el Mercado a Término emerge como la columna vertebral de este modelo y que promete reconfigurar la relación entre generación, distribución y consumo en los próximos años.

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El Decreto 1091 de 2025, que actualiza el Decreto Único Reglamentario del sector minero-energético, representa un punto de inflexión en la política eléctrica colombiana. La norma corrige la falta de institucionalidad que dejó la anulación del Decreto 570 de 2018 y crea un marco permanente para las subastas de largo plazo.

Pero, según Miguel Ángel Rodríguez Bernal, Director de Negocios de Generación de Energía en Gesinso Energy, su impacto dependerá de la capacidad del Gobierno para convertir la norma en una política coherente y técnicamente viable.

“El decreto prepara el terreno para nuevas subastas de largo plazo, pero aún no garantiza que esas subastas sean inclusivas, competitivas ni socialmente sostenibles.Pone las reglas, pero no resuelve el juego”, señaló en diálogo con Energía Estratégica.

En este sentido, considera que se da un paso en la dirección correcta al ordenar la coordinación entre el Ministerio de Minas y Energía, la CREG y la UPME, entidades que históricamente han trabajado de forma desarticulada.

Aun así, advierte que los plazos definidos para que las instituciones actualicen los procedimientos —solo dos meses— son «poco realistas».

“Esa presión puede llevar a normas improvisadas o a repeticiones de errores del pasado”, apuntó y aclaró que si no hay una hoja de ruta técnica concertada, «el remedio puede volverse otra fuente de inseguridad jurídica”.

¿Cómo debería ser el diseño de la próxima subasta?

Uno de los aspectos más debatidos es el modelo de subasta. Para Rodríguez Bernal, insistir en esquemas centralizados a nivel nacional limita la eficiencia y la competencia.

“Colombia debe migrar hacia un modelo regional o por nodos, no seguir insistiendo en una subasta centralizada nacional”, afirmó, ya que, a su juicio, el sistema eléctrico del país presenta desequilibrios que una subasta única no refleja. Por ejemplo, las diferencias entre nodos con sobreoferta y con déficit estructural.

De esta manera, una subasta nacional con un único precio, podría terminar adjudicando proyectos donde la red ya está saturada. En cambio, un enfoque regional, permitiría orientar la inversión hacia territorios con mayor necesidad energética o donde los recursos renovables aporten resiliencia.

Además, abriría el espacio a nuevos actores. “Una subasta por nodos democratiza el acceso al mercado y favorece la entrada de pequeñas FNCER, almacenamiento y proyectos híbridos”, opinó el referente.

Asimismo, aclaró que estas subastas regionales deberían hacerse bajo un marco nacional homogéneo, con reglas contractuales estándar y mecanismos de mercado secundarios para equilibrar la liquidez entre zonas.

Criterios socioeconómicos y ambientales

Otro elemento central que introdujo el decreto es la inclusión de criterios socioeconómicos y ambientales como obligatorios en la contratación. Algo que desde el sector se celebra.

Sin embargo, Rodríguez Bernal advirtió que “aunque el mandato aparece, ninguno de los decretos define con precisión cómo deben operacionalizarse esos criterios”. Para él, “no basta con exigir sostenibilidad; hay que premiarla y cuantificarla”.

Entre las propuestas, plantea incorporar un índice de desarrollo territorial que asigne puntaje adicional a los proyectos que generen empleo local o que se ubiquen en zonas con vulnerabilidad energética.

También sugiere establecer requisitos ambientales previos a la adjudicación, con licencias y planes de manejo aprobados para evitar retrasos posteriores. Además, propone que los contratos incluyan cláusulas con bonificaciones o penalidades ligadas al cumplimiento social y ambiental.

Desde el punto de vista técnico, la UPME debería ser “la brújula de la planeación y la coherencia territorial”, integrando la planeación energética con la ambiental y la social, identificando dónde es viable expandir el sistema y qué tipo de tecnología se adapta a cada región. La CREG, por su parte, debe ser “el arquitecto de los incentivos”, traduciendo los lineamientos en reglas de mercado claras, neutrales y verificables.

Plazos y remuneración

Sobre los plazos, Rodríguez Bernal planteó que los procesos de contratación deberían lanzarse con entre 12 y 24 meses de anticipación y que la entrada en operación comercial debería ocurrir entre 24 y 36 meses después de la adjudicación, para evitar los retrasos observados en las subastas de 2019 y 2021, marcadas por la falta de coordinación y la ausencia de permisos completos.

En materia de remuneración, coincidió con otras voces del sector que remarcaron que el modelo pay-as-bid ya no es el más eficiente para Colombia.

“Hoy, el modelo más eficiente es el contrato por diferencia (CfD), porque protege al consumidor, da certidumbre al inversionista y estabiliza el sistema”, aseguró y remarcó que el objetivo no es reducir precios a cualquier costo, sino construir precios justos y predecibles.

“Uno de los errores históricos del sector ha sido confundir eficiencia con baratura. El precio que beneficia al usuario no es el más bajo, sino el más confiable”, declaró.

Finalmente, el director de Gesinso Energy sostiene que las próximas subastas deberían incluir una cuota mínima de almacenamiento y mecanismos de flexibilidad.

Esto está incluído en el Decreto que menciona a las tecnologías de gestión de la energía como adjudicables junto con el resto de las renovables no convencionales y la hidráulica, con la intención de brindar flexibilidad al sistema.

El Decreto 1091 constituye, en definitiva, una oportunidad para redefinir la política de contratación eléctrica del país. Pero su efectividad dependerá de que las subastas se conciban como herramientas estratégicas y no como trámites administrativos.

El debate sobre las nuevas subastas y el papel del almacenamiento cobrará especial relevancia durante Future Energy Summit Colombia (FES Colombia), que inicia hoy en Bogotá. 

Este foro reunirá a CEOs, autoridades y referentes del ecosistema energético para debatir el futuro de la región andina en un contexto marcado por la nueva regulación, la expansión de infraestructura y la transición hacia un sistema más competitivo y resiliente. 

La agenda del encuentro incluye temas como generación renovable, almacenamiento energético, infraestructura de transmisión y políticas de descarbonización, consolidando a FES como un espacio clave para definir las estrategias de desarrollo del sector hacia 2030.

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Con un 36% del market share mundial y más de 246 GW de capacidad instalada en tecnologías de almacenamiento, el gigante chino CATL oficializó su ingreso al mercado peruano. Lo hizo durante el FES Perú, donde Ricardo Garro, director comercial para Latinoamérica, definió al país como un mercado “muy interesante” con potencial para convertirse en un nuevo eje regional de crecimiento para el storage.

“Perú está dando los primeros pasos hacia una regulación que impulse el almacenamiento y eso lo convierte en un terreno fértil para lo que viene”, manifestó Garro. El ejecutivo confirmó que CATL ya participa en negociaciones activas para proyectos off-grid en la región amazónica peruana, una señal clara del interés temprano de la empresa en segmentos como redes aisladas, generación distribuida y soluciones industriales.

A lo largo de su intervención, Garro advirtió sobre el riesgo de homogeneizar tecnologías de almacenamiento y afirmó que el mercado debe madurar hacia criterios técnicos de evaluación más sofisticados. “Muchas veces se trata al almacenamiento como si todas las tecnologías fueran iguales, pero no lo son. Eso ya lo vivimos cuando arrancó la solar.Cada química y cada celda tiene sus particularidades. No todo lo que parece igual, lo es ”, remarcó.

Desde la perspectiva de CATL, la curva de degradación, la eficiencia de carga y descarga (Round Trip Efficiency), la experiencia operativa y la integración vertical son aspectos determinantes en la elección tecnológica. “Ya no alcanza con mirar el CAPEX. Hay que analizar el costo total de propiedad (TCO), y eso cambia completamente el modelo económico de un proyecto”, advirtió.

En ese marco, destacó que la compañía está trabajando ya con su cuarta generación de celdas LFP, capaces de operar hasta cinco años sin degradación. “Eso cambia todo. Permite diseñar proyectos con mayor estabilidad y previsibilidad financiera”, aseguró.

Para el ejecutivo, la oportunidad en Perú no está limitada al utility scale, aunque reconoció que ese segmento definirá el mayor volumen. También visualizó fuerte potencial en almacenamiento para clientes industriales, comerciales y redes aisladas. “Hay distintos submercados y cada uno está en una etapa distinta. Perú tiene zonas aisladas, necesidad de respaldo y una creciente presencia de renovables. Todos esos elementos hacen que el almacenamiento tenga sentido”, señaló.

Garro coincidió con el diagnóstico de otros actores sobre la importancia de que la regulación técnica acompañe el crecimiento del storage. En este punto, hizo un llamado a que las licitaciones peruanas incluyan criterios más allá del precio por kilowatt-hora. “No basta con competir por precio. Las licitaciones deben considerar quién puede acompañar un proyecto durante 20 o 25 años. El riesgo en un proyecto de almacenamiento es mayor que en uno de generación. La tecnología debe estar controlada y respaldada por fabricantes confiables”, advirtió.

Durante el panel, Garro fue enfático al definir el momento actual del sector energético. “Estamos viviendo una revolución energética sin precedentes. El almacenamiento combinado con renovables ya puede competir —y en muchos casos superar— a las tecnologías fósiles”, apuntó. Según el ejecutivo, Perú se encuentra en la antesala de poder regular el mercado de forma adecuada y beneficiarse plenamente de esa transformación. “Estamos a las puertas de regularlo bien. Y si lo hacemos, Perú podrá liderar este cambio”, completó.

Para reforzar esta visión, compartió como ejemplo el megaproyecto que CATL desarrolla en Abu Dhabi, donde se instala una microred con 1 GW de potencia firme —compuesta por 5 GW solares y 1,9 GWh en baterías— que operará 24/7. “Eso ya es una realidad. Y América Latina puede replicarlo”, aseguró.

En el cierre de su intervención, el directivo remarcó que la industria global del almacenamiento está avanzando hacia una etapa de consolidación, donde las alianzas a largo plazo serán fundamentales. “Hay una explosión de nuevos actores, pero no todos van a sobrevivir. Va a haber una consolidación fuerte y solo los grandes quedaremos”, sostuvo.

Con una hoja de ruta definida, CATL apuesta por convertirse en un socio estratégico para el despliegue de almacenamiento en Perú. “Estamos acá para acompañar el crecimiento del storage en Perú y construir el futuro energético de la región”, concluyó.

Revive la edición de FES Perú:

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Solis continúa consolidando su liderazgo en República Dominicana y en toda América Latina, donde es ampliamente reconocida como una de las empresas más destacadas del sector. Con más de ocho años de operaciones exitosas en el mercado dominicano, Solis, una de las tres principales marcas de inversores a nivel mundial, se ha posicionado como un referente de calidad, confiabilidad y rendimiento a largo plazo.

El reciente Programa de Certificación Híbrida de Solis, realizado en Santo Domingo, superó todas las expectativas al reunir a más de 85 profesionales del sector solar, superando ampliamente los 60 participantes originalmente previstos. El éxito del evento refleja el fuerte compromiso de la República Dominicana con el desarrollo profesional y la excelencia en la industria de las energías renovables.

Dirigido por Sergio Rodríguez, Experto Técnico Principal para América Latina en Solis, el programa ofreció una capacitación integral y práctica sobre tecnología de inversores híbridos, mejores prácticas de instalación y optimización de sistemas. Además, brindó valiosas oportunidades de networking entre profesionales del sector, fomentando la colaboración y fortaleciendo el ecosistema solar local.
El evento subrayó la creciente dominancia de Solis en el mercado, con instaladores y distribuidores locales mostrando un claro compromiso por mejorar sus habilidades y adoptar tecnologías híbridas avanzadas que impulsen la calidad de las instalaciones y el rendimiento a largo plazo de los sistemas.

“La respuesta de los instaladores dominicanos fue extraordinaria. Son profesionales apasionados, con gran conocimiento y entusiasmo por incorporar nuevas tecnologías”, comentó Sergio Rodríguez. “Este compromiso con la calidad, la innovación y la visión a largo plazo demuestra que la República Dominicana está adoptando la energía solar a un ritmo acelerado y de la forma correcta”.

Fuerte Presencia en el Mercado y Portafolio de Productos Certificados

La participación de Solis en el mercado regional sigue creciendo, con modelos certificados y listos para su implementación inmediata tanto en aplicaciones de almacenamiento residencial como comercial.

En el segmento residencial, Solis ofrece una amplia gama de inversores con potencias de 3 kW a 20 kW, cubriendo las necesidades desde viviendas pequeñas hasta residencias de mayor tamaño. Para el sector comercial e industrial (C&I), la compañía dispone de soluciones con capacidades de 30 kW a 60 kW, adecuadas tanto para aplicaciones empresariales como de escala utility. Estos modelos cumplen con las normas locales de certificación, garantizando que los clientes accedan a tecnología aprobada, confiable y de alta calidad. El compromiso de Solis con el rendimiento a largo plazo y la fiabilidad sigue siendo un pilar central de su éxito.

Solis también se prepara para el lanzamiento de su nueva Serie de Inversores Comerciales para Almacenamiento de 75–125 kW, actualmente en fase de preventa en América Latina. Esta solución avanzada está diseñada para responder a la creciente demanda de sistemas híbridos y de almacenamiento a gran escala, impulsando una mayor independencia energética y resiliencia de red.

Soporte Local y Servicio Técnico: Un Diferenciador Clave

La dedicación de Solis a brindar un soporte técnico y servicio local excepcionales ha sido fundamental para fortalecer su posición en el Caribe y América Latina.
La compañía ofrece asistencia regional especializada, garantizando que cada instalación cuente con respaldo postventa ágil, asesoría técnica y acompañamiento profesional. Este enfoque personalizado es una de las principales razones por las cuales Solis es tan valorada en República Dominicana, no solo por la calidad de su tecnología, sino también por su compromiso en construir relaciones sólidas y duraderas con los profesionales locales.

Impulsando el Futuro Solar del Caribe

El éxito del Programa de Certificación Híbrida de Solis destaca la importancia de la formación profesional continua como motor del avance en la industria solar.
A medida que la República Dominicana avanza hacia el cumplimiento de sus metas de energía renovable, Solis reafirma su compromiso con la transición energética de la región a través de la innovación, la profesionalización y la sostenibilidad.

Acerca de Solis

Fundada en 2005, Ginlong (Solis) Technologies (Código bursátil: 300763.SZ) es uno de los fabricantes más experimentados y de mayor tamaño a nivel mundial de inversores fotovoltaicos e inversores para sistemas de almacenamiento de energía.
Bajo la marca Solis, la compañía ofrece soluciones avanzadas y confiables para aplicaciones conectadas y no conectadas a la red, con un fuerte enfoque en tecnologías híbridas y de almacenamiento que maximizan el aprovechamiento de la energía renovable. Respaldada por un departamento de I+D de clase mundial, certificaciones internacionales rigurosas y una cadena de suministro global, Solis adapta sus productos a las necesidades específicas de cada mercado regional, con el apoyo de equipos locales especializados.

Para más información, visita: Solar Inverters_Energy Storage Inverters – Solis o sigue a Solis Latam en redes sociales.

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En Exposolar Colombia 2025, Growatt tuvo una destacada participación al presentar su completo portafolio de soluciones solares y de almacenamiento energético, reafirmando así su liderazgo en la industria mundial de las energías renovables.

Recientemente reconocida por S&P Global como el proveedor número uno de inversores residenciales a nivel mundial, Growatt continúa ampliando su influencia, esta vez destacando su creciente fortaleza en sistemas de almacenamiento de energía.

Con años de innovación tecnológica y una sólida red de servicio global, Growatt se ha consolidado como una de las marcas más influyentes en el sector de la energía distribuida. En esta edición de la feria, la compañía no solo presentó sus inversores de conexión a red de alto rendimiento (series MIN, MID, MAC y MAX), sino que también destacó sus soluciones de almacenamiento residencial y comercial de última generación, reflejando la visión de la empresa: “Energía Inteligente para un Futuro Verde”. 

Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt, comentó: “El almacenamiento de energía se está convirtiendo en la columna vertebral de la transición energética global. Nos enorgullece ofrecer sistemas que combinan seguridad, inteligencia y fiabilidad para usuarios en todo el mundo. Nuestra misión es permitir que cada hogar y negocio logre una verdadera independencia energética a través de la innovación y la tecnología sostenible.”

La línea de sistemas de almacenamiento de energía de Growatt fue la protagonista del evento:

AXE 5.0L-C1 y HOPE 5.0L-B1

Diseñadas para el almacenamiento residencial, las series AXE y HOPE combinan alta densidad energética, larga vida útil y flexibilidad modular. Estos sistemas ofrecen respaldo confiable y una expansión fluida para hogares y pequeñas empresas, ayudando a los usuarios a alcanzar una verdadera independencia energética.

ALP LV-US

Con una sólida protección IP66, diseño modular compacto y un avanzado sistema de gestión BMS, el ALP LV-US ofrece una seguridad y rendimiento superiores, incluso en entornos exteriores exigentes. Admite expansión flexible y se integra perfectamente con los inversores híbridos de Growatt, lo que lo convierte en una solución ideal tanto para aplicaciones residenciales como comerciales.

SPH 10000TL-HU-US y SPF 6000T DVM-G2

Inversores híbridos y fuera de red que alcanzan una eficiencia del sistema de hasta el 97,5%, garantizando un suministro eléctrico estable y continuo en cualquier escenario.

En conjunto, estas soluciones conforman un ecosistema sólido que respalda la independencia energética, la seguridad y la escalabilidad, demostrando las sólidas capacidades de investigación, desarrollo e ingeniería de Growatt en el ámbito del almacenamiento energético.

Growatt también presentó su más reciente inversor Split Phase fuera de red SPE 6000-12000US y la serie residencial de microinversores NEO, ofreciendo opciones energéticas diversificadas y eficientes para cada escenario. La exposición reforzó aún más la presencia de Growatt en el mercado latinoamericano y fortaleció sus alianzas en toda la región.

A medida que América Latina avanza rápidamente hacia la transición energética, Growatt reafirma su compromiso con la innovación tecnológica y los servicios localizados.

Como concluyó Lisa Zhang: «Desde inversores hasta sistemas de almacenamiento, desde hogares hasta empresas, Growatt no es solo un proveedor de productos; somos impulsores de la revolución energética global. Nuestro objetivo es simple: hacer que la energía limpia sea accesible para todos.”

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Mañana comienza una nueva edición del Future Energy Summit (FES) Colombia, el evento que se consolida como el punto de encuentro más influyente de la transición energética en América Latina. Durante el 21 y 22 de octubre, el Hotel Hilton de Bogotá recibirá a ejecutivos, autoridades y expertos internacionales que debatirán sobre innovación tecnológica, regulación, financiamiento y políticas públicas orientadas a la descarbonización.

El debate llega en un momento clave para el sector energético colombiano, cuando el país redefine su marco regulatorio. La CREG trabaja actualmente en normas sobre autogeneración remota, almacenamiento energético y rediseño del cargo por confiabilidad, mientras se preparan nuevas subastas de energía.

En este contexto, las discusiones del FES se centrarán en cómo compatibilizar los objetivos de descarbonización con la estabilidad de precios y la seguridad del sistema eléctrico, buscando una transición ordenada, sostenible y competitiva.

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El evento se celebra, además, en un contexto de transformación acelerada del mercado eléctrico colombiano. Según datos oficiales, el país alcanzó en junio de 2025 una capacidad solar fotovoltaica instalada de 2030 MW, lo que representa un incremento del 59 % respecto del año anterior.

No obstante, sólo 1299 MW cuentan con reconocimiento en la Capacidad Efectiva Neta (CEN), debido a las exigencias técnicas del sistema. Ante este panorama, el Ministerio de Minas y Energía proyecta la incorporación de 697 MW adicionales este año, distribuidos en 22 nuevos proyectos renovables, con una inversión superior a 500 millones de dólares. Estos datos no sólo reflejan el dinamismo del sector, sino también la urgencia de avanzar en soluciones de almacenamiento, regulación y planificación de redes.

La cita podrá seguirse también en vivo y de forma gratuita a través del canal de YouTube de Future Energy Summit, consolidando a FES como la única plataforma de eventos del sector que transmite sus encuentros sin costo. Quienes aún no hayan asegurado su entrada pueden registrarse en live.eventtia.com/es/fes-colombia.

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En esta quinta edición, participarán las principales empresas tecnológicas y energéticas del continente. En energía solar, estarán Sungrow, JA Solar, Trina Solar, Solis, Risen, Canadian Solar, ZNShine Solar, GCL, Antai Solar, Nordex y Solax Power, presentando sus últimos avances en eficiencia y diseño de plantas fotovoltaicas.

En almacenamiento y soluciones energéticas, participarán CATL, Great Power, BLC Power Generation, Enermant y Erco Energía. Y en infraestructura, redes y consultoría, dirán presente Nexans, Afry, DIPREM, Alurack, Chint, Ventus y KAI Energy Capital, con innovaciones orientadas a fortalecer la digitalización y sostenibilidad del sistema.

El encuentro cuenta además con el respaldo de los Strategic Partners como OLADE, ACOLGEN, FENOGE, ACOSOL, ADELAT, SER Colombia y PROCOLOMBIA, que acompañarán las discusiones sobre políticas, integración regional y financiamiento sostenible.

Con una agenda que combina conferencias, paneles de alto nivel y espacios de networking, FES Colombia 2025 se consolida como el foro donde se articulan conocimiento, inversión e innovación para acelerar la transformación energética latinoamericana. Mañana, Bogotá será el epicentro del futuro energético de la región.

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Severo Buenalaya, gerente de División de Generación y Transmisión de OSINERGMIN, lanzó una advertencia categórica su participación en Future Energy Summit (FES) Perú: avanzar en la transición energética sin reglas claras ni reglamentos definidos es un riesgo que compromete la seguridad del sistema eléctrico, la bancabilidad de las inversiones y el equilibrio económico del mercado.

“Lo ideal sería que las reglas estén claras antes de que ustedes inviertan”, afirmó Buenalaya, en un mensaje directo a los actores privados presentes en el encuentro. Su intervención apuntó al atraso en la reglamentación de la Ley 32249, aprobada en enero de 2025, cuyo plazo legal de cuatro meses ya fue ampliamente superado. “Estamos en octubre y no vemos ningún tipo de publicación”, advirtió.

En su análisis, la falta de definiciones genera un doble problema: por un lado, deja al inversor sin un marco de certeza sobre los mecanismos de remuneración y servicios que debe cumplir; por otro, abre la puerta a que el Estado imponga nuevas exigencias técnicas luego de iniciadas las obras. “Cuando el Estado ponga adecuaciones, muchos van a pensar que los proyectos que han hecho no son bancables”, remarcó el funcionario.

El ejecutivo recordó que una situación similar ya fue abordada en el pasado, cuando se implementó el Mecanismo de Inversiones sin Ministros en 2006, que permitió garantizar ingresos mínimos para proyectos de generación, sobre todo a gas e hidroeléctricos.

“Ese mismo mecanismo también serviría para los próximos proyectos solares e hidráulicos que vienen”, sostuvo, aunque aclaró que la falta de reglamentación actual impide su aplicación efectiva.

En este contexto, Buenalaya explicó que más de 1000 MW renovables han ingresado en los últimos tres años, y que el país espera incorporar entre 4000 y 6000 MW más en el corto plazo. Pero este crecimiento trae consigo nuevas responsabilidades técnicas.

“El problema que vemos es que esos proyectos no pueden brindar ciertos servicios, como regulación de frecuencia o atención de contingencias”, planteó.

La preocupación de OSINERGMIN no solo está centrada en los efectos sobre los desarrolladores, sino también en el impacto que podría trasladarse a los consumidores.

“Los generadores están ganando con estos proyectos renovables, pero no los usuarios finales, porque no se refleja en precios”, indicó. Su diagnóstico es que el marco actual no garantiza que los beneficios de la transición lleguen de forma equilibrada a todo el sistema.

Uno de los riesgos más destacados por Buenalaya es que las decisiones de política pública no lleguen a tiempo para ordenar el proceso. “Mi gran temor es que esto avance como está avanzando, y no haya reglas claras”, enfatizó.

En su opinión, eso puede desencadenar conflictos legales, paralización de obras y distorsiones económicas que afecten la sostenibilidad del sistema en su conjunto.

Frente a esta situación, el funcionario insiste en que la solución es institucional y de gestión. “Esperamos que el Estado pueda actuar en el tiempo que le queda”, concluyó, apelando a una acción inmediata para emitir los reglamentos pendientes y dar respuesta al creciente número de inversionistas que hoy buscan certidumbre para apostar por el desarrollo renovable en el país.

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En el marco del Future Energy Summit (FES) Perú, Erick Melo,  Technical Manager South Latam de JA Solar, trazó una radiografía del mercado fotovoltaico peruano y las condiciones que, según su visión, son imprescindibles para que este pueda despegar: tecnología viable, acompañamiento técnico transversal y un entorno normativo que habilite tanto el desarrollo de grandes parques como la generación distribuida.

Durante el panel 7 del evento, centrado en soluciones constructivas para proyectos solares de diversas escalas, Melo recordó que JA Solar cuenta con más de 20 años en el core business de módulos fotovoltaicos, con presencia en 178 países y un market share global del 14%, lo que representa más de 300 GW entregados.

En Perú, la empresa participa activamente del megaproyecto Illa, de 472 MW, que será el más grande del país. “Esta semana estamos recibiendo los primeros lotes”, adelanta durante el panel.

Más allá de los proyectos en marcha, Melo fue enfático en que la tecnología sola no basta para garantizar resultados: “Una planta fotovoltaica no es solamente construirla. La tecnología requiere gestión”, afirmó. Y sostuvo que el soporte técnico debe ser parte estructural desde el inicio.

Para JA Solar, el soporte no debe limitarse a la entrega de módulos. Melo explicó que “el acompañamiento técnico, y que justamente responde a que mi persona esté encargada del mercado peruano, se da de forma transversal a todo lo que conlleva un proyecto”. Esta mirada técnica apunta a prevenir errores en el diseño, la ejecución y, especialmente, en la operación y mantenimiento (O&M), etapas críticas para el rendimiento económico de una planta.

“Nadie quiere que en tres, cuatro o cinco años, por una mala gestión en O&M, existan problemas. El mercado muchas veces hace las cosas mal a nivel constructivo por priorizar precio. Ahí es donde debemos actuar los fabricantes”, subrayó el ejecutivo.

En cuanto al componente tecnológico, Melo describió que el mercado está actualmente dominado por cuatro líneas de desarrollo: TopCon, Back Contact, HJT y Tandem Perovskita. En este escenario, destacó que los estudios de degradación posicionan a la tecnología HJT con más del 8% de pérdida acumulada en tres años, mientras que la TopCon, que JA Solar impulsa, registra solo 0.4%, según tests de irradiación ultravioleta y normas IEC 6125.

Por eso, afirmó que “hasta 2030, más del 70% de los proyectos utility scale estarán usando tecnología TopCon”. Si bien Back Contact aparece como alternativa emergente con alta eficiencia, aún tiene una curva de aprendizaje que eleva sus costos. “Cada producto debe encontrar ese punto de equilibrio entre costo y beneficio”, analizó.

Melo también remarcó que en Perú no se puede hablar de un solo tipo de proyecto solar, ya que la geografía del país exige soluciones específicas. “Evaluamos proyectos desde la costa hasta los 4800 metros sobre el nivel del mar”, señaló. Esto implica condiciones extremas, tanto de temperatura como de radiación, que obligan a los fabricantes a ajustar su oferta tecnológica para garantizar confiabilidad y durabilidad.

“Nos hemos acostumbrado a trabajar solo en zonas con radiación solar pico, pero hay otras regiones que requieren soluciones como microredes o sistemas off-grid”, indicó. Estas aplicaciones, en el marco de una estrategia de diversificación, permitirían extender el alcance de la energía solar más allá de los grandes proyectos centrales.

Pese a estas oportunidades, Melo alertó que sin un entorno normativo flexible, difícilmente habrá un verdadero despegue del mercado solar peruano, sobre todo en generación distribuida. “En Perú, hoy solo hay expectativa. Esperamos que las modificaciones a la Ley de Concesiones de Generación Eléctrica permitan insertar, estudiar e investigar la tecnología”, enfatizó.

Para el ejecutivo, el avance del sector dependerá de tres factores: una necesidad energética creciente, una tecnología que ya está disponible, y un entorno legal que facilite su adopción. “Si estas tres cosas no funcionan en armonía, es muy difícil que el país despegue tanto a nivel utility como distribuido”, advirtió.

Finalmente, Melo llamó a que la ingeniería de los proyectos trabaje “de la mano con el fabricante”, para garantizar que la tecnología funcione no solo en el papel, sino también en campo. “Un proyecto tiene que funcionar en armonía de todas las partes. No solo es vender y ya, sino que finalmente genere lo que estaba dentro de los números económicos”, concluyó.

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Diego Pardow renunció como ministro de Energía de Chile tras la detección de un error en el cálculo de las tarifas eléctricas que derivó en cobros indebidos a los usuarios del país. La dimisión fue aceptada el 16 de octubre en medio de una fuerte presión política y del sector energético.

“Este cargo que tuve el honor de liderar es de exclusiva confianza del Presidente. Agradezco la confianza del presidente, Gabriel Boric, y a mi equipo, a todas y todos los funcionarios públicos que llevan décadas en este lugar”, señaló Pardow a través de sus redes sociales. 

Desde el gobierno expresaron su agradecimiento hacia Pardow por “el compromiso y trabajo desempeñado”, y comunicaron que el ministro de Economía, Fomento y Turismo, Álvaro García, también asumirá la conducción de la cartera de Energía bajo un rol de bi-ministro. 

García es ingeniero comercial de la Pontificia Universidad Católica de Chile, Master of Arts por la Universidad de Maryland y Ph.D por la Universidad de California en Berkeley. Con experiencia en el mundo académico, empresarial y político, fue ministro de Economía durante el gobierno de Ricardo Lagos y actual de Economía, Fomento y Turismo bajo la gestión de Boric desde agosto 2025 en reemplazo de Nicolás Grau. 

¿A qué se debe la renuncia de Pardow? La crisis se desató a partir de la publicación del Informe Técnico Preliminar para la Fijación de Precios de Nudo Promedio del Sistema Eléctrico Nacional, elaborado por la Comisión Nacional de Energía (CNE). En ese documento se evidenció una inconsistencia metodológica en el cálculo de las tarifas, que provocó un doble efecto inflacionario aplicado sobre ciertos saldos pendientes, generando cobros superiores a los establecidos.

El error impactó en clientes regulados de distintas comunas y regiones del país durante cuatro semestres. Técnicamente, se trató de una duplicación del ajuste inflacionario, lo que modificó al alza los precios de la electricidad. La revelación oficial encendió las alarmas políticas y técnicas en todo el ecosistema energético.

Además, como respuesta inmediata, el nuevo titular de la cartera, Álvaro García, anunció que “el presidente me encomendó solicitar la renuncia al secretario ejecutivo de la CNE, cosa que ya he realizado”. De este modo, Marco Mancilla quedó fuera del organismo técnico responsable del error.

La salida de Pardow no se explica solo por el error técnico. Su gestión ya acumulaba tensiones, siendo una de ellas la propuesta de que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financiaran parte de los subsidios eléctricos mediante un cargo del Fondo de Estabilización de Tarifas (cargo FET). 

La iniciativa fue rechazada tanto en el Senado como de forma contundente por el sector renovable, que la calificó como “una reforma tributaria encubierta” y un “grave problema regulatorio y constitucional”, ya que  buscaba aplicarse entre 2025 y 2026, trasladando parte del peso fiscal de los subsidios a los actores del segmento PMGD. 

Para las empresas del rubro, esa política no solo dañaba la competitividad, sino que generaba incertidumbre normativa y riesgos para futuras inversiones en energías renovables.

Impacto político y reacciones sectoriales

La renuncia de Pardow se produce en plena campaña presidencial en Chile para el período 2026-2030 (las elecciones serán el 16 de noviembre), intensificando el debate público sobre la gestión del sector energético. 

La candidata de izquierda Jeannette Jara reclamó la devolución de los cobros indebidos y cuestionó la demora en detectar el error. “La cantidad de años que pasaron fueron increíbles, dos administraciones, dos gobiernos distintos”, criticó.

Asimismo, desde la oposición, la Unión Demócrata Independiente (UDI) anunció que avanzará con una acusación constitucional contra el exministro, medida a la que sumaron otros parlamentarios con el correr de las horas. Y de concretarse, Pardow quedaría inhabilitado para ejercer cargos públicos durante los próximos cinco años.

El caso también pone en entredicho la coordinación entre autoridades políticas y técnicas en la formulación de políticas públicas para el sector eléctrico. Por lo que la dualidad de roles asumida por el nuevo bi-ministro García abre una nueva etapa, en la que el desafío central será recomponer la credibilidad técnica y política de la institucionalidad energética chilena.

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El proceso de licitación para incorporar 1500 MW de capacidad al sistema eléctrico hondureño avanzó con una nueva fase estratégica: el envío del primer paquete de modificaciones a los pliegos de condiciones, para su evaluación por la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE).

El Secretario de Estado en el Despacho de Energía, Erick Tejada Carbajal, informó que la documentación ya fue remitida y que se trató de la primera enmienda oficial al proceso, la cual incluye 13 modificaciones al pliego de la LPI 1000-010-2021.

Estos cambios estarán disponibles al público una vez reciban el visto bueno institucional y abren un nuevo capítulo dentro de la convocatoria más ambiciosa en materia energética que ha lanzado el país.

Entre las modificaciones más significativas destacó la extensión de dos meses para la recepción de ofertas técnicas, una decisión orientada a dar mayor margen a las empresas para elaborar propuestas robustas. Además, se estableció un nuevo cronograma de entrada en operación comercial para los proyectos adjudicados, ahora previsto para los años 2028, 2029 y 2030. “El período de entrada e inicio de operación comercial de las plantas adjudicadas ahora será 2028, 2029 y 2030”, puntualizó Tejada.

El proceso generó un marcado interés a nivel global. 13 empresas ya adquirieron los pliegos de condiciones, y según el funcionario, el flujo de consultas sigue activo. “Seguimos exitosamente recibiendo muestras de interés a nivel internacional”, destacó.

Este dinamismo se dio en el marco de un esquema técnico y financiero sólido, donde el proceso de licitación aplicará el modelo BOT (Build, Operate, Transfer) con contratos de operación por 15 años y posterior transferencia al Estado. La CREE, por su parte, definirá un valor máximo regulado por MW, que no podrá superar el costo medio de generación ajustado por recuperación de capital y utilidad razonable. A ello se sumará un esquema de subasta inversa por rondas sucesivas, con auditoría internacional que garantice transparencia y trazabilidad en cada etapa. La ENEE también incorporó mecanismos para la validación técnica de los proyectos, como el análisis de nodos de conexión por parte del Centro Nacional de Despacho.

Uno de los elementos más destacados del proceso fue el respaldo financiero de organismos multilaterales, como BID Invest y el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE). Estas entidades están dispuestas a financiar las inversiones que surjan de esta licitación, lo que aporta mayor solidez y confianza al esquema contractual. “Esto demuestra que confían en la transparencia del proceso hondureño de licitación”, resaltó el secretario, en referencia al acompañamiento del BID Invest.

El llamado oficial a licitación fue emitido en junio de 2025 y contempló una planificación con múltiples fases, desde la recepción de ofertas hasta su evaluación técnica y económica. Con esta primera enmienda, las fechas serán ajustadas para mejorar la competitividad y garantizar la participación de más actores calificados. Mientras que la próxima enmienda abordará aspectos adicionales que aún están en evaluación técnica y jurídica.

Con esta actualización, el proceso licitatorio de 1500 MW reforzó su carácter dinámico y estratégico para el país. Al integrar mecanismos regulatorios sólidos, financiamiento internacional, participación creciente de empresas y ajustes de calendario acordes a la realidad del mercado, Honduras apunta a garantizar seguridad energética, atraer inversión y acelerar su transición hacia una matriz más sostenible y confiable.

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La Secretaría de Energía (SENER) de México publicó el nuevo Programa Sectorial de Energía 2025-2030 (PROSENER), el cual traza una hoja de ruta energética que relega la participación renovable ya que estará centrada en el fortalecimiento de los combustibles fósiles, particularmente el gas natural, que continuará como energético principal en los próximos años.

Las energías renovables, en cambio, representan apenas el 16%, una cifra que se ha mantenido prácticamente sin cambios y que no permite anticipar un cumplimiento de las metas internacionales de descarbonización para la presente década.

¿Por qué? El documento reconoce que el 82% de la matriz energética primaria está compuesta por energéticos fósiles, con el gas natural ocupando una participación creciente del 22%, por encima incluso de lo registrado en el sexenio anterior.

“Actualmente la estructura de la producción se mantiene prácticamente igual, en un 82% de energéticos fósiles”, manifiesta el Gobierno en el documento. De ese total, el petróleo representa el 60%, el gas natural el 22%, y el carbón apenas el 2%, en retroceso frente a años anteriores. Las renovables no fósiles continúan en desventaja estructural frente al resto del mix.

A diferencia de planes anteriores, el nuevo PROSENER no establece metas claras de capacidad instalada renovable para el 2030, ni objetivos específicos de crecimiento para solar, eólica, geotérmica u otras tecnologías limpias. Sino que la planeación energética se concentra en mantener la generación actual, promover la autosuficiencia de gas natural, y aumentar la eficiencia energética como única vía concreta de reducción del consumo.

En el documento se proyecta una meta de reducción anual del 2.9% en intensidad energética hasta 2036 considerando innovación tecnológica y el aprovechamiento de energías renovables. Esto se convierte en el único parámetro explícito vinculado a la transformación del consumo energético nacional.  No obstante, no se definen mecanismos, financiamiento o marcos normativos que impulsen el desarrollo renovable de forma estructural.

La estrategia energética prioriza el incremento de la producción nacional de gas natural, con una meta de 5 mil millones de pies cúbicos diarios, a fin de reducir la dependencia de las importaciones desde Estados Unidos, que actualmente cubren el 70% del consumo nacional. “La tarea aún pendiente en este sexenio y que resulta primordial de atender es la dependencia del gas natural”, reconoce el documento, que identifica este recurso como “el segundo energético más relevante en el consumo de energía primaria nacional”.

El peso del gas natural se refuerza por su rol clave en la generación eléctrica, en la industria petroquímica y en la producción de fertilizantes. Aunque el texto hace referencia a una “transición energética sustentable”, el uso del gas es considerado funcional en tanto “combustible de transición”, sin un horizonte claro de salida.

El documento también se distancia de los compromisos internacionales en materia climática, como el Acuerdo de París, los Objetivos de Desarrollo Sostenible o la Agenda 2030, a los que solo alude de forma declarativa. En la práctica, el Gobierno no establece ningún mecanismo cuantificable de cumplimiento de estas metas dentro del nuevo marco de planeación energética.

La única línea vinculada a energías limpias con enfoque social se vincula al despliegue de paneles solares en viviendas del norte del país, mencionada como parte del objetivo de garantizar justicia energética y acceso universal al servicio. “Se propone lograr el 100% de la electrificación de los hogares mexicanos”, señala el texto, priorizando a comunidades indígenas y afromexicanas como parte de una estrategia de inclusión.

A pesar de este componente, el plan relega la expansión renovable en favor de un modelo energético centrado en la autosuficiencia de hidrocarburos, el impulso a la refinación nacional, la reactivación de la industria petroquímica y la integración del gas como pilar estratégico.

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Yingli Solar busca consolidar su reposicionamiento en Perú, un mercado que ya conoce desde hace más de una década y al que regresa con nuevas tecnologías, una oferta más robusta y el respaldo de haber suministrado 85 GW de módulos solares a nivel mundial. Sin embargo, su retorno se produce con un diagnóstico claro: sin infraestructura de transmisión ni un marco jurídico estable, el potencial solar del país podría verse limitado.

“Nos aproximamos al país con la energía y la expectativa de que es un mercado que cuenta con radiación, con demanda energética, con crecimiento como país”, manifestó Luis Contreras, Managing Director de Yingli Solar, durante su participación en el panel 7 de Future Energy Summit (FEs) Perú. Desde su perspectiva, el entorno es favorable desde lo natural y lo político, pero aún presenta barreras estructurales.

Contreras destaca que Perú posee una de las mejores condiciones solares de la región y recuerda que Yingli fue protagonista en los primeros desarrollos solares del país. “Tenemos más de diez años de experiencia en Perú, con plantas suministradas hace más de una década y en operación actualmente, como la de 20 MW, que en su momento fue la más grande del país”, subrayó.

Hoy, la compañía retorna a un entorno más competitivo, con tecnologías más sofisticadas y una visión más amplia sobre los costos reales de los proyectos. Contreras insiste en que la tecnología ya no es el cuello de botella, sino que  los desafíos más urgentes pasan por la transmisión y la seguridad jurídica, condiciones necesarias para que tanto la generación utility-scale como la distribuida puedan despegar.

En ese sentido, señaló que el diseño del mix energético debe ir acompañado de una planificación que contemple los puntos de conexión. “Es fundamental que los grandes pensadores del plan energético realmente enlacen bien la demanda con la generación prevista o planificada. Esas grandes plantas fotovoltaicas deben impulsarse con un marco jurídico estable y sostenible que atraiga inversión”, apuntó.

Uno de los pilares técnicos de la estrategia de Yingli para Perú es la adopción de módulos con tecnología n-type, una línea que el fabricante considera especialmente adecuada para las condiciones locales. Contreras aseguró que esta tecnología ofrece ventajas superiores en eficiencia, resistencia a la degradación y comportamiento térmico. “No fabricamos un módulo para cada condición climática, sino módulos flexibles tecnológicamente para que se adapten al mayor número de comportamientos y condiciones posibles”, explicó.

La degradación lineal estimada en 0,4% anual, junto con un buen rendimiento bajo altas temperaturas y baja radiación, convierte a los módulos n-type en una opción rentable para el país, según apuntó Contreras.

El ejecutivo también hace hincapié en la transferencia tecnológica como una ventaja competitiva, no solo en el módulo sino en toda la cadena de valor. “Cada desarrollo tecnológico que aparece en el módulo fotovoltaico termina transformando desarrollos tecnológicos en el resto de la cadena de suministro”, indicó. Este proceso de adaptación no solo requiere equipos, sino también know-how. “Es conveniente transferir de manera adecuada la experiencia de desarrolladores, especialistas e integradores de otras regiones”, añadió.

Contreras analizó la actual dinámica de precios en el mercado solar y plantea que los módulos fotovoltaicos han alcanzado un nivel tal de competitividad que rozan la lógica de una commodity. “No solamente nos hemos convertido en una commodity, sino que dentro de poco venderemos los paneles a euro kilo”, ironizó, aludiendo al nivel de presión que existe sobre los precios. Sin embargo, aclar+p que esta tendencia no debe ocultar el valor tecnológico de los productos.

Además, enfatizó: “Hay factores que los fabricantes ponemos sobre la mesa que no son puramente tecnológicos, como la sostenibilidad financiera”, puntualiza. En este sentido, recordó que Yingli Solar respalda sus productos con garantías de 30 años, un elemento clave para garantizar la bancabilidad de los proyectos. “Nuestros productos y los proyectos a los que van destinados deben ser tratables financieramente”, explicó.

Este acompañamiento, según detalló, se extiende incluso a aspectos logísticos que pueden impactar el CAPEX total del proyecto. “Un cambio de contenedor a camión lona desde el puerto hasta destino puede suponer un sobrecoste de 300 o 400 dólares por contenedor, y eso puede comerse todo el margen de contingencia del proyecto”, advierte. Por eso, destacó la importancia de brindar un servicio integral, desde la preingeniería hasta la postventa, acompañando al cliente durante toda la vida útil del módulo.

En cuanto al horizonte tecnológico, Contreras proyecta que en los próximos cinco años veremos en el mercado tecnologías como back-contact o incluso células tándem, siempre que el equilibrio entre CAPEX y prestaciones lo permita. “Siendo optimista, espero que estemos hablando de tecnologías que ofrezcan mayores prestaciones al mercado y contribuyan a que el LCOE sea más competitivo”, expresó.

Así, Yingli Solar se posiciona nuevamente como un actor clave en el ecosistema solar de Perú, dispuesto a aportar tecnología de vanguardia, pero también señalando las condiciones necesarias para que ese avance se traduzca en resultados concretos. “Perú tiene todo para crecer pero necesita las bases para hacerlo bien”, concluyó.

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La regulación propuesta por la CREG para incorporar sistemas de almacenamiento con baterías (SAEB) en el Sistema Interconectado Nacional no solo significó la búsqueda de fortalecer la estabilidad eléctrica del país. Para el ecosistema tecnológico, también es una base legal concreta para que la tokenización de activos renovables deje de ser una promesa y se convierta en una herramienta real de trazabilidad y financiamiento.

En términos regulatorios, el proyecto de resolución da reconocimiento formal a los sistemas descentralizados, habilitando que baterías y plantas renovables participen activamente en servicios de red y arbitraje. Esta flexibilidad no solo amplía la eficiencia del sistema eléctrico, sino que también crea flujos de ingresos estables y predecibles, que pueden ser representados y tokenizados.

En la práctica, representa una oportunidad de monetización adicional para las empresas de energía e, incluso, los autogeneradores. Plataformas como Gaia Ecotrack ya operan bajo ese modelo: cada kW generado puede convertirse en un token que circula en una red blockchain pública, con valor de mercado y auditoría permanente.

Según explicó Ilich Blanco, CEO de Gaia Ecotrack, la resolución introduce condiciones inéditas que hacen posible el salto entre el mundo físico y el digital de la energía.

“El documento exige fronteras comerciales separadas y medición precisa, algo indispensable para validar la energía generada, almacenada y entregada. Eso es exactamente lo que necesita la blockchain para auditar y certificar transacciones energéticas en tiempo real”, señaló el ejecutivo.

Esa energía digitalizada puede intercambiarse, venderse o respaldar nuevos mecanismos de inversión, democratizando el acceso al mercado energético.

“Cuando la energía se vuelve tokenizable, gana una segunda vida financiera. No solo se mide por lo que produce, sino por lo que representa en transparencia, confianza y trazabilidad”, destacó Blanco en diálogo con Energía Estratégica.

Esta dinámica permite que cada instalación fotovoltaica o sistema híbrido sea también un activo digital líquido, con registro público y auditable, lo que fortalece la seguridad de los inversionistas.

Costos y beneficios

El proceso de tokenización no implica grandes barreras técnicas ni económicas. En el caso de esta plataforma, el ejecutivo explicó que “la entidad interesada solo debe conectar su sistema a la red de Gaia, que integra el dispositivo IoT con la blockchain. El costo es bajo y se paga anualmente, asociado al gasto de digitalizar cada kW”.

Asimismo, describe que ese gasto mínimo —denominado gas fee— se ve ampliamente compensado por los beneficios: acceso a incentivos, certificados verdes y nuevos ingresos por servicios digitales.

Según Blanco, “el costo siempre está por debajo del beneficio, porque abre la puerta a varios mercados: créditos de carbono, certificados de energía y minería de datos energéticos. No reemplaza la venta de electricidad, sino que agrega una capa de valor adicional al activo”.

En el fondo, la tokenización actúa como un mecanismo de transparencia y confianza en un contexto donde la digitalización y la descentralización se vuelven estratégicas.

La trazabilidad blockchain permite identificar el origen de la energía, registrar cada transacción y garantizar que los certificados o bonos asociados sean auténticos.

Para el sector energético colombiano, esto implica una evolución hacia un mercado más digital, eficiente y participativo, donde las energías renovables no solo producen electricidad, sino también datos, valor financiero y seguridad institucional.

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En el marco del procedimiento del Acuerdo Preventivo  Extrajudicial (APE) oportunamente abierto por IMPSA ante el Segundo Juzgado de Procesos  Concursales, Circunscripción I de la Provincia de Mendoza, el 15 de octubre se llevaron a cabo  las asambleas de bonistas y obligacionistas de la sociedad a fin de considerar la oferta por la  reestructuración de la deuda, la cual asciende a 583 millones de dólares. 

La exitosa jornada se desarrolló en la sede de IMPSA, ubicada en Mendoza, y fue presidida  por la Lic. Ercilia Nofal. Contó además con la destacada presencia de la jueza Gloria Cortés. Durante la asamblea, los diferentes acreedores fueron sumando las conformidades  expresadas (incluyendo a acreedores bajo préstamos multilaterales tales como el Inter 

American Development Bank (BID), la Inter-American Investment Corporation (BID Invest), Export Development Canada y la Corporación Andina de Fomento, obteniéndose así un  resultado positivo del 86% de los mismos, que representa el 98% del total de la deuda  elegible computable, en ambos casos de conformidad con el art. 45 bis de la Ley 24.522. 

De esta manera, habiéndose aprobado la oferta de APE por mayorías que superan  ampliamente las requeridas por la legislación aplicable, IMPSA procederá en los próximos  días a presentar el mismo ante el juzgado interviniente para su homologación. 

Este rotundo respaldo de los acreedores a la actual gestión liderada por Jorge Salcedo, presidente de IMPSA; Juan Manuel Domínguez, vicepresidente de la empresa; y Pablo Magistocchi, country manager, ratifica el rumbo que tomó la empresa para retomar su  protagonismo en los sectores de energía nuclear, grúas portuarias e hidroelectricidad en  América Latina, Estados Unidos y Asia. 

“Con la reestructuración se consolida la puesta en marcha de la nueva IMPSA, cuyo objetivo  es demostrar cómo una inversión estadounidense en tecnología argentina convertirá a  IMPSA en un fabricante esencial de grúas portuarias y de componentes nucleares para los  mercados estadounidense y argentino, retomando simultáneamente su participación indispensable en la fabricación y rehabilitación de centrales hidroeléctricas en el mundo”,  destacó Jorge Salcedo, presidente de IMPSA. 

“Agradecemos la confianza de nuestros acreedores y el apoyo de los gobiernos argentino y  estadounidense en esta nueva etapa. Estamos convencidos de que esta reestructuración de  deuda constituye el paso inicial que permitirá a IMPSA ser un ejemplo de un caso empresarial  exitoso entre dos países aliados”, agregó Salcedo. 

En cuanto a la propuesta de reestructuración, como surge de la propia oferta de APE, esta  reprogramación de vencimientos de la deuda preexistente permite que IMPSA pueda  comenzar a pagar capital a partir del año 10, contado desde la homologación del APE, lo cual  resulta de vital importancia para brindar a la sociedad el tiempo necesario para el  ordenamiento y normalización de sus operaciones y de su estructura, y continuar con el  proceso de obtención de nuevos contratos conforme al plan de negocios impulsado por su  nuevo accionista controlante, Industrial Acquisitions Fund LLC. 

Este hito representa un antes y un después para IMPSA, a tan solo ocho meses de la toma  de control por parte de los nuevos accionistas, ya que permitirá preservar la continuidad de  la empresa, su tecnología de primer nivel mundial en áreas de gran relevancia estratégica  desarrollada durante sus más de 100 años de existencia, expandirse a los mercados  internacionales y fortalecer la actividad industrial mendocina con el apoyo del gobierno provincial.

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América Latina se encontró en una encrucijada energética sin precedentes: un crecimiento exponencial de la demanda eléctrica empujado por la electromovilidad, el hidrógeno, la digitalización y el cambio climático, en un contexto donde aún persisten brechas en infraestructura y una baja integración regional. Esta fue la principal conclusión del panel “Perspectiva Energética Regional” desarrollado durante la X Semana de la Energía organizada por OLADE.

“En los próximos años vamos a tener un salto importante en demanda eléctrica. No vamos a tener la capacidad de atender eso si no lo planificamos desde ahora”, advirtió Leandro Pereira de Andrade, director del Departamento de Información, Estudios y Eficiencia Energética del Ministerio de Minas y Energía de Brasil.

Desde Honduras, el secretario de Energía, Eric Tejada, complementó que su país experimenta un aumento interanual del 18% en la demanda eléctrica, impulsado por la electrificación del transporte, la climatización de viviendas y la expansión industrial.

“Estamos trabajando con modelos prospectivos, porque es una realidad que en todos los países vamos a experimentar incrementos sustanciales”, manifestó.

La aparición de nuevos consumidores intensivos como los data centers, la cripto minería, la industria turística y los parques industriales demandó una respuesta urgente en infraestructura energética.

“No hay forma de que un sistema pueda acompañar esa carga si no se planifica desde ahora”, subrayó Pereira de Andrade, quien aseguró que Brasil tenía actualmente más de 60 proyectos de data centers en análisis para los próximos cinco años.

El crecimiento del consumo eléctrico también se extendió a usos residenciales. “Con olas de calor de 40° en primavera, la gente empieza a climatizar sus viviendas. La electrificación residencial también empuja la demanda”, explicó el funcionario brasileño.

En el caso de Paraguay, el viceministro de Minas y Energía, Mauricio Bejarano, sostuvo que la principal preocupación era que ese crecimiento “sea con contenido nacional, con más desarrollo local”. En esa línea, enfatizó la necesidad de vincular la política energética con una visión de industrialización: “Queremos utilizar los recursos renovables para generar energía más competitiva, que dé valor agregado y puestos de trabajo”, afirmó.

Planificación, integración y diversificación: pilares para sostener la transición

El consenso de los países apuntó a que la integración energética regional es clave para sostener la transición, pero todos coincidieron en que su avance había sido muy limitado.

“Desde el año 2000 hasta hoy se han hecho más de 15 estudios de interconexión regional. No necesitamos más estudios, necesitamos voluntad política y decisiones concretas”, enfatizó Pereira de Andrade. A su vez, consideró urgente la necesidad de pensar la infraestructura de transmisión con visión supranacional: “Hay que planificar más allá de las fronteras”, indicó.

En esa misma línea, Bejarano sostuvo que “la interconexión con Brasil es crítica, porque estamos compartiendo energía sin aprovechar toda la complementariedad de nuestras matrices”, haciendo referencia a la central de Itaipú. El funcionario también se mostró abierto a una integración eléctrica más profunda con países vecinos, pero resaltó que “hay que crear mecanismos de gobernanza que den certezas a los actores”, remarcó.

Ryan Copp, director de Energía del Ministerio de Servicios Públicos de Belice, aportó una visión centroamericana: “No podemos ver la región como países individuales, hay que verla como un conjunto. La integración energética debe pensarse como una necesidad urgente”, sostuvo.

El gas natural fue mencionado como un energético clave para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico en la transición hacia fuentes limpias. “Hoy tenemos 27 GW de gas en operación, pero con utilización inferior al 25% en promedio. Esto significa que es una reserva estratégica que hay que usar mejor”, detalló Pereira de Andrade.

En el caso de Honduras, Tejada enfatizó que si bien estaban apostando por renovables, el gas natural seguía siendo parte esencial de su matriz en el corto y mediano plazo: “Necesitamos firmeza y confiabilidad para acompañar esta transición”, señaló.

También hubo un retorno de interés por la energía hidroeléctrica, especialmente en países como Paraguay y Brasil, donde la sequía de años anteriores generó cuestionamientos a su viabilidad. “Volvemos a mirar a la hidroeléctrica como una fuente firme, aunque sabemos que el cambio climático afecta su previsibilidad”, mencionó Pereira de Andrade.

El almacenamiento energético surgió como una tecnología estratégica para sostener el crecimiento de renovables intermitentes. Jaime Sigetti, director general en Chile de Miny and Company, aseguró que los proyectos con almacenamiento estaban ganando terreno en su país. “Chile fue el primero en tener la Ley de Almacenamiento. Se está invirtiendo y avanzando fuerte en eso”, remarcó.

Desde todos los países se remarcó la necesidad de planificar el sistema energético con un enfoque social, ambiental y de equidad territorial.

Tejada sostuvo que uno de los grandes desafíos era implementar proyectos energéticos que “respeten a las comunidades, generen valor local y no reproduzcan modelos extractivistas”. También advirtió sobre los riesgos de que la transición energética terminara siendo desigual: “Hay que evitar que esta transformación beneficie a unos pocos y deje a muchos atrás”, alertó.

Desde el Banco Mundial, la moderadora del panel, Lucía Espinelli, reforzó la idea de una transición justa y ordenada. “Lo importante es que los países puedan identificar sus cuellos de botella, que trabajen con planificación y que no esperen a que los problemas escalen”, concluyó.

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El nuevo marco regulatorio energético publicado por el Gobierno mexicano hace algunos días establece criterios que abren ventanas de oportunidad para inversión privada en infraestructura de recarga con generación distribuida.

Estos documentos, que reemplazan el marco heredado de la reforma energética de 2013, introducen conceptos como la planeación vinculante del sector energético y la justicia energética, con implicaciones directas para el desarrollo de la electromovilidad en el país.

«Es positivo que estas nuevas leyes sean analizadas por los empresarios, especialmente por los socios de AMPES, dada su participación directa como proveedores de estaciones de servicio y la posible integración al suministro de carga eléctrica para automóviles y otras modalidades de transporte eléctrico», señala David Hernández Martínez, Coordinador de Normatividad de la Asociación Mexicana de Proveedores de Estaciones de Servicio (AMPES).

El contexto es favorable: México cerró el tercer trimestre de 2025 con ventas de 24,498 vehículos eléctricos e híbridos enchufables, un crecimiento del 50% respecto al mismo período del año anterior, según la Electro Movilidad Asociación (EMA).

Sin embargo, la infraestructura de carga pública apenas alcanza las 3,514 estaciones, evidenciando una brecha crítica que representa tanto un desafío como una oportunidad para el sector privado.

El Reglamento de la Ley de Planeación y Transición Energética establece que la Secretaría de Energía (SENER) debe elaborar cinco instrumentos de planeación obligatoria, entre ellos el Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico (PLADESE) con horizonte de 15 años.

Lo relevante es que la Comisión Nacional de Energía (CNE) deberá considerar estos planes al otorgar permisos para proyectos de infraestructura de carga, lo que podría limitar geográficamente el desarrollo de electrolineras privadas en zonas no prioritarias.

«El documento relaciona directamente estos reglamentos con la electromovilidad y sus implicaciones para favorecer o limitar las inversiones en esta materia», advierte Hernández Martínez en diálogo con Mobility Portal Latinoamérica.

«Los empresarios que deseen invertir deben considerar los retos y oportunidades que esto representa».

Sin embargo, el mismo reglamento abre una ventana de oportunidad: establece que la infraestructura de recarga debe priorizarse para transporte público masivo, lo que podría acelerar proyectos de electrificación de autobuses urbanos y taxis.

Generación distribuida: la clave para estaciones de servicio

Uno de los aspectos más favorables del nuevo marco regulatorio es la flexibilización de los umbrales para generación distribuida.

El reglamento eleva de 0.5 MW a 0.7 MW la capacidad instalada que no requiere permiso, y crea la figura de autoconsumo interconectado para proyectos de hasta 20 MW con trámite simplificado.

Esto significa que una estación de servicio que desee integrar cargadores eléctricos puede instalar paneles solares hasta 0.7 MW sin permiso de generación, o hasta 20 MW bajo la nueva figura de autoconsumo con procedimiento administrativo ágil.

• Esta capacidad es suficiente para alimentar entre 15 y 30 cargadores rápidos de 50 kW, dependiendo de la configuración del sistema.

«Para posibles desarrolladores o inversionistas, sería de interés que se dispusiera el análisis de posibles fuentes de financiamiento para iniciativas del sector privado», comenta el Coordinador de Normatividad de AMPES.

Si bien los reglamentos energéticos no contemplan fuentes de financiamiento específicas para electromovilidad, existen instrumentos complementarios.

El Decreto Plan México, publicado en enero de 2025, otorga deducción inmediata del 86% al 83% de la inversión en «vehículos cuya propulsión sea a través de batería eléctrica» y equipamiento relacionado.

Adicionalmente, el Decreto de Polos de Desarrollo Económico, vigente desde mayo de 2025, permite deducción inmediata del 100% de inversiones en activos fijos para proyectos en zonas prioritarias, aplicable hasta septiembre de 2030.

El desafío de la claridad regulatoria

La pregunta crítica que plantea Hernández Martínez es si «con la publicación del reglamento existe claridad total para invertir en proyectos de infraestructura de electromovilidad por parte de la iniciativa privada».

Según el especialista, el sector espera este tipo de claridad «respecto a solicitudes y autorizaciones, sobre todo si se trata de proyectos de infraestructura de expendio al público de carga eléctrica«.

La respuesta es matizada. El Acuerdo A/108/2024, publicado en septiembre de 2024 por la entonces Comisión Reguladora de Energía (CRE), mantiene vigencia operativa y establece requisitos técnicos de conexión para electrolineras, estándares de conectores y obligaciones de transparencia en precios.

Sin embargo, el nuevo reglamento introduce elementos de incertidumbre.

El artículo 197 del Reglamento del Sector Eléctrico establece que los centros de carga para electromovilidad «pueden registrarse como Demanda Controlable«, una figura que permitiría a operadores de cargadores ofrecer reducción de demanda a cambio de tarifas preferenciales.

El problema: la CNE tiene un plazo de 120 días hábiles (aproximadamente hasta febrero de 2026) para publicar las disposiciones específicas que regulen esta figura.

Adicionalmente, el reglamento introduce el requisito de Manifestación de Impacto Social (MIS) para proyectos de infraestructura eléctrica.

Aunque el alcance de esta obligación para electrolineras privadas aún no está completamente definido, podría implicar la elaboración de un Plan de Gestión Social con «Beneficios Sociales Compartidos» para comunidades del área de influencia, incrementando costos y plazos de desarrollo.

Una ventana de oportunidad para estaciones de servicio

A pesar de las incertidumbres, el sector de estaciones de servicio se encuentra en posición privilegiada para capitalizar la transición eléctrica.

Con aproximadamente 13,000 estaciones de servicio en México -según datos de la Comisión Reguladora de Energía-, la integración de cargadores eléctricos representa una estrategia de diversificación ante la eventual reducción del consumo de combustibles fósiles.

La EMA ha hecho un llamado específico a las estaciones de servicio tradicionales «para que se sumen a la tendencia global de incorporar cargadores rápidos como una fuente alternativa de ingresos».

La entidad además destacó que «pueden prepararse para el futuro, desempeñando un papel clave en la atención de las necesidades de movilidad de todo tipo de usuarios, especialmente en recorridos de larga distancia».

• El modelo de negocio es atractivo: empresas como VEMO, Evergo y FAZT han anunciado inversiones millonarias en infraestructura de carga pública.
• Soriana y FAZT planean instalar 1,000 estaciones para 2030, mientras que Evergo comprometió 200 millones de dólares para desplegar 15,000 puertos de carga en cinco años.

Para las estaciones de servicio que ya cuentan con terrenos estratégicos en carreteras y zonas urbanas, la combinación de cargadores eléctricos con generación solar distribuida y el potencial futuro de la figura de Demanda Controlable podría resultar en un modelo de negocio resiliente y alineado con las tendencias globales de descarbonización del transporte.

Fuente: Mobility Portal Latinoamérica

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Future Energy Summit (FES) anunció su ambiciosa gira 2026, un calendario de alto impacto que recorrerá nueve países entre Europa y América Latina. Esta iniciativa reafirma el propósito de FES de fortalecer el diálogo regional, promover la innovación tecnológica y generar espacios de articulación público-privada en torno a los desafíos y oportunidades de la transición energética.

La gira iniciará el 12 de febrero en Madrid, España, y continuará con paradas clave en Argentina (4 y 5 de marzo), República Dominicana (21 y 22 de abril), Guatemala (14 de mayo), México (19 de mayo), Perú (28 de septiembre), Colombia (30 de septiembre), Chile (28 y 29 de octubre) y finalizará el 3 de noviembre en Brasil, marcando una expansión geográfica que responde a la creciente demanda de foros estratégicos en estos mercados.

El lema de esta nueva edición “Conectamos a nuestros clientes con sus clientes” sintetiza la esencia de FES como plataforma de intercambio comercial, político y tecnológico, que busca generar conexiones reales entre los actores más influyentes del ecosistema energético. Por lo que cada evento se posiciona como un punto de encuentro clave entre gobiernos, empresas, inversores y referentes del sector, promoviendo una visión común de largo plazo.

Una de las principales novedades de la Gira 2026 es la incorporación de Guatemala y Brasil como nuevas sedes oficiales, ampliando la cobertura geográfica y abriendo el juego a nuevos actores estratégicos. Esta expansión no solo refuerza la presencia regional de FES, sino que también refleja la necesidad de potenciar mercados que están tomando decisiones clave para acelerar la descarbonización y diversificar su matriz energética.

Además, como parte de su evolución, FES lanzó una nueva iniciativa: Future Energy Summit Storage, un espacio especializado orientado al debate técnico y estratégico sobre almacenamiento de energía. 

FES Storage convoca a desarrolladores de baterías, inversores y empresas de energía, con el objetivo de fusionar el conocimiento técnico con oportunidades comerciales reales. Y durante los eventos, se discutirán tendencias de mercado, regulaciones emergentes y estrategias de inversión.

Desde su creación, FES ha promovido activamente la colaboración entre el sector público, privado y financiero, consolidándose como una plataforma de referencia en energía y sostenibilidad en América Latina y España. 

En ese marco, agradece a todos los partners y líderes tecnológicos que acompañaron durante 2025, y convoca a nuevas empresas a sumarse como aliados para posicionar sus marcas, impulsar conexiones comerciales y participar en el debate regional sobre el futuro energético.

Los encuentros de FES no solo se destacan por su nivel de contenidos y calidad de oradores, sino también por sus espacios de networking, donde cientos de representantes de empresas se congregan para generar acuerdos y avanzar en contratos vinculados a proyectos renovables, BESS , hidrógeno verde y soluciones integradas para la transición energética. 

Y igual que en anteriores ediciones, cada evento contará con transmisión abierta y gratuita a través de los canales digitales de FES, permitiendo ampliar el acceso y la participación de audiencias especializadas en toda la región.

La propuesta editorial de FES se complementa con cobertura periodística especializada en energías renovables, análisis de políticas públicas y seguimiento de tendencias globales, lo que refuerza su posicionamiento como un hub de contenidos de alta calidad para decisores del sector energético.

Con el respaldo de ediciones exitosas, una agenda regional fortalecida y el impulso de nuevas plataformas como FES, la Gira 2026 se proyecta con nueve encuentros estratégicos entre Europa y América Latina, donde las principales empresas del sector y funcionarios de primer nivel debaten, negocian y colaboran para avanzar hacia una transición energética real y sustentable.

La #ExperienciaFES no solo es un espacio de encuentro: es una herramienta estratégica de posicionamiento, conexión y toma de decisiones en un contexto donde las energías renovables demandan coordinación multisectorial y visión de largo plazo.

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Energía Estratégica lanza su nueva unidad especializada en almacenamiento energético, denominada Energía Estratégica Storage. 

Este nuevo espacio ofrecerá contenidos exclusivos sobre los principales ejes del almacenamiento con baterías: licitaciones, regulaciones, proyectos en curso, adjudicaciones, lanzamientos tecnológicos, innovación de productos y entrevistas con referentes estratégicos del sector; a fin de ser una fuente de información integral y confiable para los distintos actores que conforman la cadena de valor. 

DESCUBRA LA NUEVA WEB DE ENERGÍA ESTRATÉGICA STORAGE

La propuesta también abarca la organización de webinars y eventos virtuales especializados en sistemas BESS, que servirán como espacios de debate y actualización sobre los avances tecnológicos, los modelos de negocio emergentes y los desafíos regulatorios del sector.

El nuevo portal contará con espacios dedicados a la exposición de productos y soluciones tecnológicas, brindando visibilidad a fabricantes, integradores y proveedores que deseen presentar innovaciones en sistemas de baterías, software de gestión o infraestructura asociada.

La creación de Energía Estratégica Storage se produce tras el éxito del PVBook 2025, el catálogo internacional del sector fotovoltaico presentado recientemente y que se consolidó como una referencia clave para la industria solar de la región. 

Sumado a que el lanzamiento de esta nueva unidad especializada de Energía Estratégica responde a la acelerada expansión del almacenamiento con baterías en América Latina, la cual supera los 1560 MW de capacidad instalada,  según datos de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). 

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Este crecimiento no solo refleja la madurez del mercado, sino también el reconocimiento del almacenamiento como un componente estratégico en la planificación energética de los países. 

Por ejemplo, Argentina adjudicó 12 proyectos por 713 MW en su licitación AlmaGBA, mientras que Chile cuenta con más de 14 GW en proyectos con baterías en evaluación ambiental y se espera que alcance los 2 GW operativos para enero de 2026, superando en cuatro años la meta originalmente establecida para 2030. 

Pardow desde la Semana de la Energía: “La baja en costos BESS fue una ventana que Chile supo aprovechar”

A su vez, Colombia avanza en la definición de un marco normativo para integrar los Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB) al sistema eléctrico nacional, reconociéndolos como activos de red estratégicos.

También Centroamérica y el Caribe muestran un avance sostenido. Guatemala incorporará por primera vez sistemas BESS en su licitación PEG-5 de 1400 MW; mientras que República Dominicana y Honduras harán lo propio en sus subastas de 600 MW y 1500 MW, respectivamente, siendo esta última bajo la modalidad Build, Operate and Transfer (BOT), que prevé la transferencia de los activos al Estado luego de 15 años de operación (ver nota). 

En tanto que Panamá extendió su cronograma de licitaciones eléctricas hasta 2029 e incluyó el almacenamiento como tecnología elegible, con una subasta específica de 50 MW prevista para 2028.

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El nacimiento de Energía Estratégica Storage también se enmarca dentro de un movimiento más amplio de especialización temática impulsado por el grupo, que incluye espacios de articulación como FES Storage, un punto de encuentro para líderes y referentes del mercado de baterías que promueve el intercambio de conocimiento y experiencias entre los principales protagonistas del sector.

Incluso, el cierre de la gira 2025 de FES a Colombia y Chile con dos ediciones que pondrán en agenda los principales retos y oportunidades del sector. El 21 y 22 de octubre se celebrará la quinta edición de FES Colombia en la ciudad de Bogotá, y la cuarta edición de FES Chile tendrá lugar  los días 26 y 27 de noviembre en Santiago, encuentros que reunirán a más de 500 líderes para debatir sobre el futuro de las renovables y el almacenamiento. 

Y tras otro año de encuentros que consolidaron a FES como un espacio clave para el debate y la generación de oportunidades en el sector renovable, 2026 se proyecta con una agenda aún más ambiciosa, orientada a potenciar el networking, los debates estratégicos y el contenido especializado. 

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De esta manera, Energía Estratégica Storage se consolida como una plataforma informativa de alto valor, pensada para ejecutivos, utilities, desarrolladores, integradores, analistas y fabricantes que buscan información precisa y actualizada sobre uno de los sectores más dinámicos del mercado. 

La suscripción al newsletter ya se encuentra disponible, ofreciendo a sus lectores un acceso directo a información verificada, análisis de mercado y contenidos orientados a la toma de decisiones estratégicas.

Y quienes deseen formar parte o realizar consultas pueden hacerlo escribiendo a info@strategicenergycorp.com, donde se les brindará asesoramiento sobre participación, difusión y oportunidades dentro del nuevo espacio.

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La entrada Lanzamos Energía Estratégica Storage con novedades exclusivas de sistemas BESS se publicó primero en Energía Estratégica.

Enormes expectativas rodean a la próxima edición de Future Energy Summit (FES) en Colombia, donde se esperan anuncios clave del sector público y privado energético.

A una semana del evento, quedan las últimas entradas disponibles para FES Colombia, que se realizará el 21 y 22 de octubre en el Hotel Hilton de Bogotá. 

Quienes aún no aseguraron su lugar pueden registrarse en live.eventtia.com/es/fes-colombia. Y como cada año, el encuentro podrá seguirse también en vivo y de forma gratuita a través del canal de YouTube, consolidando a Future Energy Summit como la única plataforma de eventos que transmite gratuitamente todos sus encuentros

A lo largo de sus ediciones anteriores, FES se ha consolidado como un espacio de referencia para el intercambio de ideas entre líderes del sector público y privado, impulsando la cooperación, la inversión y la innovación tecnológica. Además, quienes deseen revivir los momentos más destacados de las ediciones pasadas pueden acceder al canal oficial de YouTube, donde se encuentran disponibles los debates celebrados en Argentina, Chile, Colombia, España, México, Perú y República Dominicana.

La quinta edición de FES Colombia contará con una agenda de alto nivel que reunirá a ejecutivos, autoridades, inversores y referentes del ámbito financiero.

Entre los perfiles confirmados se destacan Francesco Bertoli, CEO de Enel Colombia; María Fernanda Suárez, CEO de Banco Popular; y Juan Pablo Crane, CEO de Greenwood Energy, junto a voces internacionales como Juan Fernando Castro Martínez, Viceministro de Energía de Guatemala, y Mijal Brady, Jefa de Gabinete de OLADE.

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Además, FES contará con la participación de los principales partners tecnológicos y compañías líderes del sector. Se destacan compañías de generación y tecnología solar como Sungrow, JA Solar, Trina Solar, Solis, Risen, Canadian Solar, ZNShine Solar, GCL, Antai Solar y Solax Power, que mostrarán sus avances en eficiencia y diseño de plantas fotovoltaicas.

En almacenamiento y soluciones energéticas participarán CATL, Great Power, BLC Power Generation, Enermant y Erco Energía, mientras que en infraestructura, redes y consultoría estarán presentes Nexans, Afry, DIPREM, Nordex, Alurack, Chint, Ventus y KAI Energy Capital, con innovaciones que apuntan a mejorar la digitalización y la sostenibilidad del sistema energético regional.

Durante dos jornadas, el evento ofrecerá un programa de conferencias, paneles y espacios de networking diseñados para fortalecer la colaboración entre actores públicos y privados. La agenda completa de actividades ya puede consultarse en live.eventtia.com/es/fes-colombia/Agenda.

Con la participación de cientos de referentes nacionales e internacionales, FES Colombia reafirma su compromiso de conectar conocimiento, innovación y acción para acelerar la transformación energética de América Latina.

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América Latina perderá cerca del 3,2% de su generación eléctrica durante 2024 por falta de sistemas de almacenamiento, según estimaciones de OLADE. El cálculo se basa en la diferencia entre la generación y el consumo eléctrico estimado para 2025 en la región, representando energía generada pero no utilizada.

“Son USD 7000 millones que la región podría haber facturado si tuviera dónde colocar esa energía”, enfatizó Fitzgerald Cantero, director de Estudios, Proyectos e Información de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). El dato surge de un reciente documento técnico que cruza proyecciones de generación y consumo en todos los países de la región.

Para abordar este desafío, el organismo presentó un libro blanco sobre almacenamiento energético durante la X Semana de la Energía en Santiago de Chile, con el objetivo de orientar a los países de la región en la adopción de soluciones que permitan acumular excedentes de generación y estabilizar redes eléctricas.

“El almacenamiento no es solamente para guardar la energía que sobra, sino también para estabilizar las redes. Además, es muy costosa una interconexión entre países, y ahí el almacenamiento se vuelve crucial”, explicó Cantero, destacando que esta tecnología es especialmente crítica en contextos donde no es viable la interconexión, como en muchos países del Caribe.

El libro blanco busca ofrecer referencias prácticas sobre modelos exitosos, tecnologías existentes y oportunidades de aplicación para quienes deben tomar decisiones de política pública. Si bien OLADE no lo elaboró directamente, Cantero comentó que el enfoque apunta a responder preguntas clave del tipo: “¿Cuál es el camino? ¿Qué modelos funcionan? ¿Qué tecnologías están disponibles?”.

“Se propone una meta bastante ambiciosa, que tiene su costo, pero lo importante es ver la ecuación en la larga duración. Yo tengo un costo de inversión importante, pero ¿cuánto me ahorro y qué estoy desperdiciando?”, planteó. Y según afirmó, el documento está diseñado para servir de insumo a ministros y autoridades de toda la región.

Perspectiva de género y liderazgo chileno en transición energética

Además del almacenamiento, la agenda de OLADE incorporó este año una dimensión social y educativa inédita. “Estamos impulsando todas las acciones dirigidas a mujeres y niñas de la región para el fortalecimiento de políticas públicas que impulsen la equidad de género en toda la cadena de valor del sector energético”, afirmó Gloria Alvarenga, Directora de Integración, Acceso y Seguridad Energética de OLADE.

Entre los hitos más destacados estuvo el lanzamiento de la Red Latinoamericana y Caribeña de Mujeres en Energía, con participación de asociaciones, sociedad civil, academia y empresas del sector. “Es un hito histórico”, remarcó Alvarenga.

También se realizó por primera vez un evento para niñas de 10 años, quienes desarrollaron un proyecto de energía en colaboración con Ingeniosas.org, el Ministerio de Energía de Chile y la Asociación de Mujeres en Energía de Chile. “Vamos a tener niñas de 10 años pudiendo hacer un proyecto de energía”, celebró Alvarenga. “Es la primera vez que se hace algo así en este marco”, agregó.

En cuanto a la situación de Chile, Cantero subrayó su protagonismo regional. “Cuando hablamos de hidrógeno verde, tenemos que hablar de Chile. Cuando hablamos de renovables, tenemos que hablar de Chile. Cuando hablamos de almacenamiento, tenemos que hablar de Chile”, sostuvo. Y agregó un dato relevante: “Después de China, es el país en el mundo que más buses eléctricos circulando tiene”.

Según explicó, el norte de Chile genera más energía solar de la que puede inyectar, lo que convierte al almacenamiento en una herramienta clave para no desperdiciar recursos. “En el norte de Chile tenés una cantidad de energía solar que no la podés inyectar toda porque la demanda es menos de lo que generás”, detalló.

En esa línea, Cantero valoró que Chile viene avanzando desde hace tiempo en la inclusión del almacenamiento como parte de la planificación del sistema. “No es que Chile esté atrasado, al contrario, es el que está más avanzado”, aseguró. Y reconoció como positivo que otros países como Panamá o República Dominicana estén comenzando a incorporar almacenamiento en sus licitaciones energéticas.

“Felicito a esos países que están haciendo esto porque ya, a la hora de poner las reglas de juego, están diciendo al sector privado: pueden venir a invertir, pero también necesitamos que un porcentaje de esa generación sea almacenamiento”, resaltó.

También mencionó la importancia de avanzar en la expansión de redes de transmisión como parte de una estrategia integral. “Con eso van a mitigar los cuellos de botella que han pasado por otros países”, advirtió.

La edición número diez de la Semana de la Energía tuvo más de mil asistentes y una agenda amplia: eficiencia energética, hidrógeno, energía nuclear, permisos, financiamiento, minerales críticos como el litio y el cobre, y distintas transiciones energéticas.

“Tenemos una agenda vastísima que busca abarcar todo el mundo de la energía”, indicó Cantero. La elección de Chile como sede no fue casual. “Hacer la Semana de la Energía en Chile tiene esa connotación de un hito importante en nuestra región”, sostuvo.

Finalmente, Cantero resumió el objetivo principal del evento: “Esperamos que este tipo de documentos les sea útil a nuestros ministros, a nuestros países, a los tomadores de decisiones a la hora de evaluar en su menú de opciones las políticas públicas por donde encaminarlos”.

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La compañía argentina Ambiente y Energía se posiciona para dar un salto estratégico en su desarrollo como generadora, con la proyección de 400 MW solares entre 2026 y 2027 y la meta de alcanzar 100 MW de generación propia en el mismo período. 

“Nuestro objetivo es crecer significativamente: desarrollar 400 MW entre 2026 y 2027 y alcanzar 100 MW de generación propia en el mismo período”, señaló Gastón Tzarovsky, CEO de Ambiente y Energía, en diálogo con Energía Estratégica. 

La meta se apoya en una trayectoria de más de una década en el sector, capacidad operativa consolidada y un enfoque que prioriza la eficiencia en cada etapa de sus proyectos, considerando que la compañía ha transitando desde los programas GenRen y RenovAr hasta consolidarse como un player activo en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). 

Uno de los hitos recientes más relevantes fue su adjudicación con prioridad de despacho plena en cuatro proyectos del MATER, que totalizan 100 MW, distribuidos entre las provincias de Formosa y Chaco. Este logro representa un paso firme en su estrategia de generación y confirma su capacidad para competir en un mercado dinámico.

“Haber sido adjudicados en la pasada convocatoria del Mercado a Término con prioridad de despacho plena en 4 proyectos es un hito que reafirma nuestro liderazgo en el sector”, afirma el directivo.

A estos proyectos se suman dos nuevas iniciativas presentadas en la última convocatoria (Q3) del MATER, ambas ubicadas en Formosa, que solicitan en conjunto 72,5 MW de prioridad de despacho: el parque solar El Sol de Formosa (21,3 MW) y El Sol de Clorinda (51,2 MW).

El crecimiento de la empresa no es fortuito. Se basa en un modelo operativo integral que abarca desarrollo, ingeniería, construcción y operación de parques solares, bajo modalidad Full EPC, lo que le permite ofrecer soluciones llave en mano con alto estándar técnico. De modo que actualmente, ejecuta tres proyectos en construcción desarrollados íntegramente por su equipo. 

“Contamos con recursos humanos altamente especializados y una flota propia de equipos pesados, hincadoras y vehículos que nos permiten responder con rapidez y eficiencia”, indica Tzarovsky, y precisa que su capacidad operativa permite abordar hasta 100 MW en proyectos simultáneos.

Además de fortalecer su participación como EPCista, Ambiente y Energía avanza en el desarrollo de tecnologías complementarias. Entre ellas, se destaca la incorporación de sistemas de almacenamiento con baterías que complementen sus plantas fotovoltaicas y permitan estabilizar y optimizar el uso de la red.

La visión es anticiparse a los desafíos de una matriz energética cada vez más demandante, con requerimientos de continuidad y confiabilidad. En ese sentido, el almacenamiento se presenta como una herramienta estratégica clave para garantizar energía renovable continua y competitiva en el futuro. 

Desafíos estructurales y oportunidades de mercado

Si bien la compañía tiene el objetivo de desarrollar 400 MW entre 2026 y 2027 y alcanzar 100 MW de generación propia en el mismo período, la evolución del mercado fotovoltaico argentino enfrenta cuellos de botella que limitan su potencial inmediato. 

“Los desafíos son claros: limitaciones en el acceso al SADI por falta de infraestructura, necesidad de innovar en regulaciones y lograr estabilidad macroeconómica para acceder a financiamiento competitivo”, planteó Tzarovsky.

Sin embargo, el contexto también presenta señales positivas. El MATER se consolida como una plataforma atractiva para nuevos proyectos, la demanda energética crece y las tecnologías emergentes —como la electromovilidad y la inteligencia artificial— impulsan el consumo eléctrico.

Con este diagnóstico, la estrategia de la empresa para los próximos años incluye no solo expandir su cartera de proyectos, sino también afianzar su rol como generador independiente, capitalizar oportunidades de financiamiento con socios estratégicos y acelerar la transición tecnológica en sus plantas.

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Canadian Solar visualiza en el mercado peruano un terreno fértil para desarrollar proyectos de almacenamiento, en especial a partir de la implementación de la nueva normativa PR20, que exigirá complementar proyectos renovables con sistemas de baterías a partir de 2028.

En el marco del Panel 5 de FES Perú, titulado “Nuevas tendencias en el sector energético peruano: Grandes proyectos renovables para una matriz cada vez más competitiva”, Franco Postigo, Sales Manager de Canadian Solar, sostuvo que el contexto local es muy favorable para inversiones.

“Veo muchos extranjeros, cosa que no había visto en otros eventos. Se traduce en que en Perú hay un gran potencial para este tipo de proyectos”, manifiestó.

Uno de los puntos centrales destacados por Canadian Solar es la publicación de la PR20, una nueva regulación técnica que introduce el concepto de “inercia sintética” para sistemas renovables conectados a red. Esta exigirá la integración de baterías en proyectos eólicos y solares, para asegurar estabilidad ante perturbaciones del sistema.

“Ya proyectos eólicos y solares no van a estar aislados, sino que van a tener que estar complementados técnicamente con baterías”, afirmó Postigo. Y cabe recordar que la norma regirá para los proyectos que se ejecuten a partir de 2028.

Desde la compañía, anticipan este escenario: “Queremos estar preparados para poder administrar este tipo de equipos, de manera que ya no se vea solamente un parque fotovoltaico aislado, sino que se vea un ecosistema en conjunto”, añadió el ejecutivo.

A su vez, resaltó que la señal regulatoria debe ser acompañada por incentivos financieros claros. “Es necesario que esta regulación técnica sea remunerada, que haya mecanismos claros de remuneración, de manera que la batería no sea solo un complemento técnico, sino también un activo atractivo para el inversionista”, explicó.

Expectativas de mercado y estrategia regional

En base a este nuevo marco regulatorio y la demanda creciente, Canadian Solar proyecta un cambio de perfil en los pedidos del mercado. “Ya no solamente piden módulos, sino módulos y batería”, indicó Postigo. A partir de esto, estima que el 2026 será un año de puntos y cotizaciones, para que durante 2027 se construya y en 2028 entre en operación el nuevo parque de almacenamiento bajo PR20.

“Pienso yo que el mercado tiene confianza. El sistema de almacenamiento de baterías se va a tener que exigir a corto o mediano plazo”, aseguró.

La compañía observa además una reducción significativa en los costos de sistemas de almacenamiento: “Antes, para hacer un peak shaving, el costo de la batería era el doble o tres veces lo que hoy en día es”, comentó el ejecutivo. Esta mejora ha generado una creciente demanda de cotizaciones para proyectos con baterías: RP, industrias sintéticas, e incluso clientes industriales.

En respuesta a esta evolución, Canadian Solar ha reforzado una estrategia de oferta integral. “No solamente estamos ofreciendo paneles, sino presentamos una propuesta en conjunto: panel, inversor y baterías, y nos vamos un poco más allá”, sostuvo Postigo.

La firma se posiciona como proveedor a lo largo de toda la cadena de valor: desde el suministro de tecnología hasta la construcción, operación, mantenimiento y financiamiento de los proyectos. “Tenemos la capacidad de construir el proyecto, dar la operación y mantenimiento, presentar algún esquema de financiamiento que le haga sentido al cliente”, detalló el Sales Manager.

Este enfoque apunta a respaldar tanto a desarrolladores como a EPCistas, desde la etapa de ingeniería hasta la implementación. “Nosotros vamos a aportar mucho más que el suministro”, remarcó.

El ejecutivo también abordó la guerra de precios que atraviesa el sector, con fuerte presión desde fabricantes chinos. Sin embargo, la competencia en eficiencia sigue firme. “Siempre hablamos de incremento de eficiencia, que no va a parar. Esto va a seguir dándose”, expresó. En ese marco, destacó la importancia de diferenciarse: “Hay que ver la forma de poder dar una propuesta de valor, algo distinto”.

Canadian Solar se prepara para capitalizar el nuevo marco regulatorio peruano, apostando por una solución completa de almacenamiento, ingeniería, EPC y financiamiento. “Queremos acompañar la transición energética en Perú”, concluyó Postigo.

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En el marco del ciclo de encuentros “Energía Presidencial”, asociaciones gremiales del sector energético –AGN, Empresas Eléctricas AG, Generadoras de Chile, y Asociación de Transmisoras de Chile- sostuvieron una reunión con el equipo programático de la candidata Evelyn Matthei, instancia en la que se expusieron los principales ejes de su propuesta energética y se intercambiaron visiones sobre los desafíos que enfrenta el sector.    

Entre los temas abordados, se destacó la necesidad de fortalecer la seguridad del suministro energético, modernizar y expandir la infraestructura de transmisión para habilitar más energías renovables, y revisar el modelo de distribución con foco en desempeño, eficiencia y adaptación tecnológica. Asimismo, se subrayó la relevancia de contar con una institucionalidad robusta, un marco regulatorio moderno y condiciones que impulsen la inversión, el almacenamiento y la incorporación de nuevas tecnologías que fortalezcan la seguridad del sistema, junto a otros temas prioritarios para el desarrollo del sector.

Carlos Cortés Simon, presidente ejecutivo de AGN, sostuvo que “la evolución energética de Chile exige responsabilidad y visión de largo plazo. El gas natural cumple un rol esencial, tanto para asegurar la continuidad del suministro eléctrico como al ofrecer una alternativa más limpia y eficiente para los hogares, industria y comercios. La diversificación entre gas argentino y el gas que llega a Chile por barcos, junto con los gases verdes que ya se integran a nuestras redes, fortalece la resiliencia y sostenibilidad de nuestro sistema energético”.

Por su parte, Juan Meriches, director ejecutivo de Empresas Eléctricas AG, destacó la importancia de modernizar el sistema de distribución eléctrica para acompañar los desafíos de la transición energética, valorando que se ponga énfasis en la modernización del sistema de distribución: «Es urgente avanzar hacia un modelo que incentive la inversión, mejore los indicadores de calidad de servicio y permita integrar nuevas tecnologías».

«La distribución es el eslabón más cercano a las personas, y su fortalecimiento es clave para garantizar un suministro seguro y eficiente en beneficio de todos los hogares del país”, añadió.

En materia de transmisión, Javier Tapia, director ejecutivo de la Asociación de Transmisoras de Chile, subrayó la magnitud del reto que enfrenta el país: “Tenemos el gran desafío de más que duplicar la capacidad de transmisión de aquí al año 2040. Solo eso permitirá que Chile aproveche sus condiciones naturales para el desarrollo de energías limpias. Para lograrlo, se requiere visión de Estado y colaboración público-privada, no solo para acelerar la ejecución de nuevos proyectos, sino también para modernizar la infraestructura existente”.

Finalmente, Camilo Charme, director ejecutivo de Generadoras de Chile, destacó la importancia de modernizar la institucionalidad y el marco regulatorio para acompañar la transición tecnológica y el nuevo contexto del mercado eléctrico: “Propusimos tres ejes fundamentales para avanzar hacia una transición energética segura y sostenible: una institucionalidad moderna, capaz de anticipar riesgos y otorgar certezas a la inversión; un sistema más seguro y resiliente, sustentado en reglas simples y coherentes que acompañen la innovación; y una regulación actualizada que promueva un mercado de ofertas competitivo e integre eficazmente el almacenamiento”.

En tanto, desde el comando de Evelyn Matthei, el encargado del equipo de energía, Carlos Barría, valoró el diálogo con los gremios y destacó el rol estratégico del sector energético para el desarrollo del país, señalando además los cuatro ejes de acción que propone el programa de la candidata para abordar los desafíos de la industria: “Valoramos este espacio de diálogo con los gremios energéticos, porque el sector debe recuperar el liderazgo que siempre ha tenido en el desarrollo nacional.

En este sentido, desde el comando hemos definido líneas de trabajo clave: fortalecer la institucionalidad y coordinación del sector; modernizar las redes eléctricas para mayor seguridad y tarifas razonables; impulsar la electromovilidad, el hidrógeno verde y la electrificación industrial; y simplificar la regulación para acelerar inversiones con estándares altos. Chile necesita planificación, certeza y liderazgo para recuperar su dinamismo energético y económico”.

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La Ley de Movilidad Sostenible es la clave para el desembolso de 10.000 millones de euros procedentes de los fondos europeos NextGenerationEU y una deuda pendiente desde 2021.

Según ha dado a conocer Mobility Portal Europe, la norma salió adelante el pasado miércoles con 174 votos a favor, 170 en contra y cuatro abstenciones, gracias a un acuerdo de última hora entre el Ejecutivo y Podemos.

La votación reflejó la fragilidad política de la coalición. Las negociaciones se intensificaron en las horas previas para asegurar el apoyo de los diputados de Ione Belarra, que finalmente accedieron tras pactar con el Ministerio de Transportes reforzar los criterios medioambientales en la ampliación del aeropuerto de El Prat.

El ministro Óscar Puente aclaró que el pacto “no altera los plazos previstos en el DORA III”, pero refuerza “los parámetros ambientales de un proyecto que será ejemplo para España y Europa”.

Desde Sumar, Ernest Urtasun calificó los cambios como “marginales”, mientras que Junts insistió en que “los plazos no varían” y que “la decisión sobre El Prat compete a los catalanes”.

La jornada parlamentaria estuvo marcada por giros imprevistos: la ausencia del diputado del PP Guillermo Mariscal y un error en el voto telemático del parlamentario del PNV Mikel Legarda mantuvieron la incertidumbre hasta el final.

Finalmente, el pacto con Podemos allanó el camino. El acuerdo obliga a que cualquier proyecto para El Prat cumpla con los objetivos de reducción de emisiones de la Directiva europea Fit for 55, que fija una rebaja del 55 % para 2030 y la neutralidad climática para 2050.

Un marco legal para la descarbonización y la digitalización

La norma crea el Sistema General de Movilidad Sostenible, que articulará las políticas nacionales, regionales y locales, y nuevos instrumentos como el Espacio de Datos Integrado de Movilidad, el Foro Territorial de Movilidad Sostenible y el Consejo Superior de Movilidad Sostenible.

El objetivo es consolidar un marco de coordinación y transparencia entre administraciones que facilite la toma de decisiones basada en datos y favorezca la eficiencia del gasto público.

Asimismo, el Documento de Orientaciones para la Movilidad Sostenible servirá de guía para la planificación y gestión del transporte, reforzando la cooperación interadministrativa y la coherencia de las políticas públicas.

El texto refuerza el papel del transporte colectivo mediante la creación del Fondo Estatal de Contribución a la Movilidad Sostenible, destinado a financiar los servicios urbanos de pasajeros.

Las ciudades deberán fomentar la movilidad activa, la intermodalidad y el uso de vehículos cero emisiones, así como regular la introducción de los vehículos automatizados.

En caso de episodios de alta contaminación, las autoridades podrán restringir la circulación o el acceso a determinadas vías por motivos medioambientales.

Etiquetas medioambientales y renovables

En el plazo de doce meses desde su entrada en vigor, el Gobierno actualizará las etiquetas ambientales de la DGT, incorporando las emisiones de CO₂ como nuevo criterio de clasificación.

También deberá presentar disposiciones para incrementar la proporción de energías renovables en el transporte y reducir su intensidad contaminante.

Una ley que reconoce el derecho a la movilidad sostenible

Más allá de las tensiones políticas, la nueva ley representa un hito normativo: por primera vez, se reconoce el derecho de las personas a una movilidad sostenible, enmarcado en una futura Estrategia Estatal contra la Pobreza de Transporte.

El texto establece que las empresas con más de 200 trabajadores —o 100 en turnos— deberán implantar planes de movilidad sostenible y disponer de puntos de recarga eléctrica en sus instalaciones.

Los grandes centros de actividad (como polígonos industriales) deberán aprobar planes similares y revisarlos cada cinco años, mientras que los municipios de entre 20.000 y 50.000 habitantes tendrán seis años para dotarse de uno.

Según Transport & Environment (T&E), esta ampliación es “positiva pero insuficiente”, ya que casi el 60 % de los desplazamientos laborales se realizan en coche privado y el país cuenta con 2,9 millones de pymes que quedan fuera del alcance de la medida.

Aun así, la organización celebra la norma como una “oportunidad real para reducir las emisiones del transporte”, mejorar la salud pública y avanzar hacia la neutralidad climática de 2050.

Además, el Gobierno deberá aprobar en un plazo máximo de tres meses un Plan Nacional de Renovación del Parque Automovilístico, un punto que ha sido celebrado por las principales asociaciones del sector.

Faconauto ha valorado positivamente la inclusión de este plan en la LMS, considerándolo un “punto de inflexión” en la política de movilidad española.

La patronal de concesionarios destaca que la renovación del parque es una herramienta “estructural” para reducir emisiones, reforzar la seguridad vial y dinamizar la industria, y que complementa los planes de electrificación con una visión “realista, inclusiva y tecnológicamente neutra”.

En su comunicado, la organización recordó su experiencia en la gestión de incentivos como el programa Reinicia Auto+ y reiteró su disposición a colaborar con el Gobierno para garantizar una implementación ágil y homogénea del nuevo plan.

“Renovar el parque no solo es una medida medioambiental, también social y económica”, subrayan.

Por su parte, la Asociación Nacional de Vendedores y Reparadores de Vehículos (Ganvam) celebró que la ley reconozca la movilidad como derecho social, y pidió diseñar una estrategia de renovación “eficaz y accesible” para todos los niveles de renta.

Su presidente, Javier Barea, recordó que más del 60 % del parque automovilístico español supera los 10 años, y abogó por recuperar el espíritu del Plan Prever, que en su momento permitió achatarrar 3,3 millones de vehículos antiguos.

“Una movilidad verdaderamente sostenible debe ser accesible y asequible para todos los ciudadanos”, señaló Barea, destacando que las políticas de renovación deben garantizar una transición inclusiva hacia la descarbonización.

El reto del transporte de mercancías

En materia logística, el Ministerio de Transportes elaborará un plan de autopistas ferroviarias para impulsar el traslado del transporte de mercancías desde la carretera al tren.

Se prevé un sistema de bonificaciones a los cánones ferroviarios y un programa de apoyo al transporte de mercancías, orientado a mejorar la competitividad, la eficiencia energética y la innovación del sector.

El Ejecutivo deberá aprobar en el plazo de un año los objetivos de reducción de gases de efecto invernadero hasta 2030, además de presentar un estudio sobre la recuperación de los trenes nocturnos y acelerar el despliegue de puntos de recarga eléctrica en carreteras y estaciones de servicio.

Más información en https://mobilityportal.eu/

La entrada Aprobada la Ley de Movilidad Sostenible en España: entre tensiones políticas y el desafío de transformar el transporte se publicó primero en Energía Estratégica.

Sungrow aprovechó su participación en el Future Energy Summit (FES) Perú 2025 para dejar un mensaje contundente al sector energético nacional: la tecnología de almacenamiento ya está lista para operar durante dos décadas, con respaldo técnico, eficiencia integrada y soporte postventa. La compañía presentó su línea PowerTitan 3.0, una solución diseñada para maximizar el rendimiento de los sistemas BESS en condiciones reales de operación.

“Estamos ofreciendo contratos de mantenimiento a 20 años para nuestros sistemas de almacenamiento. Esto demuestra que confiamos en nuestra tecnología y que queremos acompañar el crecimiento del mercado peruano en el largo plazo”, manifestó Jorge Alvarado, Key Account Manager de Sungrow, durante el Panel 3 del evento.

El directivo remarcó que esta propuesta no solo implica garantía, sino también una estructura pensada para minimizar el OPEX del cliente: sistemas modulares, con todos los componentes en un solo contenedor, “plug and play, con menos ingeniería en sitio y menos horas-hombre”, precisó.

La solución presentada —incluida en el PVBook de la compañía— ofrece distintas configuraciones para atender necesidades específicas: desde sistemas de 1 MWh a 5 MWh por contenedor, con niveles de integración que reducen tiempos de instalación y optimizan el uso del espacio.

“Todo viene listo para operar: inversores, baterías, sistema HVAC y controladores. Esto permite garantizar estabilidad, reducir costos y acelerar la ejecución”, detalló Alvarado.

Además, la empresa diferenció su propuesta de los esquemas clásicos de EPC (Engineering, Procurement and Construction). En lugar de delegar, Sungrow asumió directamente el mantenimiento con contratos de largo plazo, lo que le permitió garantizar el desempeño técnico, gestionar repuestos y reducir los riesgos de obsolescencia.

Modelo híbrido, competitividad y contexto peruano

César Sáenz, Latam Utility & ESS Manager de Sungrow, también participó de FES Perú y reforzó la visión de la compañía al explicar que los proyectos híbridos —combinando fotovoltaico y almacenamiento— son los más rentables bajo las condiciones actuales del mercado.

“El LCOE de un proyecto híbrido hoy es más competitivo porque hay más control sobre los costos y las decisiones técnicas”, afirmó Sáenz. Esto permitió a los desarrolladores optimizar sus inversiones desde la etapa de planificación, sin depender exclusivamente de las condiciones del mercado spot o contratos PPA rígidos.

El ejecutivo también destacó que Sungrow buscó adaptar sus soluciones al contexto normativo y comercial de cada país, y Perú, con la reciente Ley 32249, se perfiló como un escenario favorable para el despliegue de proyectos a gran escala que integren almacenamiento desde el inicio.

Ambos ejecutivos coincidieron en que Perú representa un mercado estratégico en expansión, donde la demanda energética y la transición a fuentes limpias abrirán espacio para nuevos actores, tecnologías y modelos de negocio.

“La aprobación de la Ley 32249 es una señal muy importante para todo el sector. Desde Sungrow, ya estamos listos para responder con tecnología confiable, contratos robustos y presencia local”, concluyó Alvarado.

Con propuestas tecnológicas avanzadas y una política comercial orientada al servicio de largo plazo, Sungrow dejó en claro que no busca solo vender equipos, sino construir relaciones duraderas con los desarrolladores y garantizar la estabilidad de la red en la era solar andina.

Reviva el Future Energy Summit Perú:

La entrada Sungrow asegura respaldo por 20 años para almacenamiento en el Perú se publicó primero en Energía Estratégica.

América Latina y el Caribe tienen condiciones inigualables para liderar la transición energética global, tanto por su matriz eléctrica altamente limpia como por su creciente peso en la agenda internacional. Así lo sostuvo Espen Mehlum, Head of Energy del World Economic Forum, en entrevista con Energía Estratégica durante la X Semana de la Energía.

“Es una región que tiene la matriz eléctrica más limpia del mundo, con un 70% de renovables en la generación eléctrica”, precisó Mehlum. Países como Uruguay ya alcanzan un 99% y Brasil se aproxima al 90%, cifras muy por encima de los promedios globales.

Desde esta posición de ventaja, el desafío ahora es consolidar ese liderazgo. “Para avanzar al siguiente nivel, se necesita atraer más inversiones y asegurar que el modelo de negocio sea sólido para las empresas”, explicó. El contexto regional, sin embargo, es dispar: “Cada país tiene diferentes costos de capital, mercados energéticos y estructuras regulatorias”, por lo que la estrategia debe ser adaptada a cada caso.

En este sentido, Brasil apareció como un país clave. “Es un mercado enorme y con condiciones para atraer inversión. Pero no es el único. Hay otros países bien posicionados para avanzar también”, señaló el directivo del WEF.

Una región que debe acelerar el ritmo

El World Economic Forum publica anualmente el Global Energy Transition Index, donde evalúa a 118 países en 43 indicadores relacionados con sostenibilidad, seguridad, acceso, políticas, infraestructura, financiamiento y capital humano. “Brasil figura entre los mejores posicionados del mundo”, destacó Mehlum. Sin embargo, el avance general de la región se ha estancado. “Ahora es el momento de empujar la transición con fuerza y de forma integral”, advirtió.

Para el ejecutivo, la transición no depende únicamente del porcentaje de energía limpia, sino también de la capacidad institucional para sostenerla en el tiempo. Políticas claras, marcos regulatorios estables, inversión en talento y tecnología son fundamentales. “¿Tenés el capital humano que se necesita? Esa es una pregunta clave”, planteó.

Otro de los pilares es la cooperación global. “La energía es un tema global. Hay mercados de combustibles, de electricidad y de tecnología que ya están interconectados”, explicó. Por eso, el diálogo entre regiones y el intercambio de políticas públicas son esenciales, tanto para aprovechar sinergias como para abrir nuevos mercados.

Uno de los temas emergentes es el almacenamiento energético. “Es clave para dar estabilidad y flexibilidad al sistema, y para aumentar el valor de las renovables”, afirmó. Aunque las baterías son una opción, también mencionó la hidroelectricidad como forma de almacenamiento eficaz y flexible.

“Lo importante es desarrollar estas capacidades y crear incentivos para que las empresas inviertan en ellas”, apuntó. Como ejemplo, citó el caso de Uruguay, que con una matriz casi totalmente renovable ha logrado una operación eficiente sin depender fuertemente del almacenamiento, gracias a una diversificación de fuentes y una buena interconexión regional.

Finalmente, Mehlum destacó que Brasil está jugando un papel internacional cada vez más relevante. “Han organizado el G20, la COP y lanzado la Coalición Global para la Planificación Energética. Es un ejemplo claro de liderazgo desde la región”, sostuvo. Y concluyó: “El sistema energético global está cambiando. Este es un momento decisivo para que los países latinoamericanos avancen desde una posición de fortaleza”.

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Grenergy celebró la ceremonia de colocación simbólica de la primera piedra de la planta híbrida de generación y almacenamiento Monte Águila, situada en El Cabrero, en la Región del Biobío. 

Al acto han asistido el ministro de Hacienda, Nicolás Grau; el ministro de Economía, Fomento y Turismo, Álvaro García; el ministro de Trabajo y Previsión Social, Giorgio Boccardo; el delegado presidencial regional del Biobío, Eduardo Pacheco; el gobernador de la Región del Biobío, Sergio Giacaman; el alcalde de Cabrero, Yusef Sabag Araneda; además de representantes del sector energético, comunidades locales, trabajadores e invitados especiales.

Monte Águila contempla una inversión cercana a los 300 millones de dólares y contará con una capacidad instalada de 340 MW de energía solar, acompañada por un sistema de almacenamiento en baterías de 960 MWh. La energía generada será inyectada al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) a través de la línea de transmisión Santa María–Charrúa, para lo cual se construirá la infraestructura necesaria, incluyendo dos torres eléctricas. Se prevé que la planta esté conectada a principios de 2027.

La planta híbrida de Monte Águila forma parte de la plataforma Oasis Central, impulsada por Grenergy en la zona centro de Chile. Esta plataforma contempla una capacidad proyectada de 1,1 GW de energía solar y 3,8 GWh de almacenamiento, e incluye cinco proyectos: Tamango (Maule), Teno (Maule), Planchón (Maule), Monte Águila (Bío Bío) y Sol de Caone (Maule). El desarrollo se estructura en cinco fases planificadas, todas con fecha de operación prevista para 2027.

Todas las fases ya cuentan con acuerdos de compra de energía (PPAs), incluyendo el primer PPA base load —de suministro continuo 24/7— firmado con Codelco, la empresa estatal chilena y principal productora de cobre a nivel mundial.

Por su parte, el ministro de Hacienda, Nicolás Grau señaló que “estamos muy contentos porque esto es más inversión y más empleos de calidad. La inversión en Chile se está acelerando —este año crecerá más de un 5%—, impulsada principalmente por la minería y la energía. Y lo que vemos hoy en el Biobío es justamente eso: proyectos que combinan energía verde, desarrollo industrial y oportunidades para la región. Nuestro compromiso como Gobierno es seguir impulsando este tipo de iniciativas, que generan empleo, competitividad y dignidad para las personas.”

Asimismo, el ministro de Economía, Fomento y Turismo, Álvaro García, destacó esta nueva obra: “Monte Águila forma parte de los proyectos que impulsamos mediante el Plan de Fortalecimiento Industrial, y colocar hoy su primera piedra es una excelente noticia para la región. Biobío tiene el potencial de consolidarse como un polo estratégico en la producción de energías renovables, y como Gobierno estamos comprometidos a acelerar ese proceso, fortaleciendo el empleo y dinamismo económico para las comunidades locales”.

También, el ministro del Trabajo y Previsión Social, Giorgio Boccardo, expresó que «Estamos muy contentos por estar hoy día colocando la primera piedra de esta planta fotovoltaica, que es parte también de los objetivos priorizados del Plan de Industrialización de la región del Biobío. Contentos también porque en el momento en que se desarrollen las faenas de construcción de la planta se van a generar cerca de mil puestos de trabajo, entre puestos directos e indirectos, y posteriormente va a poder seguir dando oportunidades laborales con puestos de trabajo calificados, que además en un desarrollo que contribuye también a la reconversión de energías renovables para el país”.

Oasis Central tiene como objetivo replicar el exitoso modelo de hibridación desarrollado por Grenergy en Oasis de Atacama, una de las plataformas de baterías más grandes del mundo y la primera en Latinoamérica, ubicada en el norte de Chile. Este proyecto cuenta con una capacidad proyectada de 2 GW y 11 GWh de almacenamiento, y se espera que esté finalizado en 2027, con una inversión total estimada de 2.000 millones de euros. 

El éxito de Oasis de Atacama se refleja en el interés que ha despertado entre grandes inversores internacionales como CVC y KKR, así como en el respaldo de 12 importantes bancos internacionales que ya han participado en su financiación.

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La quinta edición del Future Energy Summit (FES) Colombia tendrá lugar los días 21 y 22 de octubre en el Hotel Hilton de Bogotá y reunirá a los referentes más importantes de las energías renovables. Las entradas para participar de los espacios de networking y análisis técnico ya están disponibles haciendo click aquí. Quienes lo deseen podrán seguirlo en vivo por el canal de YouTube de FES.

Entre los debates más esperados, destaca el panel titulado “Prioridades regulatorias y de política pública del sector energético colombiano: Horizonte 2030”, que pondrá sobre la mesa los retos y definiciones que marcarán el rumbo de la transición energética en la próxima década.

Participarán figuras clave de la institucionalidad y la regulación nacional: Natalia Gutiérrez, presidenta ejecutiva de ACOLGEN; Antonio Jiménez Rivera, comisionado de la CREG; Amylkar Acosta, ex ministro de Minas y Energía; Ángela Patricia Álvarez Gutiérrez, directora ejecutiva del FENOGE; y Nicolás Rincón Munar, director de Infraestructura y Energía Sostenible del DNP.

El debate llega en un momento en que Colombia redefine su marco regulatorio eléctrico. Con la CREG trabajando en normas sobre autogeneración remota, almacenamiento energético y rediseño del cargo por confiabilidad, con subastas de energía a la vista, la discusión se centrará en cómo compatibilizar los objetivos de descarbonización con la estabilidad de precios y la seguridad del sistema.

El comisionado Antonio Jiménez Rivera aportará la visión técnica del regulador en torno a los nuevos instrumentos para incentivar la flexibilidad y la entrada de tecnologías renovables sin comprometer las señales de inversión.

También se abordará cómo evolucionarán los servicios complementarios y las señales tarifarias frente a la creciente participación de sistemas distribuidos y baterías.

Por su parte, Natalia Gutiérrez, al frente de ACOLGEN, representará la visión de los generadores que sostienen la firmeza del sistema eléctrico. Desde el gremio, ha señalado la necesidad de mantener claridad y predictibilidad regulatoria para asegurar la inversión en capacidad firme, en un contexto de transformación tecnológica y creciente penetración renovable.

Otro eje central del panel será el financiamiento de la transición energética, donde el FENOGE cumple un papel estratégico. Su directora, Ángela Patricia Álvarez Gutiérrez, expondrá las líneas de trabajo del Fondo para expandir la eficiencia energética, el almacenamiento distribuido y la autogeneración comunitaria, con foco en cerrar las brechas sociales y territoriales de acceso a energía limpia.

El Departamento Nacional de Planeación (DNP), a través de Nicolás Rincón Munar, aportará una mirada de largo plazo: cómo se integran las metas de descarbonización con la infraestructura eléctrica, los instrumentos de inversión pública y los compromisos climáticos que el país asumió a 2030.

En esa intersección entre regulación, financiamiento y planificación, el ex ministro Amylkar Acosta invitará a reflexionar sobre la coherencia de las políticas energéticas, la articulación entre el Ministerio, la CREG y los actores privados, y la necesidad de que la transición sea también una oportunidad de desarrollo económico y social.

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Un espacio para definir el rumbo

FES Colombia se consolida como una plataforma clave para analizar el presente y proyectar el futuro del sector energético nacional. En esta edición, el debate se centrará en cómo armonizar regulación, política pública e inversión privada para garantizar un sistema competitivo, flexible y sostenible frente a la creciente demanda y la presión climática.

A lo largo de los dos días, los presentes podrán encontrarse y dialogar con altos ejecutivos, directores técnicos, inversionistas y representantes de asociaciones del sector eléctrico, de generación solar y eólica, almacenamiento, hidrógeno y movilidad sostenible.

Empresas líderes en innovación, digitalización, soluciones de red y desarrollo de proyectos —junto a fondos de inversión y plataformas tecnológicas— compartirán su visión sobre los desafíos y oportunidades que marcarán la próxima década de la transición energética en la región.

Entre ellas destacan referentes como Patria Investments, Ecoener, JA Solar, Sungrow, Trina Solar, Vatia, CTG Latam, Ecopetrol, Atera, EDF Power Solutions, Risen, ZN Shine Solar, Ventus y Terpel Sunex, cuyos directores y gerentes aportarán perspectivas sobre financiamiento, tecnología, almacenamiento y expansión regional de las energías renovables.

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El Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) de Argentina nuevamente atrajo el interés de desarrolladoras y generadoras, a pesar de la merma en la capacidad de transporte disponible en el SADI. 

La ronda del tercer trimestre 2025 recibió diez proyectos que solicitaron prioridad de despacho por un mínimo de 941 MW hasta 1017,5 MW de potencia para abastecer a grandes usuarios del sistema; según la información compartida por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA). 

La tendencia tecnológica se mantiene respecto a anteriores llamados del MATER, ya que nuevamente predominan los parques fotovoltaicos, con 8 de los 10 presentados, que pidieron de 610 MW a 657,5 MW. 

Todos ellos compiten en mecanismo de asignación Referencial “A”, es decir que podrían tener hasta 8% de curtailment hasta que se ejecuten las obras de transmisión correspondientes. 

Los restantes proyectos se reparten entre la central eólica Vientos del Atlántico – Fase II (de la firma AES Argentina), que solicitó hasta 30 MW de prioridad en el mecanismo Ref. “A”, y una obra de infraestructura presentada por Central Puerto para modificar el sistema de DAG de Comahue. 

Esta última propuesta tiene la particularidad que Central Puerto busca producir una ampliación de 330 MW de capacidad adicional en el corredor Comahue – Provincia de Buenos Aires Centro – Sur. 

Y si bien aún está en análisis en el área de Sistemas de Potencia de CAMMESA, de ser aprobado el proyecto, le permitiría a Central Puerto ingresar parques en el futuro hasta esa potencia, los cuales hasta el momento no han nominado.

Además de dicha obra, también hay otros tres proyectos solares enmarcados bajo el MATER 360, ya que contemplan infraestructura adicional o están acompañados de demanda incremental, y que suman 390 MW de potencia. 

• Catamarca II (60 MW), de la desarrolladora Solar Energy: Es una central híbrida asociado al sistema de almacenamiento BESS con 60 MW / 240 MWh con un desempeño operativo – eléctrico equivalente al de una parque eólica en el mismo corredor y límites.
• Mendoza Sur (150 MW) de Genneia: Incluye la instalación segundo transformador ET Río Diamante 500 kV, la construcción segundo vínculo 500 kV entre ET Embalse y ET Almafuerte, y el incremento compensación shunt ET Almafuerte 132 kV
• Sierras Renovables I, II y III (180 MW) de la firma ARN Tech Partner S.A (está vinculada a EPEC de Córdoba): Se trata de un proyecto híbrido (generación + sistema BESS Montecristo). 

Próximos pasos de la convocatoria

El viernes 17 de octubre, CAMMESA informará aquellos proyectos que requieran realizar un desempate por factor de mayoración (en caso que sea necesario por capacidad de transporte insuficiente), el cual se hará el jueves 23/10.

Mientras que la asignación de la prioridad de despacho tendrá lugar el 27 del presente mes y la fecha máxima para el pago correspondiente será el 18 de noviembre.

¿Qué se debe tener en cuenta? Esta ronda, a comparación de anteriores llamados, cuenta con magra capacidad de transporte disponible, principalmente en aquellas zonas con mejor factor de carga para proyectos solares y eólicos. 

Según el Anexo III publicado en la web oficial de CAMMESA, la mayor cantidad de potencia asignable se ubica en la zona de Misiones – NEA – Litoral, por lo que capacidad adjudicable oscila entre 584 MW y 876 MW, por lo que no necesariamente todos los parques presentados se podrían adjudicar. 

• Patagonia – Provincia de Buenos Aires: 109 MW pero +200 MW si son proyectos fotovoltaicos
• Centro – Cuyo – Noroeste Argentino (NOA): Sólo 92 MW si se tratan de proyectos eólicos 
• Misiones – Noreste Argentino (NEA) – Litoral: 475 MW

A continuación, todos los proyectos presentados

MATER T3-2025 – Solicitudes de Prioridad Presentadas.xlsx – MATER T3-2025 (1)

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Luz del Sur avanza con una agenda renovable sólida en Perú que contempla nuevas inversiones en energía limpia, enfocadas en proyectos hidroeléctricos y parques eólicos, bajo un enfoque de crecimiento paulatino, eficiencia operativa y sostenibilidad económica.

Uno de los desarrollos clave será la Central Hidroeléctrica Santa Teresa II, ubicada en Cusco. Esta infraestructura representa la segunda etapa del complejo que aprovecha el caudal del río Vilcanota y cuya primera fase ya se encuentra operativa. 

La construcción está proyectada para iniciar en el primer semestre de 2027, mientras que su entrada en operación se espera para 2031 con una potencia de 280 MW.

“A futuro pensamos en construir proyectos pequeños pero inteligentes. Apuntamos a un crecimiento gradual”, manifestó Mario González del Carpio, CEO de Luz del Sur, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Perú.

En paralelo, la compañía viene consolidando un portafolio de activos renovables en operación. En 2023 adquirió los parques eólicos Tres Hermanas y Marcona (Ica), con una capacidad conjunta de 129,3 MW, y las plantas solares Majes y Repartición (Arequipa), que suman 40 MW. 

Estos proyectos ya han sido optimizados para mejorar su rendimiento, maximizando el aprovechamiento de los recursos naturales y asegurando retornos sostenibles.

Además, este año Luz del Sur firmó un acuerdo para adquirir el 100% de las acciones del Parque Eólico San Juan de Marcona (Ica), con una potencia instalada de 135,7 MW y una inversión prevista de hasta US$253 millones, operación sujeta a condiciones contractuales, incluida la aprobación de Indecopi.

“También tenemos concesiones de generación hidroeléctrica listas para desarrollar, esperamos hacerlo pronto. Una es de 280 MW y otra de 300 MW, pero para cuando el mercado esté dispuesto a aceptar esa inversión”, afirmó el especialista. 

Pese a este avance, González del Carpio advirtió que las barreras estructurales del sistema eléctrico peruano limitan el desarrollo renovable, ya que consideró que los proyectos de generación distribuida no logran avanzar en el país porque no están las redes preparadas ni se han dado las normas que permitan al distribuidor estar preparado para recibir inyecciones de energía.

“Hay normas que se tienen que dar por seguridad, temas técnicos y a qué precio se va a fijar.  Es lo que yo creo que faltaría en Perú para que, de manera ordenada, llegue en 5 o 10 años a desarrollar todo el potencial que tiene”, planteó. 

El CEO también llamó a realizar ajustes normativos que otorguen seguridad jurídica y predictibilidad al sector, a fin de que los inversores puedan realizar las inversiones y fomentar cambios de manera gradual. 

Este desfase también se refleja en las condiciones económicas del mercado. “Los costos marginales los vemos en los próximos cinco años en alrededor de USD 30 por MWh, por lo que, salvo que crezca mucho la demanda, no se va a poder invertir mucho”, puntualizó. 

En ese sentido, la compañía apuesta por una evolución progresiva de su matriz de generación, sin desalinearse de los fundamentos del mercado. Sumado a que el ejecutivo remarcó que existe la exclusión de una parte significativa del consumo eléctrico del proceso de transición. 

“Queda fuera el 50% de la demanda, unos 8,5 millones de usuarios regulados, por ese desafío de falta de regulación”, subrayó.

Para superar estas limitaciones, Luz del Sur propone una transformación del rol de las empresas distribuidoras, alineada con el desarrollo de redes inteligentes: “Se debe cambiar la regulación de la empresa de distribución, con una visión de desarrollo óptimo de una red inteligente”. 

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Canadian Solar visualiza una oportunidad estratégica para expandirse en el segmento de almacenamiento de energía en Colombia, a partir del reciente proyecto de resolución publicado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), que define las condiciones para la participación de sistemas BESS (SAEB, según la nomenclatura local).

“Ya con este proyecto de resolución esperamos que realmente se abra la puerta para desarrollar este mercado en Colombia”, manifestó Carlos Arturo Burgos, Senior Sales Manager de Canadian Solar para Sudamérica, quien confirmó que la empresa prepara una fuerte incursión en el país con soluciones integrales que incluyen paneles, inversores y baterías.

Desde su perspectiva, la nueva normativa elimina uno de los principales frenos que enfrentaba el sector: “Si bien hay mucho interés y todos los clientes siempre preguntan por soluciones de almacenamiento, el marco regulatorio no permitía avanzar. Ahora cambia el panorama completamente”, aseguró el ejecutivo en diálogo con Energía Estratégica.

La nueva regulación propuesta por la CREG establece los requisitos técnicos, operativos y comerciales para la integración de sistemas de almacenamiento en el sistema interconectado nacional. En este contexto, Canadian Solar anticipa un crecimiento tanto en este segmento como en soluciones híbridas solares+almacenamiento, impulsadas por una demanda que ya existe y por el interés de desarrolladores en maximizar la energía generada, reducir curtailment y dar estabilidad a la red entre otros beneficios técnicos.

“Ahí hay una gran oportunidad. Ya estando regulado, para los clientes finales se facilita pensar en este tipo de soluciones”, expresó Burgos, quien también resalta el potencial que representa Colombia dentro de la estrategia de expansión regional de la compañía.

En cuanto a su posicionamiento en el país, Canadian Solar reporta avances significativos. En 2023 alcanzaron un 7 % de participación de mercado, y aunque el 2024 fue más moderado, ya ingresaron en el mercado de minigranjas solares, donde vendieron aproximadamente 13 MWp, además de otros 10 MW en inversores actualmente en construcción.

“También estamos impulsando fuertemente la estrategia de tener distribuidores. Hoy tenemos dos y han empezado a vender muy bien la marca”, detalló Burgos, quien destacó una rápida fidelización de clientes. “Una vez conocen Canadian, quieren quedarse”, subrayó.

El ejecutivo señaló que en Colombia están enfocando sus esfuerzos en las minigranjas solares, debido a la facilidad de instalación, menor complejidad regulatoria y tiempos más cortos para obtener puntos de conexión. En este tipo de proyectos, su portafolio ofrece productos altamente competitivos. “Tenemos inversores de 333 kW que cazan perfecto con la capacidad regulatoria de 999 kW, lo que nos ha dado muy buenos resultados”, puntualizó.

En paralelo, Canadian Solar apuesta a la innovación tecnológica como un factor diferenciador. A nivel de paneles, lanzarán a fin de año los modelos HJT, una vez superadas todas las validaciones internas. También incorporaron recientemente paneles bifaciales de 625 a 650 W en formato pequeño, orientados a instalaciones sobre techos o sitios con restricciones de área.

Otro desarrollo clave es la solución patentada para reparar la caja de diodos de los paneles, sin perder garantía y directamente en sitio. “Esto le ahorra al cliente final el 75 % del costo de un panel nuevo”, destacó Burgos.

En el segmento de inversores, la empresa ya lanzó una nueva línea híbrida de hasta 15 kW, y en cuanto a almacenamiento, presentó el nuevo Kubank de 277 kWh, que incrementa en 30 kWh la capacidad respecto a su versión anterior, manteniendo el mismo formato de gabinete. Para proyectos de gran escala, a finales de este año lanzarán el Solban 3.0 Flex, un sistema modular que permite escalar desde 1.6 hasta 8.6 MWh de almacenamiento por sistema. “Esta modularidad va a ser muy bien recibida en el mercado, porque facilita transporte, instalación y modelos financieros”, sostuvo.

La participación de la compañía en la quinta edición del Future Energy Summit (FES Colombia) —que se celebrará el 21 y 22 de octubre en Bogotá— será clave para mostrar estas soluciones ante un público estratégico. El evento reunirá a más de 500 ejecutivos, inversores y autoridades, en un contexto de fuerte expansión renovable.

“Para nosotros el FES es una excelente vitrina. Quien no está ahí, de alguna manera se está volviendo invisible hacia el mercado”, afirmó Burgos, quien destacó el nivel de networking que ofrece el encuentro. 

La coyuntura también refuerza la importancia del evento. Según datos oficiales, Colombia alcanzó en junio de 2025 los 2030 MW solares instalados, un 59 % más que el año anterior, aunque solo 1299 MW cuentan con reconocimiento en la Capacidad Efectiva Neta (CEN), lo que limita su aprovechamiento real. Para este año, el Ministerio de Minas y Energía prevé sumar otros 697 MW en 22 nuevos proyectos, con inversiones superiores a los USD 500 millones.

Frente a este escenario, Canadian Solar confía en que el desarrollo de soluciones híbridas, apalancado por la nueva regulación, marcará un nuevo ciclo de crecimiento en el país. “Sabemos que llega un punto en que el almacenamiento se vuelve absolutamente obligatorio para tener estabilidad en la red y aprovechar toda la generación solar”, concluyó Burgos.

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El suministro eléctrico de Brasil aumentó en 1400,21 MW en septiembre. Según la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), las 27 plantas que entraron en operación comercial ese mes son renovables: 17 plantas solares (934,72 MW), ocho parques eólicos (391,50 MW), una central hidroeléctrica (50,00 MW) y una pequeña central hidroeléctrica (24,00 MW). 

A lo largo del año, hasta el 30 de septiembre, la expansión de la matriz eléctrica fue de 5.921,34 MW. Entre las 97 plantas que entraron en operación en el período, se encuentran 12 termoeléctricas (2.468,05 MW), 35 plantas solares fotovoltaicas (1.718,35 MW), 37 parques eólicos (1.506,40 MW), nueve pequeñas centrales hidroeléctricas (171,85 MW), una hidroeléctrica (50,00 MW) y tres hidroeléctricas (6,70 MW). 

De enero a septiembre, entraron en operación comercial plantas en 17 estados. Los más destacados, en orden descendente, fueron Río de Janeiro (1672,60 MW), Bahía (980,20 MW) y Rio Grande do Norte (657,25 MW). En septiembre, Ceará fue el estado con mayor expansión, con 515,95 MW. Rio Grande do Norte se ubicó en segundo lugar, con 373,77 MW. 

La capacidad total de las plantas centralizadas es de 214,7 GW

El 1 de octubre, Brasil contaba con 214.723,8 MW de potencia inspeccionada, según datos del  Sistema de Información de Generación (SIGA ) de la ANEEL, que se actualiza diariamente con información sobre plantas en operación y proyectos con licencia en construcción. De este total, el 84,37 % de la potencia instalada proviene de fuentes renovables, según el SIGA. 

Dónde encontrar más datos sobre la generación de electricidad

Se puede encontrar un análisis más detallado del crecimiento del suministro eléctrico centralizado en el  panel de RALIE , que recopila información sobre la expansión de la matriz eléctrica. Con un formato intuitivo, la herramienta amplía el acceso a los datos de inspección de las nuevas plantas en construcción y facilita el seguimiento de la expansión de la oferta de generación por año, región, tipo de fuente de energía y otros filtros. El objetivo es mejorar la interactividad y proporcionar más información sobre los proyectos de generación. 

La información del panel se actualiza mensualmente con base en  las inspecciones in situ  de las obras de construcción de las centrales generadoras y en los datos proporcionados en el Informe de Seguimiento de Proyectos de Generación Eléctrica (RAPEEL), que incluye información de las empresas inspeccionadas para su análisis exhaustivo por parte del equipo de seguimiento

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Con una serie de anuncios realizados esta semana, el Gobierno de Honduras formalizó el mayor paquete de reformas estructurales en la historia reciente del sector eléctrico. El ministro de Energía, Erick Tejada Carbajal, confirmó que la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) está siendo completamente transformada bajo la actual administración.

Entre los hitos más relevantes, se destacó el inicio de la modernización y repotenciación del Complejo Hidroeléctrico Cañaveral-Río Lindo, con una inversión pública de 1.600 millones de lempiras. La obra fue lanzada en conjunto con el Embajador de Japón, como parte de una estrategia de recuperación de activos renovables estratégicos.

“Dimos orden de inicio a los trabajos de modernización y repotenciación del complejo hidroeléctrico de la ENEE Cañaveral-Río Lindo”, sostuvo el funcionario.

También se concretó la inauguración de la primera megaplanta solar estatal, un proyecto de 50 MW con 50 MWh de almacenamiento, operado por la ENEE. Esta infraestructura representa un punto de inflexión para la generación pública con energías limpias y almacenamiento integrado. “Inauguramos la primera megaplanta solar de la ENEE”, señaló Tejada Carbajal.

Además, el gobierno presentó en la Ciudad de México la licitación de 1.500 MW, la más ambiciosa jamás planteada en el país. Fue dirigida a inversionistas de la Unión Europea y de México, en una apuesta por ampliar la capacidad instalada con fuentes renovables bajo estándares internacionales. “Expusimos en la Ciudad de México la licitación de 1.500 MW; la más grande y moderna planteada jamás en Honduras”, afirmó el secretario.

Este proceso se vio respaldado por una línea de crédito de 300 millones de dólares, como soporte financiero directo para el desarrollo de la licitación, gestionada en el marco del reciente acuerdo técnico alcanzado con el Fondo Monetario Internacional (FMI).

En este acuerdo se incluyeron compromisos como la publicación por primera vez de estados financieros auditados de la ENEE, el cumplimiento de metas de pago a generadores, la reducción de la deuda flotante, y la adopción de estándares internacionales de contabilidad. “Extraordinarios avances sin duda en la ENEE”, expresó Tejada Carbajal.

A esto se sumó la expansión de la infraestructura operativa, con la inauguración de dos nuevas subestaciones y una nueva línea de transmisión en San Pedro Sula, mejorando la cobertura y estabilidad del sistema eléctrico nacional.

El funcionario también defendió los logros de su gestión frente a las críticas. Apuntó contra organizaciones como la ASJ y la AHER, a quienes acusó de representar intereses concentrados. “Organizaciones en poder de las 10/25 (10 familias y 25 grupos económicos) salieron con la misma cantaleta de siempre y con datos falsos sobre el desempeño de la ENEE”, denunció.

Tejada Carbajal subrayó que su administración logró contener la deuda, que se había multiplicado por diez durante el período anterior. “Después de 16 años, finalmente esta administración reducirá cerca de 4 puntos, con retorno de 2.200 millones de lempiras después de expulsar a la pesadilla EEH”, enfatizó.

Y añadió: “Destruyeron la ENEE y la dejaron endeudada con las pérdidas en el cielo; hemos hecho milagros para sacar a la empresa pública del fango”. También afirmó que, durante su gestión, “nadie le ha pagado más y mejor a los generadores que nosotros”.

Sobre los cuestionamientos recibidos, cerró con contundencia: “Cuando sus ataques tengan rigor científico, debatiremos, de lo contrario, como escribió Benedetti: no merecen ni la condena”.

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Faltan pocos días para la realización de la quinta edición de Future Energy Summit Colombia, el encuentro más importante del sector energético en Hispanoamérica, que tendrá lugar el 21 y 22 de octubre en el Hotel Hilton de Bogotá y reunirá a los principales players del ecosistema energético para analizar, proyectar e impulsar la transición energética de Colombia y la región Andina.

Colombia atraviesa una fase de transformación acelerada. En junio de 2025, alcanzó los 2030 MW de capacidad solar fotovoltaica instalada, lo que representa un crecimiento del 59 % respecto al año anterior. 

Sin embargo, solo 1299 MW cuentan con reconocimiento en la Capacidad Efectiva Neta (CEN), lo que refleja los desafíos técnicos que persisten en el sistema. 

A su vez, el Ministerio de Minas y Energía proyecta la entrada en operación de 697 MW adicionales este año, con 22 nuevos proyectos y una inversión superior a 500 millones de dólares. En este contexto, FES Colombia 2025 se presenta como una plataforma estratégica para destrabar cuellos de botella y consolidar avances.

Durante dos jornadas, el evento abordará los principales temas que definen el futuro energético del país: energía solar, almacenamiento, regulación, inversión, eólica y cooperación regional.

La discusión sobre desarrollo solar se iniciará con el panel “Siguientes pasos en el desarrollo de la energía solar fotovoltaica en Colombia: Visión de líderes”, con Héctor Nuñez (Sungrow) e Ignacio Mesalles (JA Solar). 

Le seguirá el panel “Visión de CEOs sobre el futuro energético de Colombia”, con Francesco Bertoli (Enel Colombia) y María Fernanda Suárez (Banco Popular), donde se debatirá sobre sostenibilidad, competitividad y riesgos estructurales del sistema.

El avance de las soluciones tecnológicas será el eje del panel “Energía solar: soluciones tecnológicas y apuestas de negocio”, con Lina Beltrán (Atlas Renewable Energy), Luciano Silva (Trina Storage), un representante de Canadian Solar y Nelson Benavides (Nexans). Además, Luis Castillo (Solax Power) presentará una keynote sobre integración de sistemas fotovoltaicos y almacenamiento.

La visión de los actores financieros y tecnológicos será central en el panel “Energía renovable en la apuesta por la seguridad energética”, con Juan Esteban Hernández (EDF Power Solutions), Freddy Mendoza Berdella (Risen), Eva Ma (ZNShine Solar) y Gracia Candau (Atlántica Sustainable Infrastructure).

El almacenamiento tendrá una mesa propia: “¿Estamos listos para el siguiente paso?”, con la participación de Manuel Bervejillo (Ventus), Marco Ricci (Solis), Santiago Parra (Erco Energía), Ricardo Garro (CATL) y Mauricio Ocampo (Terpel Sunex).

La mirada regional se ampliará en la conversación “Energía Eólica Onshore & Offshore”, con un representante de Nordex Group y Diana Barbosa (Lilan Energy). También se sumará la keynote de DIPREM, a cargo de Ximena Castro Leal.

El cierre del día uno estará marcado por el panel sobre generación distribuida y almacenamiento, con Jesús Rojas (Greenyellow), Hernando Restrepo (Sungrow) y Andrés Iriarte (Trina Solar), y por el análisis de prioridades regulatorias, con Natalia Gutiérrez (ACOLGEN), Antonio Jiménez Rivera (CREG), Amylkar Acosta, Ángela Patricia Álvarez Gutiérrez (FENOGE) y Nicolás Rincón Munar (DNP).

Cooperación regional y estrategias de inversión

El segundo día abrirá con la conversación “Planes gubernamentales y metas de descarbonización”, a cargo de Juan Fernando Castro Martínez, Viceministro de Energía de Guatemala. Seguirá la keynote de Antai Solar, presentada por Raúl Canseco.

En el panel sobre transición energética en la región Andina, participarán Camilo Bejarano (JA Solar), un representante de Alurack, Sixto Fernández (Vatia) y Cristian Díaz (CTG Latam). Las estrategias de financiación serán abordadas por Enrique Cadena (FDN), Susana Gutiérrez (KAI Energy Capital), Yuichiro Benito Inoue (IFC) y Miguel Hernández (ACOSOL).

El cierre será con la conversación “Sinergias entre países vecinos”, liderada por Juan Pablo Crane (Greenwood Energy), que pondrá en foco la necesidad de marcos regionales coordinados y desarrollo de infraestructura compartida.

Empresas protagonistas y networking de alto nivel

FES Colombia 2025 contará con la participación de las principales compañías del sector, entre ellas Sungrow, JA Solar, Trina Solar, Solis, DIPREM, Nexans, Risen, Canadian Solar, ZNShine Solar, GCL, Great Power, Nordex, Alurack, Chint, Ventus, Solax Power, BLC Power Generation, CATL, Enermant, Afry, Antai Solar, Erco Energía y KAI Energy Capital.

Además de su agenda de contenidos, el evento se distingue por sus espacios de networking, donde cientos de representantes de empresas exploran oportunidades de negocio, cierran acuerdos y desarrollan alianzas que impulsan la transición energética en la región.

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Durante su participación en FES Perú, Luis González Castillo, General Manager para Latinoamérica en Solax Power, presentó el nuevo portafolio de soluciones tecnológicas que la empresa está desplegando en la región, con el objetivo de acelerar la transición energética a través del almacenamiento a gran escala. “La transición tecnológica es la base de la transición energética”, enfatizó el ejecutivo, quien lidera las operaciones desde la oficina regional en Colombia.

Solax Power, de origen chino, comenzó su expansión en América Latina hace cinco años, con operaciones en Brasil, México y, más recientemente, Colombia. “Empezamos por Brasil hace 4 o 5 años, luego en México y nuestra última oficina es la de Colombia”, recordó Castillo.

Actualmente, el fabricante es reconocido por su presencia en el mercado europeo y su estrategia se orienta al desarrollo de soluciones tanto para pequeños como para grandes proyectos. “Hacemos equipos desde los más pequeñitos, un microinversor, hasta los sistemas de almacenamiento a gran escala”, explicó.

Uno de los anuncios principales del keynote fue la incorporación del inversor Grand, con potencias de 300, 330, 333 y 350 kW, diseñado especialmente para atender las exigencias normativas en mercados como el colombiano. “El equipo de 333 es el que se ajusta y potencializa la granja de 1 MW”, detalló, aludiendo a los límites regulatorios que exigen no superar los 999 kW. Estas unidades permiten inyectar energía al sistema interconectado nacional o al circuito interno de una industria para autoconsumo.

Para escalar aún más los proyectos, la compañía también incorpora cabinas de transformación que permiten alcanzar potencias desde 3 hasta 8.9 MW. “Es el estándar que la industria nos está poniendo el día de hoy”, señaló. Esta tecnología es aplicable a desarrollos de hasta 20 MW o más, según los requerimientos de cada mercado.

El ejecutivo fue enfático en subrayar que la transición energética no puede avanzar sin respaldo técnico. “Avanzar en regulación tiene que estar acompasado con una disponibilidad tecnológica”, remarcó, y destacó que esta disponibilidad debe darse en módulos, inversores y almacenamiento. Según su visión, sin tecnología concreta no hay forma de que los decretos, incentivos o marcos normativos tengan impacto real.

En este contexto, Castillo presentó una de las innovaciones más esperadas: el sistema tipo tren, diseñado para cubrir potencias intermedias entre 250 y 500 kW, con una capacidad de almacenamiento de hasta 1 MWh. “Estamos viendo que los sistemas de almacenamiento necesitan también una granularidad”, expresó. Estas soluciones ya están en operación en mercados como República Dominicana, donde el marco regulatorio está más desarrollado.

Para proyectos mayores, la compañía ofrece configuraciones de 2.5 a 5 MWh de almacenamiento. “¿Qué tan grande puede ser el proyecto? Dependiendo la necesidad de cada desarrollador o de cada compañía”, planteó Castillo, al explicar que la tecnología que ofrece Solax Power está diseñada para adaptarse a las necesidades reales del mercado.

En su cierre, el ejecutivo dejó un mensaje claro: “Estamos llamados a innovar, estamos llamados a ser más eficientes”.

Y concluyó: “Tienen un equipo lo suficientemente sólido para estar desde el génesis del proyecto, desde el momento cero hasta el comisionamiento”. Con una visión pragmática, pero ambiciosa, el fabricante busca posicionarse como un aliado estratégico en el crecimiento de la infraestructura energética renovable en América Latina.

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La República Dominicana y Puerto Rico están reactivando un proyecto de interconexión eléctrica que podría convertirse en una infraestructura clave para la transformación energética del Caribe. La idea, que lleva más de tres décadas en discusión, ha cobrado impulso por el desarrollo tecnológico, la madurez de ambos mercados y la necesidad compartida de mejorar la resiliencia de las redes eléctricas.

En exclusiva con Energía Estratégica, el superintendente de Electricidad de República Dominicana, Andrés Astacio, reveló que el proyecto contempla una capacidad estimada de 700 MW. Esta cifra representa entre el 8 y el 10% de la demanda combinada de ambos sistemas eléctricos. El cable submarino, cuyo trazado aún está en evaluación ambiental, tendría una extensión de aproximadamente 112 kilómetros.

“Ya las economías de República Dominicana y Puerto Rico son economías de tamaños similares”, manifiesta Astacio, al destacar que hoy existen las condiciones técnicas y económicas necesarias para avanzar.

El funcionario considera que esta infraestructura podría ser el primer paso hacia una red de interconexiones más amplia entre islas del Caribe. En esa línea, remarcó que “Latinoamérica es la región con mayor cantidad de fuentes renovables en todo el planeta, pero el Caribe, de toda esta región, es aquel pedacito que no tiene”.

Este tipo de interconexión requiere también marcos regulatorios sólidos y mecanismos jurídicos claros entre Estados soberanos. Durante su intervención en el III Foro de Reguladores, Astacio sostuvo que “todo comienza y todo termina con la regulación”, destacando que no se trata únicamente de infraestructura o financiamiento, sino de normas que garanticen el equilibrio entre integración y soberanía.

“Ningún Estado va a estar dispuesto a ceder su capacidad de gestionar su soberanía energética”, afirmó.

En exclusiva, el superintendente confirmó a Energía Estratégica que la iniciativa aún no figura en el Plan Energético Nacional de República Dominicana a 2036. Sin embargo, anticipó que, de concretarse avances significativos, “es bastante probable que en 2031 ya se tenga que hacer un ajuste cuando este proyecto avance”.

Además, vaticinó que el avance de tecnologías de almacenamiento a gran escala será determinante para hacer viable esta integración regional, en particular frente a la variabilidad de la oferta renovable.

Semana de la Energía y visión regional

Durante la X Semana de la Energía celebrada en Santiago de Chile, Astacio subrayó el valor del encuentro como espacio de reflexión y cooperación regional: «El evento es un buen momento para que todos los países de la región nos sentemos, reflexionemos, compartamos experiencias”.

“Toda la industria energética no son infraestructuras, no son regulaciones. Es cómo nosotros ponemos todo esto en favor de la mejoría de la calidad de vida”, añadió.

Respecto al pacto de descarbonización que firmarán los países de Centroamérica y el Caribe, Astacio considera que más allá de los anuncios, lo importante es el consenso técnico y político que ya se está consolidando.

“Todos estamos muy alineados en lo que entendemos que es lo mejor para nuestro pueblo. Estamos poniendo aparte cualquier diferencia ideológica y le estamos dando prioridad al futuro que estamos construyendo”, expresó.

En cuanto al presente energético dominicano, Astacio explicó que la licitación en curso apunta a acelerar la transición definida por el gobierno. “Responde a la política energética marcada por el gobierno central, que es transicionar aprovechando los recursos disponibles”, detalla. Una de las prioridades es impulsar el almacenamiento eléctrico para equilibrar la alta generación solar diurna con la demanda nocturna.

“Estamos tratando de darle impulso a la penetración de almacenamiento de electricidad de forma tal que podamos darle más resiliencia a nuestras redes eléctricas. Y desde la administración pública garantizamos la transparencia y la pluralidad de ofertas en todos nuestros procesos”, subrayó.

La interconexión con Puerto Rico, con una capacidad estimada de 700 MW, asoma como un componente estratégico para el futuro energético dominicano y regional. Con impacto en seguridad, estabilidad, eficiencia y sostenibilidad, el proyecto podría sentar las bases de una red eléctrica integrada para el Caribe. “Este proyecto va a ser disruptivo para nuestros países y probablemente para toda nuestra región”, concluye Astacio.

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Sungrow, proveedor líder mundial en soluciones fotovoltaicas y sistemas de almacenamiento de energía (BESS), refuerza su posicionamiento global a través de su participación destacada en el PVBook, el catálogo internacional estratégico y gratuito desarrollado por Energía Estratégica. 

Con más de 515 GW de inversores fotovoltaicos instalados a nivel mundial y 75 GWh de capacidad anual en sistemas de almacenamiento, la firma sigue avanzando con soluciones que combinan innovación, eficiencia y confiabilidad técnica en condiciones operativas exigentes.

Uno de los productos centrales en su propuesta es el inversor SG350HX, una solución string multi MPPT para sistemas de 1500 Vdc, que ofrece hasta 16 MPPTs con una eficiencia máxima del 99%. 

Diseñado para adaptarse a módulos de más de 500 Wp gracias a su capacidad de 20 A por string, este inversor incorpora intercambio de datos con trackers, comunicación PLC, escaneo de curva IV y operación con redes eléctricas débiles bajo el estándar SCR21.15. 

Además, posee monitoreo AC/DC en tiempo real y un interruptor DC que actúa automáticamente en caso de falla, garantizando una operación segura y estable.

Junto al inversor, Sungrow pone en valor sus sistemas BESS ST5015UX-2H y ST5015UX-4H, parte de la nueva generación PowerTitan 2.0. Estas soluciones están refrigeradas por líquido y cuentan con un sistema inteligente de gestión térmica que optimiza el consumo auxiliar y la vida útil de la batería. 

El diseño, completamente pre-ensamblado y con un enfoque modular, facilita la instalación y puesta en marcha, al mismo tiempo que reduce el espacio físico requerido y permite operaciones seguras gracias a su arquitectura interna que separa el armario de baterías del de potencia.

Complementando su oferta tecnológica, Sungrow lanzó su producto más reciente: el sistema PowerTitan 2.0, una solución que redefine la eficiencia operativa en almacenamiento. Esta integración de inversores y baterías en un contenedor de 20 pies con capacidad de 5 MWh permite una implementación más rápida, segura y compacta, reduciendo hasta en un 33% el espacio requerido para instalaciones de 100 MWh. 

Con una eficiencia superior al 90% en el punto medio de la estación de media tensión, este sistema representa una evolución clave para proyectos que demandan escalabilidad y rendimiento sostenido.

Presencia estratégica en América Latina

La compañía extiende esta propuesta a diversos mercados de la región, de tal manera que en Perú, participa en la Central Solar Fotovoltaica San Joaquín, de 104,3 MWac, utilizando inversores SG1100UD, y en la primera planta solar flotante del país, desarrollada en Ica junto a Migiva Group. 

Mientras que en Colombia, alcanza los 1500 MW acumulados, con 500 MW en desarrollo activo, sustentados por tecnologías híbridas y contratos de mantenimiento a largo plazo (LTSA). 

En tanto que en República Dominicana, ya suma 600 MW en soluciones con almacenamiento y proyecta 300 MW adicionales, y en Honduras lidera el desarrollo de un sistema de 440 MWh en baterías, considerado un hito estratégico para la región.

Estas experiencias refuerzan el posicionamiento de Sungrow como socio tecnológico integral, capaz de responder a las demandas de proyectos solares y BESS de gran escala, adaptándose a los requerimientos técnicos y normativos de cada país, y aportando soluciones modulares y eficientes que simplifican la ingeniería y aceleran el tiempo de puesta en marcha.

Caso de éxito en Chile: el BESS del Desierto

El 24 de abril de 2025 se inauguró el proyecto BESS del Desierto, desarrollado por Atlas Renewable Energy, que se posiciona como el sistema de almacenamiento independiente más grande de Latinoamérica. 

Con una capacidad instalada de 200 MW y 800 MWh, esta instalación ubicada en María Elena, en pleno desierto de Calama, permitirá entregar más de 280 GWh anuales de energía limpia al sistema eléctrico nacional de Chile.

El proyecto está compuesto por más de 300 unidades del sistema PowerTitan 1.0 de Sungrow, una solución de alta densidad energética, refrigeración líquida y diseño modular que garantiza eficiencia en uno de los entornos más extremos del planeta: el desierto de Atacama.

Además de su contribución a la red eléctrica, este proyecto provee energía a 27 terminales de carga para autobuses eléctricos, mediante un contrato de 15 años con EMOAC (filial de Copec), beneficiando a más de 2.500 vehículos eléctricos y consolidando la infraestructura de movilidad limpia en el país.

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Los días 21 y 22 de octubre, la ciudad de Bogotá recibirá a más de 500 ejecutivos, inversores, referentes empresariales y autoridades regulatorias en una nueva edición de Future Energy Summit (FES Colombia). 

En esta quinta edición, el evento más relevante del sector energético en Hispanoamérica se proyecta como una plataforma clave para el fortalecimiento del ecosistema renovable en Colombia y la región andina, en un momento decisivo para el desarrollo de tecnologías limpias y la planificación energética de largo plazo.

La convocatoria se encuentra respaldada por una destacada participación de empresas líderes del sector, que actuarán como partners estratégicos, reflejando el compromiso del sector privado con el despliegue de soluciones innovadoras y con la consolidación de una agenda común para la transición energética. 

Entre las compañías confirmadas se encuentran Sungrow, JA Solar, Trina Solar, Solis, DIPREM, Nexans, Risen, Canadian Solar, ZNShine Solar, GCL, Great Power, Nordex, Alurack, Chint, Ventus, Solax Power, BLC Power Generation, CATL, Enermant, AFRY, Antai Solar y Erco Energía, cubriendo toda la cadena de valor desde generación hasta integración tecnológica y almacenamiento.

El evento se celebra en un contexto de transformación acelerada para el mercado colombiano. Según datos oficiales, el país alcanzó en junio de 2025 una capacidad solar fotovoltaica instalada de 2030 MW, lo que representa un incremento del 59 % en relación con el año anterior. 

No obstante, sólo 1299 MW cuentan con reconocimiento en la Capacidad Efectiva Neta (CEN), debido a las exigencias técnicas del sistema. 

Con este panorama, el Ministerio de Minas y Energía proyecta para este año la incorporación de 697 MW adicionales, distribuidos en 22 nuevos proyectos renovables, con una inversión estimada superior a los 500 millones de dólares. 

Estos datos no sólo reflejan el dinamismo del sector, sino también la necesidad de acelerar soluciones en almacenamiento, regulación y planificación de redes.

En este sentido, la participación de empresas especializadas adquiere un rol estratégico. Risen Energy, a través de su unidad especializada en almacenamiento de energía Risen Storage, presentará avances en sistemas de baterías de alta densidad y larga vida útil, pensados para estabilizar la red, optimizar el consumo y mejorar la integración entre generación y almacenamiento, reforzando el compromiso de Risen Energy con la transición energética global y la eficiencia del sector solar.

Dentro de su portafolio, el sistema iCon destaca por su diseño modular, capacidades de monitoreo inteligente y refrigeración líquida, con potencias de 100 kW/215 kWh y 125 kW/261 kWh, ofreciendo una solución robusta para plantas a gran escala. Estas tecnologías apuntan directamente a los desafíos actuales de Colombia y otros países de la región.

Por su parte, BLC Power Generation se posiciona como un actor clave en la implementación de proyectos híbridos, integrando renovables, almacenamiento y microredes para lograr mayor flexibilidad y eficiencia operativa. 

La empresa ya ha implementado soluciones de monitoreo, control y automatización, tanto en plantas renovables como en entornos industriales. Y su enfoque modular y adaptable permite responder con agilidad a los marcos regulatorios locales, acelerando la puesta en marcha de proyectos y reduciendo el OPEX mediante herramientas de analítica avanzada.

A lo largo de dos jornadas, FES Colombia desarrollará paneles de alto nivel centrados en temas como los pasos en el desarrollo de la energía solar fotovoltaica, la visión estratégica de CEOs sobre el futuro energético colombiano, el rol de los inversores y líderes tecnológicos, y el escalamiento del almacenamiento energético vinculado a renovables. 

También se abordará el panorama de inversiones en energía eólica onshore y offshore, así como los desafíos en materia regulatoria y política pública, junto con las metas de descarbonización e incentivos en LATAM.

Con una agenda técnica y multisectorial, FES Colombia se consolida como el punto de encuentro más relevante para las decisiones estratégicas del sector energético latinoamericano. A través de sus espacios de debate y networking, el evento reúne a las empresas más influyentes, junto con tomadores de decisión públicos y privados, para fomentar acuerdos y colaboraciones que permitan acelerar la transición energética en toda la región andina.

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La Secretaría de Energía de Argentina adjudicó más proyectos BESS en la licitación de baterías AlmaGBA, la primera convocatoria pública e internacional enfocada en sistemas de almacenamiento stand-alone en el país.

Los proyectos designados son BESS Chingolo Sull (24 MW) y BESS Brown (22 MW), de las firmas Sullair y Rowing, respectivamente; ambos en las redes del AMBA de Edesur y a un precio de USD 12591 MWmes.

¿A qué se debe esta decisión? Tras haber adjudicado a 10 sistemas BESS por 667 MW en primera instancia a finales de agosto, el gobierno invitó a otros proyectos a mejorar sus ofertas económicas (en los términos del Artículo 19.4 del Pliego de Bases y Condiciones). 

Sullair y Rowing aceptaron dicha propuesta para las centrales mencionadas, reduciendo los precios de BESS Chingolo Sull por USD 1309 MWmes (originalmente ofertó USD 13900 MWmes) y BESS Brown por USD 1609 MWmes (previamente era de USD 14200 MWmes).

Aunque cabe aclarar que hubo otras tres ofertas que declinaron la iniciativa del gobierno, incluyendo un proyecto de Rowing (BESS Perito Moreno – 18 MW), Genneia (BESS Bancalari – 30 MW) y MSU Green Energy (BESS Almirante Brown – 128 MW). 

Tras esta nueva asignación, la potencia total adjudicada en la licitación AlmaGBA de Argentina se eleva de 667 MW a 713 MW, ampliando en 213 MW el objetivo inicial (la convocatoria apuntaba a 500 MW). 

Además, la capacidad a instalar en las redes de Edesur aumenta de 167 MW a 213 MW, repartidos en cinco centrales; mientras que por el lado de Edenor se mantiene en 500 MW a lo largo de siete sistemas de baterías. 

Por otro lado, la Secretaría de Energía de la Nación modificó el reintegro del esquema de pagos, estipulado en el Artículo 22.7 del PBC, en función de la siguiente progresión de acuerdo a la fecha de habilitación comercial (COD):

• Hasta el 31 de agosto de 2026; 100%
• Hasta el 31 de agosto de 2027; 75%
• Hasta el 31 de diciembre de 2028; 50%

También el gobierno creó el Registro Nacional de Proyectos de Almacenamiento de Energía Eléctrica (RENPALMA), donde deberán inscribirse todos los sistemas BESS conectados al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). 

La Subsecretaría de Energía Eléctrica, a través de la Dirección Nacional de Generación Eléctrica, será la responsable de gestionar el RENPALMA. En tanto que los titulares de los proyectos inscriptos en el RENPALMA deberán mantener actualizada toda aquella información consignada o cualquier modificación, comunicando a la Dirección Nacional de Generación Eléctrica. 

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AES Argentina consolida su estrategia de crecimiento centrada en nuevos proyectos de generación renovable no convencional  (ERNC) con un pipeline en desarrollo que suma 800 MW de capacidad y que se divide en diferentes puntos del país. 

“El pipeline está repartido en 500 MW eólicos y 300 MW solares. Los desarrollos eólicos están ubicados principalmente en la provincia de Buenos Aires y los solares en el noreste del país, porque son aquellos lugares donde queda capacidad de transmisión disponible”, explicó Agustina Jefremov, gerenta de Asuntos Corporativos y Regulatorios de AES Argentina.

“El pipeline tiene proyectos en distintas etapas de desarrollo, subdividido en early, mid y late, según la cercanía de cada uno a su fase constructiva”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.

¿De qué depende su avance? Más allá de muchas instancias internas en AES, hay cuestiones externas que se refieren a estabilidad macroeconómica, cuestiones regulatorias, disponibilidad de la red para inyectar la energía a generar y tipos de contratos que se puedan firmar. 

Además, el financiamiento es un punto clave. “Toda esa es la rueda que tiene que girar para poder ir desarrollando”, señala, en referencia a las condiciones necesarias para dar viabilidad financiera a los emprendimientos.

“Además, el desarrollo lleva entre dos y tres años, dependiendo del tipo de tecnología y de la provincia en la que se trabaje. Esto incluye permisología, estudios eléctricos e ingeniería de detalle, entre otros aspectos”, complementó Jefremov. 

En paralelo a la gestión del pipeline, AES Argentina avanza en la ampliación de su parque eólico Vientos Bonaerenses, ubicado en Tornquist, con lo que duplicará su capacidad instalada actual, pasando de 100 MW a 200 MW. 

El nuevo desarrollo se sitúa en el límite entre Tornquist y Bahía Blanca, y forma parte de su estrategia para aumentar la potencia renovable operativa. Y la construcción generará cerca de 400 empleos directos durante los 18 meses de obra.

Según detalló la gerenta de Asuntos Corporativos y Regulatorios, la obra comenzará en octubre con la etapa civil, y el montaje de aerogeneradores se realizará a inicios del próximo año, con miras a su entrada en operación comercial a fines del 2026 o inicios del 2027. 

Las turbinas serán provistas por Vestas, que instalará 16 unidades del modelo V162-6.4 MW, con una altura de buje de 125 metros. Y el contrato incluye no solo la provisión e instalación, sino también la operación y mantenimiento durante 10 años, bajo un acuerdo AOM 5000, que garantiza altos estándares de disponibilidad, seguridad y rendimiento operativo.

“Una vez esté operativa la ampliación del parque eólico Vientos Bonaerenses, tendremos 300 MW de capacidad eólica instalada (200 MW ya en funcionamiento), sumado a que tenemos 1,2 GW de centrales hidroeléctricas”, indicó Jefremov. 

BESS y transmisión: visión estratégica en evaluación

En cuanto a almacenamiento, la empresa aún no tiene planes definidos, pero sí mira con atención a dicha tecnología y posibilidades de inversión que puedan surgir en el futuro, de manera que analiza la incorporación de sistemas BESS asociados a proyectos de generación. 

Por el momento, el foco de crecimiento de AES Argentina está en la generación, aunque la opción de sumar baterías a alguno de los desarrollos del pipeline sigue en evaluación: “Por ahora lo seguimos estudiando, pero no hay nada decidido respecto a baterías”, puntualizó la especialista.

Mientras que por el lado de la infraestructura eléctrica, elemento clave para la expansión de las renovables en el país, Jefremov comentó que la compañía no tiene previsto ingresar directamente al negocio de la transmisión, aunque monitorean de cerca la evolución del sector para detectar oportunidades. 

Además del crecimiento en renovables no convencionales, la ejecutiva subraya que AES también mantendrá presencia en el segmento hidroeléctrico: “El foco es continuar con los renovables. Incluso están los vencimientos de las concesiones hidroeléctricas de este año también, y participaremos en la licitación hidroeléctrica de Alicurá”.

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Durante el Future Energy Summit (FES) Perú, más de 400 líderes del sector energético —incluyendo referentes empresariales, autoridades gubernamentales y organismos multilaterales— debatieron estrategias para consolidar un nuevo mapa de inversiones renovables en el país.

En ese marco, Christopher Atassi, CEO de Solar Steel, trazó una hoja de ruta clara: integración tecnológica, colaboración en la cadena de valor y visión a largo plazo como herramientas para reducir costos y aumentar la competitividad del sector solar.

“No se consigue si no es con colaboración, comunicación y una idea clara de que tenemos que ser un sector tremendamente competitivo”, manifestó el CEO, al referirse al descenso global en los costos del EPC, que hace veinte años superaba los 7 dólares por vatio pico y hoy se sitúa por debajo del dólar.

Solar Steel tiene presencia en Perú desde 2012, cuando suministró los dos primeros proyectos con tracker en el país. “Es un país que conocemos realmente bien. Conocemos los desafíos y la problemática principal que puede haber en los proyectos”, resaltó Atassi. Desde entonces, la empresa ha desplegado en el país una multiplataforma de productos que incluye tanto estructuras fijas como trackers, con configuraciones de uno o dos paneles en vertical.

“Lo que más nos gusta es que hemos tenido una recurrencia continua en el país, trabajando con nuestros clientes más cercanos que han vuelto a depositar su confianza de forma constante y repetida. Creo que ese es nuestro mejor aval”, subrayó el CEO, reforzando el posicionamiento de la empresa como un actor confiable y consolidado en el mercado solar peruano.

Actualmente, Solar Steel proyecta superar el gigavatio (1 GW) de suministro acumulado en Perú hacia fines de 2025, con más de 20 proyectos entregados y ejecutados. Esta proyección se apoya en una estrategia centrada en reducir los plazos de implementación, minimizar costos operativos e integrar soluciones de manera efectiva con el resto de la cadena de valor.

“Cuando los componentes de una instalación fotovoltaica sean más integrables y menos aislados, vamos a un mejor escenario de competitividad de costes y planificación”, afirmó Atassi. Según su visión, una coordinación más estrecha entre desarrolladores, fabricantes, integradores y EPC permite evitar problemas por malos entendidos o errores de diseño preliminar, reduciendo riesgos y acelerando tiempos.

Pero el CEO también puso el foco en una de las mayores oportunidades estructurales para Perú: la necesidad de una planificación energética estratégica. Aseguró que la regulación es uno de los principales drivers para atraer inversión extranjera, ya que “el dinero es miedoso” y la inseguridad jurídica puede frenar el despliegue renovable.

“Tiene que haber una política energética clara del país. La matriz energética tiene que ser algo estratégico a largo plazo, que compense el crecimiento de la oferta con la demanda”, sostuvo, y advirtió que el desacoplamiento entre ambos elementos es uno de los factores que genera el llamado curtailment, una preocupación transversal en la región.

Además, en el contexto actual, Perú cuenta con una ventaja clave frente a otros países que desarrollaron renovables en etapas previas: el almacenamiento ya es una tecnología madura y competitiva. Para Atassi, esto puede ser un elemento determinante para el éxito de la transición energética local.

“Hacerlo en este momento, donde tenemos un arma tecnológica que permite evitar muchos de los problemas del pasado, no es fácil. Pero claramente es una oportunidad que no han tenido muchos otros países”, explicó, señalando que gestionar una red con una matriz importante de energías intermitentes ahora es más viable gracias al avance de las baterías.

El CEO también llamó a mirar experiencias internacionales y aprender de los errores y aciertos en otros mercados, para no repetirlos. Sostuvo que Perú está ante una “posibilidad histórica” gracias a su recurso solar privilegiado y al momento incipiente que vive el sector renovable.

En resumen, la visión de Solar Steel se construye desde la experiencia acumulada, pero con un enfoque claramente tecnológico, integrado y competitivo. La compañía no solo apuesta por suministrar más megavatios, sino por hacerlo con una propuesta de valor completa, adaptada al contexto actual y con la mirada puesta en un futuro energético sostenible para el país andino.

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La compañía española Negratín Global Services proyecta que Colombia seguirá siendo uno de los principales mercados de crecimiento en Latinoamérica, con una demanda centrada en nueva capacidad de generación. 

Su director general, David Torrego Fernández, destacó que el país ofrece oportunidades significativas para la expansión de proyectos de gran escala, donde la necesidad de nueva potencia convierte a Colombia en un destino estratégico para inversiones en energía solar.

“Estamos cerrando proyectos cercanos a los 200 MW y vemos este mercado como uno de los más dinámicos de la región”, aseguró en diálogo con Energía Estratégica, y aclaró que el desarrollo solar será protagonista y habrá menos hibridación, ya que «la prioridad del sistema es aumentar la generación eléctrica”.

Más allá del mercado colombiano, la compañía identifica un escenario favorable en otros países de la región. En Chile acumula 960 MW construidos, en México suma 683 MW, mientras que en Perú, Panamá, Bolivia y Honduras desarrolla proyectos que fortalecen su presencia en más de 10 países y con más de 4,5 GW renovables ejecutados a nivel global.

Sin embargo, uno de los principales desafíos en Latinoamérica radica en la escasez de mano de obra cualificada y subcontratistas especializados, lo que encarece los costes y retrasa los plazos de ejecución. Para afrontar este reto, Negratín establece alianzas locales con empresas subcontratistas y proveedores locales que acompañan su pipeline internacional y le permiten mantener eficiencia y competitividad en los proyectos.

El modelo de EPC integrado in-house —que abarca ingeniería propia, construcción, infraestructuras de evacuación y O&M— junto con la digitalización mediante gemelo digital otorgan a la compañía una ventaja competitiva en el mercado latinoamericano, optimizando costes y garantizando la trazabilidad y seguridad en la operación.

En cuanto a los avances concretos, Negratín ya suma 675 MW construidos en Colombia, con proyectos recientes como los 187 MWp en Atlántico para Enel Colombia bajo modalidad BOS y los 125 MWp también en Atlántico para Isagen, desarrollados en formato EPC + líneas de transmisión + subestación + O&M.

En 2025, además, la compañía conectó su primer proyecto propio en el país como Independent Power Producer (IPP).

El crecimiento también se ve respaldado por la incorporación de TiLT Capital Partners y SWEN Capital Partners a su accionariado con el 38% del capital. “Este salto cualitativo nos da músculo financiero para crecer como contratista general y como productor de energía”, enfatizó Torrego, lo que permitirá acelerar la construcción de plantas propias y abordar proyectos de mayor envergadura.

La compañía, que superó los 100 millones de euros de facturación en 2024, anticipa que 2025 será su mejor año histórico, con cifras de negocio más ambiciosas y una plantilla en expansión.

Con este respaldo, Negratín se prepara para jugar un papel clave en la transición energética latinoamericana, donde Colombia emerge como mercado central y países como Chile y México complementan un portafolio en rápida expansión.

La entrada Colombia concentra el 20% de la potencia solar ejecutada por Negratín que abre paso a proyectos propios se publicó primero en Energía Estratégica.

PCR, empresa argentina con más de 100 años de historia que opera en los sectores de petróleo y gas, energías renovables y cemento, y ArcelorMittal Acindar, empresa líder en Argentina en la producción de aceros, seleccionaron a Vestas, líder global en soluciones de energía eólica, presente en Argentina desde hace más de 30 años, como socio estratégico para el desarrollo del parque eólico Olavarría, el primer parque eólico aprobado bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) en Argentina. 

El parque eólico Olavarría estará ubicado en provincia de Buenos Aires y tendrá una capacidad instalada total de 186 MW – lo que equivale al abastecimiento de electricidad de 340.000 viviendas por año. El complejo eólico estará emplazado en 4500 has ubicadas a 24 kilómetros de Olavarría y que se conectará con la estación transformadora de esa localidad a través de una línea de alta tensión que también construirá la empresa

Para su desarrollo, Vestas se encargará de la provisión e instalación de 29 aerogeneradores modelo EnVentus V162 6.4MW, con una altura de buje de 125 metros. Este modelo se destaca por tener el mayor tamaño de rotor en el portafolio de Vestas, con un área de barrido de más de 20.000 m², lo que permite una producción energética líder en la industria y un alto factor de capacidad, incluso en sitios con vientos bajos a medios.

Este nuevo proyecto renovable contribuirá con el país al reducir 300.000 toneladas de CO₂ por año, lo que equivale a la capacidad de absorción de 14 millones de árboles, promoviendo una economía más verde y competitiva. 

Además fue diseñado para maximizar la producción energética y oferecer métricas de sostenibilidad líderes en la industria:

• Huella de carbono: solo 6.2 g CO₂e/kWh
• Retorno energético: 6.5 meses
• Reciclabilidad: 84%
• Retorno energético de por vida: 37 veces

Tal como mencionó Federico Amos, CEO de ArcelorMittal Acindar, “el PE Olavarría permitirá abastecer con energía renovable más del 65% de las operaciones de Acindar en Argentina, evitando la emisión de 300.000 toneladas de CO₂ anuales, equivalente a lo que absorberían 14 millones de árboles.

Martín Federico Brandi, CEO de PCR señaló que “ese parque fortalece nuestro compromiso y protagonismo con la transición energética del país para constituir una matriz eléctrica más confiable, limpia y competitiva para las industrias, y al mismo tiempo, presenta a PCR como una solución disponible y sustentable ante la demanda de electricidad que está registrando el país a partir del crecimiento de la economía”. 

Está previsto que los componentes principales del parque eólico se encuentren instalados durante el primer trimestre de 2026, mientras que el proceso de puesta en marcha de las turbinas se llevaría a cabo en el tercer trimestre de ese mismo año.

Una vez finalizada la instalación de las turbinas, Vestas también se encargará de la operación y mantenimiento bajo un contrato AOM 5000 de alcance total por 25 años, que garantiza los más altos niveles de disponibilidad, seguridad y rendimiento operacional.

“Nos enorgullece ser, una vez más, aliados de PCR para, junto a ArcelorMittal Acindar, desarrollar proyectos clave para la descarbonización de nuestro país. Nuestro know how global, sumado al profundo conocimiento y experiencia de nuestro equipo local, y nuestro foco en la calidad y seguridad, nos permiten acompañar a nuestros clientes en sus desafíos y objetivos estratégicos”, señaló Andres Gismondi, Country Head de Vestas Argentina y vicepresidente de Negocios de Vestas para el Cono Sur y el Norte de Latinoamérica.

“Desde Vestas, vemos con mucha expectativa como el RIGI está creando las condiciones necesarias para que los proyectos se materialicen impulsando la transición energética y todo lo que esa evolución conlleva – y el parque eólico Olavarría es un ejemplo de esto”, concluyó Gismondi.

Ampliación del complejo eólico Mataco

PCR también ha confiado en Vestas para la ampliación del complejo eólico Mataco, ubicado en Tornquist, provincia de Buenos Aires. Vestas será responsable de la provisión e instalación de 5 turbinas eólicas modelo EnVentus V162-6.2 MW, con una altura de buje de 125 metros. Esta tecnología de última generación aportará una capacidad instalada eólica de 31 MW que, sumada a los 239.44 MW que ya tiene el proyecto, alcanzará los 270.4 MW. Se prevé que los principales componentes eólicos estén en sitio en el primer trimestre de 2026 y que la puesta en marcha de las turbinas (commissioning) se realice en el primer trimestre de 2027.

Vestas también se encargará de la operación y mantenimiento del PE Mataco III bajo un contrato AOM 5000 de alcance total por 25 años, que garantiza los más altos niveles de disponibilidad, seguridad y rendimiento operacional.

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La Semana Internacional de la Electrificación y la Descarbonización, que supondrá la celebración conjunta de GENERA y MATELEC, ha confirmado el dinamismo de dos sectores estratégicos en el proceso de la transición energética. Así, estas dos ferias ya cuentan con más de 800 empresas expositoras confirmadas procedentes de 26 países diferentes, en una superficie que alcanza los 34000 metros cuadrados.

La unión de estas dos convocatorias significará la celebración de la mayor plataforma comercial y de innovación del sur de Europa en energías renovables, electrificación y soluciones tecnológicas para la industria eléctrica.

En total, las ferias congregarán a más de 800 expositores directos, de los cuales el 61% son españoles y el 39% internacionales. Un reparto que refleja tanto la fortaleza del tejido empresarial nacional como el creciente interés de los mercados exteriores en participar en este escaparate de referencia para la industria energética y eléctrica.

Un programa de actividades al servicio de la transición energética

La programación de actividades refuerza el papel de ambas ferias como espacios de encuentro profesional y de debate en torno a la descarbonización, la digitalización y la electrificación. Entre los contenidos más relevantes destaca dentro del I Congreso de la Semana de la Electrificación y la Descarbonización, la participación del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE). 

En el programa también se incluirán las jornadas de APPA Renovables sobre eólica, fotovoltaica, almacenamiento, gases renovables y electrificación. A ello se suma una jornada sobre el sistema eléctrico, bajo el título “¿Qué red eléctrica necesitamos? Reflexiones de los agentes del sector”, en la que participan las principales asociaciones e instituciones sectoriales.

También tendrán lugar una jornada del vehículo eléctrico, impulsada por AEDIVE, así como la mesa de debate sobre rehabilitación eléctrica en la vivienda en la que se presentará el Informe OREVE 2025 liderado por AFME y ADIME.

Además, GENERA y MATELEC reunirán una amplia variedad de foros y encuentros sectoriales como el Foro Genera Solar de UNEF, el espacio El mundo del instalador de FENIE o el Foro CAE’S, impulsado por ANESE y A3E que se celebrarán entre los pabellones 3, 4, 6, 8 y 10 junto con el Centro de Convenciones Norte, donde se realizarán actividades con temáticas como la Cogeneración, el Hidrógeno, Energía Eólica, Flexibilidad en los mercados, entre otros.

Todas estas actividades confirman el valor de las ferias como puntos de convergencia de conocimiento, innovación y colaboración empresarial.

Galería de Innovación en GENERA y MATELEC

 La Galería de Innovación vuelve en una nueva edición, la undécima para GENERA y la primera en el caso de MATELEC, en la que se reconocerán los avances más relevantes en eficiencia energética, energías renovables e instalación eléctrica y mostrará propuestas de equipos y proyectos punteros en eficiencia energética, energías renovables e instalación eléctrica. En este espacio se podrán presentar no solo proyectos de investigación, sino también equipos tecnológicos innovadores en eficiencia energética, energías renovables e instalación eléctrica.

Las inscripciones están abiertas hasta el 15 de octubre de 2025:

 Organizadas por IFEMA MADRID, GENERA y MATELEC se consolidan como un hub estratégico para el avance de la sostenibilidad, la eficiencia energética y la electrificación. Su capacidad para atraer empresas nacionales e internacionales, así como su papel en la generación de debate y transferencia de conocimiento, sitúan a estas ferias como referentes indiscutibles para los sectores eléctrico y energético.

Descubre todas las novedades de GENERA y MATELEC en sus páginas web.

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La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) celebró la X Semana de la Energía en Santiago de Chile. El evento propuso un nuevo formato para mejorar el diálogo técnico y político en la región a lo largo de encuentros con actores estratégicos del sector productivo y resoluciones ministeriales que marcarán el rumbo técnico de la integración energética en LATAM.

Bajo ese contexto, el ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, conversó en exclusiva con Energía Estratégica y puso énfasis en el avance de los sistemas de almacenamiento BESS en el país y cómo el país se posicionó a la vanguardia en la materia. 

“La baja en costos BESS fue una ventana que Chile supo aprovechar, ya que hubo avances tecnológicos y cambios en el ensamblaje que permitieron la baja del precio”, aseguró. 

“Desde el gobierno nos pusimos el desafío en una agenda regulatoria para aprovechar esa ventana de oportunidad, y hoy día vemos que valió la pena este esfuerzo conjunto sector público y privado, por una agenda para movilizar este volumen de inversión”, agregó. 

El funcionario confirmó que el país superará los 2 GW de almacenamiento operativo para enero de 2026, cifra que representa un adelanto de cuatro años sobre la meta oficial fijada para 2030. 

Pero la expansión es aún más significativa si se contempla la cartera de proyectos en fase de construcción, ya que se proyecta que la capacidad instalada de almacenamiento en Chile podría alcanzar los 8,6 GW en 2027 y, por ende, también se anticipará la meta de 6 GW al 2050. 

“Es una meta muy importante porque tiene efecto inmediato, de alguna manera en los precios mayoristas, que afectan la actividad económica. Cada gigavatio de almacenamiento supone un billón de dólares de inversiones; es decir que son sumas muy importantes de inversión privada y con mucho impacto positivo para las regiones del país”, señaló Pardow. 

Y cabe recordar que fue el propio ministro de Energía quien reveló que la instalación de sistemas BESS redujo casi USD 100/MWh el costo marginal solar en algunas subestaciones del país, por lo que el hecho de estabilizar los ingresos en el mercado mayorista resulta un cambio en las reglas del juego para cualquiera que se dedique a desarrollar proyectos

Además, el titular de la cartera energética de Chile valoró la Semana de la Energía como un espacio clave para evaluar políticas de largo plazo, en colaboración entre el sector público y privado, organizaciones de la sociedad civil y entidades de varios países de LATAM. 

“Esta semana es una manera de tratar de separarse de lo urgente para mirar cosas importantes como la integración y nuestras políticas públicas”, expresó en conversación con este portal de noticias. 

Reajuste estratégico del Plan de Descarbonización

Durante la X Semana de la Energía, el gobierno chileno presentó la versión final del Plan de Descarbonización. El documento incluye 28 medidas estructuradas en cuatro ejes: rediseño del mercado mayorista, cambios normativos, nuevos modelos contractuales y herramientas fiscales.

Pardow aseguró que el plan refleja el espíritu de la política energética y climática del país, considerando que años atrás se asumió el compromiso de retirar todas las centrales termoeléctricas a carbón hacia 2040.

El proceso comenzó por las unidades más antiguas, pero luego el país debió cerrar centrales activas que prestaban servicios al sistema y, por tanto, ese cambio evidenció nuevos desafíos.

Pardow reconoció que el país subestimó el tamaño de la tarea. “A mitad de camino, nos dimos cuenta de que la otra mitad de la tarea era más difícil que la primera”, señaló.

Por tal motivo es que el ministro identificó tres dimensiones críticas en el proceso: el impacto en el empleo y en la economía local, la necesidad de coordinar los retiros con nuevas líneas de transmisión y la importancia de reutilizar la infraestructura ya existente.

“Como país, poníamos el mismo valor a la creación de nuevas infraestructuras que a la reutilización de la infraestructura existente, y eso no hacía sentido. Pero en vez de bajar los brazos, decidimos reimpulsar esto y nos queremos demorar menos”, afirmó el ministro.

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El aumento sostenido de la demanda eléctrica en Perú está redefiniendo el mapa energético del país y plantea un nuevo ciclo de inversiones. Según Marco Fragale, CEO de Orygen, el crecimiento proyectado, impulsado principalmente por la actividad minera e infraestructura, obligará al sector a acelerar el desarrollo de nuevas plantas, especialmente de fuente renovable.

“Lo que estamos viendo es un incremento de demanda que se viene muy fuerte. Se habla de un 3,8% de incremento hacia 2026”, manifestó el directivo y estimó que la demanda podría superar los 12 TWh adicionales entre 2025 y 2030. Sin embargo, destacó que se trata de una previsión bastante conservadora, considerando la cantidad de proyectos mineros que podrían concretarse en los próximos tres a cinco años, lo que incrementaría aún más la demanda energética del país.

En el marco del Future Energy Summit (FES) Perú, donde más de 400 líderes del sector analizaron las estrategias para consolidar un nuevo modelo de transición energética, Fragale remarcó que el país necesita desarrollar tecnología competitiva y limpia. “Todas las plantas que vemos son renovables, porque efectivamente la tecnología renovable en este momento es la más competitiva”, afirmó.

Desde Orygen —antiguamente conocida como Electrolima, Edegel y luego Enel Generación Perú— apuestan por un portafolio diverso, con acceso a las cuatro tecnologías principales: hidráulica (13 plantas), térmica, solar y eólica. “Somos el líder en renovables en el Perú”, subrayó Fragale. Esa estrategia incluye una cartera priorizada de 3 GW de nuevos proyectos renovables, divididos en solar, eólica e híbridos. “Más o menos podría ser un 50 y 50. Puede ser un poco más de eólico que solar”, detalló.

Además de la diversificación, la compañía trabaja en mantener altos niveles de eficiencia en sus plantas. La confiabilidad, aseguró, se apoya en esa diversificación tecnológica, que permite responder a los desafíos operativos y de mercado.

Sin embargo, Fragale advirtió sobre los obstáculos normativos que podrían frenar esta transformación. “Hay cosas que no se pueden llevar adelante sin tener normas claras, transparentes y bien reglamentadas”, sostuvo. Y puso el foco en la falta de agilidad en los permisos, que afecta tanto a los proyectos de generación como de transmisión o distribución. “No podemos pensar en crecer a tasas de PBI más altas si no se da una agilidad de permisos. En este momento yo personalmente estoy viendo que tenemos problemas”, alertó.

Otro punto crítico para la transición energética en Perú es el desarrollo de servicios complementarios, fundamentales para incorporar almacenamiento en gran escala. “Es difícil que se pueda desarrollar storage de manera económica y sostenible en este momento”, consideró el CEO de Orygen. Pero también reconoció avances: “Se están dando los cambios, en particular en cuanto a este mercado de servicios complementarios”.

Para Fragale, la implementación de un marco claro que permita precios de referencia competitivos para los servicios complementarios será clave. “Eso tiene que ser el mercado. Tiene que ser neutral tecnológicamente, para que la tecnología mejor pueda dar el servicio que se necesita”, explicó. En ese sentido, las baterías emergen como una solución viable. “Las tecnologías de servicios complementarios y la batería en este caso son además muy competitivas”, destacó.

La seguridad energética, en su visión, dependerá de que el sistema pueda adaptarse a una creciente penetración renovable sin perder confiabilidad. “No hay geografías en el mundo donde la penetración renovable no se haya dado con todo un reglamento que garantice confiabilidad al sistema”, señala.

A esto se suma el rol clave del cliente en la transición energética. Orygen comenzó a entregar certificados verdes a sus clientes en 2019 y la evolución ha sido contundente. “En 2019 entregamos dos certificados verdes por 100 GWh. En 2024 entregamos 35 certificados por un tera y medio. En lo que va del 2025 ya hemos distribuido 40 y esperamos cerrar el año claramente con más de 40”, ejemplificó. Para Fragale, el cliente ya está liderando la transición: “Quiere acceso a energía competitiva, confiable, pero sostenible también”.

Además, considera que en el futuro cercano, los clientes serán protagonistas en la estabilidad del sistema. “Particularmente en los servicios complementarios, el cliente va a ser fundamental en ayudar a la confiabilidad del sistema”, afirmó.

Finalmente, el CEO de Orygen aseguró que el momento para actuar es ahora. Después de años de exceso de oferta y precios bajos, el mercado renovable peruano está mostrando signos de fuerte dinamismo. “Estamos viendo mucho más desarrollo en energía renovable, claramente por un tema también de demanda futura que se viene”, afirmó. Y concluye: “Es el momento de mirar bien al desarrollo renovable de un lado, pero también de tecnologías que puedan dar la confiabilidad al sistema del otro lado”.

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La X Semana de la Energía concluyó en Santiago de Chile, consolidando su rol como el foro más influyente del sector energético en América Latina y el Caribe.

Organizada por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), el Ministerio de Energía de Chile, el BID, CAF, el Banco Mundial y GET.transform, la edición reunió a más de 2500 participantes de 49 países, con la participación de 220 panelistas y 160 organismos internacionales. Durante cuatro jornadas de trabajo, se desarrollaron 60 horas de debate sobre la agenda energética regional.

En este contexto, se celebró la Reunión Anual de Ministros y Ministras de Energía de los 27 países miembros de OLADE, donde se alcanzaron acuerdos clave para el futuro de la integración energética y se aprobaron Decisiones Ministeriales sobre cuatro ejes fundamentales: energía y trabajo, diálogo para la convergencia regulatoria regional, transición energética justa con las comunidades cercanas a proyectos, y almacenamiento de energía eléctrica.

También se acordó una meta común para alcanzar el 95% de cobertura en tecnologías de cocción limpia, respetando las rutas particulares de cada país.

En la misma reunión, se confirmó la reelección de Andrés Rebolledo Smitmans como Secretario Ejecutivo de OLADE para el período 2026-2029, y se oficializó el traspaso de la presidencia de OLADE de Belice a Barbados, manteniendo el liderazgo regional en el Caribe.

Al cierre del evento, Rebolledo comentó a Energía Estratégica la amplitud y profundidad de la convocatoria: “Fue una semana muy productiva, donde se discutió la agenda energética de América Latina y el Caribe, con temas fundamentales como la modernización de redes, el almacenamiento, la descarbonización de la demanda, el hidrógeno verde y los combustibles sintéticos”.

El titular de OLADE también remarcó que el sector renovable será protagonista en los próximos años. “La solar y la eólica serán más dinámicas que en años anteriores. (…) Sin duda, la energía renovable seguirá siendo el puntal del desarrollo energético de la región”, aseguró.

Chile lideró con almacenamiento y descarbonización

Uno de los temas más destacados durante la Semana fue el avance de los sistemas de almacenamiento BESS en Chile. En diálogo exclusivo con Energía Estratégica, el ministro de Energía, Diego Pardow, subrayó que el país supo anticiparse a la baja de precios en estos sistemas. “La baja en costos BESS fue una ventana que Chile supo aprovechar, ya que hubo avances tecnológicos y cambios en el ensamblaje que permitieron la baja del precio”, explicó.

Esa oportunidad fue acompañada por una agenda regulatoria que movilizó miles de millones de dólares en inversión privada. “Desde el gobierno nos pusimos el desafío en una agenda regulatoria para aprovechar esa ventana de oportunidad, y hoy día vemos que valió la pena este esfuerzo conjunto sector público y privado”, sostuvo el funcionario.

Pardow confirmó que el país superará los 2 GW de almacenamiento operativo para enero de 2026, anticipándose cuatro años a la meta oficial de 2030. Además, con los proyectos en construcción, se proyecta que la capacidad instalada alcance los 8,6 GW en 2027, superando ampliamente la meta de 6 GW para 2050. “Cada gigavatio de almacenamiento supone un billón de dólares de inversiones”, destacó.

Según el ministro, la instalación de sistemas BESS redujo hasta “USD 100/MWh el costo marginal solar en algunas subestaciones del país”, lo que representó un cambio estructural en el mercado.

Durante el evento también se presentó la versión final del Plan de Descarbonización de Chile, que incluye 28 medidas distribuidas en cuatro ejes: rediseño del mercado mayorista, cambios normativos, nuevos modelos contractuales y herramientas fiscales.

El gobierno identificó tres desafíos principales: el impacto económico y laboral, la coordinación con nuevas líneas de transmisión y la reutilización de infraestructura existente.

“Como país, poníamos el mismo valor a la creación de nuevas infraestructuras que a la reutilización, y eso no hacía sentido. Pero en vez de bajar los brazos, decidimos reimpulsar esto y nos queremos demorar menos”, expresó el ministro.

Por su parte, el Presidente de la Nación de Chile, Gabriel Boric, abrió la Semana con un discurso donde valoró la cooperación regional en materia energética. “La energía es al siglo XXI lo que los trenes fueron al XIX”, manifestó. El mandatario destacó que el 70% de la electricidad en Chile proviene de fuentes limpias y ratificó el objetivo de llegar al 100% en 2050.

Boric subrayó el impacto social de la transición energética, al destacar el caso del parque solar comunitario en Talagante, que permitió un ahorro de 200.000 pesos chilenos por hogar. “La transición energética tiene rostro ciudadano”, afirmó, al resaltar también el programa de eficiencia energética en escuelas rurales, que benefició a miles de estudiantes.

La diversidad de actores presentes —gobiernos, empresas, ONGs, universidades, sindicatos, jóvenes y mujeres— también fue resaltada por OLADE como uno de los activos más importantes del evento. “Creamos una red de mujeres por la energía para cerrar brechas y generar mayor cohesión social”, indicó Rebolledo.

Con el cierre de esta edición, OLADE anunció que la XI Semana de la Energía se celebrará en República Dominicana en octubre de 2026, proyectando la continuidad de este foro clave para la integración y cooperación energética regional. “La Semana de la Energía se convirtió en un verdadero laboratorio de ideas y una plataforma que proyecta el futuro energético de América Latina y el Caribe hacia un modelo más sostenible, inclusivo e integrado”, concluyó la organización.

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La tercera licitación del Plan de Expansión de Transmisión (PET-3) en Guatemala atraviesa un momento crítico. Desde la Asociación Guatemalteca de Transportistas de Electricidad (AGTE), se advierte que el proceso actual despertó un escaso interés entre los actores del sector privado: únicamente tres oferentes adquirieron las bases de licitación, lo cual representa una participación muy reducida.  

A pesar de que existe un gran interés por el desarrollo de proyectos de transmisión, los actores del sector se muestran escépticos a participar en la presente licitación. Según David Cabrera, Presidente de AGTE, los transportistas agremiados consideran que hoy predominan más los riesgos que las oportunidades percibidas, lo que explica la baja participación. El Directivo advierte que: “Si la próxima licitación PET-3 (segunda parte) o PET-4 no trae cambios estructurales que incentiven la participación de los transportistas, será la crónica de una muerte anunciada”.

La nueva fecha para la presentación de ofertas, originalmente prevista para el 2 de octubre, fue aplazada al 7 del mismo mes. AGTE ha identificado este ajuste como meramente administrativo y no representa una modificación sustancial en las condiciones de la licitación. Para los agentes transportistas, las preocupaciones van más allá de temas de forma, del total de observaciones presentadas a las Bases de Licitación por parte de los agremiados de AGTE, solo alrededor del 30% fueron parcialmente atendidas y el 70% restante no fue recogido por las autoridades.

Entre los temas que quedaron con una respuesta parcial destaca el manejo del riesgo en aspectos como las servidumbres y la fuerza mayor. “El riesgo sigue estando del lado del oferente y no hay mecanismos concretos que permitan resolverlo”, advierte Cabrera. Además, aunque se reconoce la existencia de sobrecostos en las servidumbres, estos se trasladan bajo la figura del peaje y no como canon, lo cual, a criterio de la Asociación, desincentiva la inversión al no garantizar una adecuada retribución. 

Otro de los puntos que no se tomaron en cuenta dentro de las observaciones presentadas se refiere a la poca adaptación de los contratos a las situaciones técnicas de fuerza mayor, ya que las cláusulas propuestas no permiten ajustes al contrato durante la ejecución del proyecto. El Presidente de AGTE recuerda que ningún proyecto de transmisión se desarrolla exactamente en campo como ha sido planificado en escritorio, por lo que la ausencia de flexibilidad para ajustar las condiciones de las obras a la realidad en campo puede comprometer la viabilidad de las obras. 

Tampoco se atendió la preocupación de los agentes transportistas en relación con los elevados montos exigidos para la garantía de cumplimiento, que debe presentarse mediante cartas de crédito stand by. Estas garantías deben mantenerse vigentes desde la fecha de su emisión hasta la entrada en operación comercial del proyecto de transmisión, lo que implica costos significativos de mantenimiento que recaen íntegramente sobre los oferentes.

También se cuestiona la estructura de licitación por grandes lotes completos, en lugar de permitir múltiples ofertas por proyectos individuales. Los agremiados de AGTE propusieron oportunamente que se valorara la posibilidad de ofertar por obras y no por lote de obras, con lo cual se lograría mayor competitividad pues permitiría la participación de empresas más pequeñas. 

Riesgos inmediatos y estructurales para el sistema eléctrico

Según el gremio de transportistas, la falta de ofertas o participación mínima podría tener efectos inmediatos en el sistema eléctrico. Los proyectos del Lote A, por ejemplo, son esenciales para que los proyectos adjudicados en la licitación PEG-4 (Plan de Expansión de Generación adjudicados en 2023) puedan inyectar energía al sistema. 

En cuanto a los proyectos incluidos en el Lote 2, vinculados a la electrificación rural en zonas de alta necesidad como Quiché y Alta Verapaz, su no adjudicación dejaría sin cobertura a comunidades enteras ubicadas en zonas con una importante necesidad de electrificación. 

También el departamento de Petén, así como la Costa Sur, dependen de proyectos incluidos en esta licitación; la no ejecución de estos proyectos implicaría una merma significativa en la calidad del servicio hacia el usuario final.

Según Ana Beatriz Sánchez, Directora Ejecutiva de AGTE, el temor del sector privado se sustenta en datos concretos. En los últimos cinco años, el sistema de transmisión de Guatemala creció 454 km, de los cuales el 89% fue ejecutado por transportistas privados. De cara a los próximos 18 años, el país deberá sumar 5.560 km para acompañar el crecimiento de la demanda, lo que implica triplicar el ritmo actual de expansión.

A esto se suma el retraso en la evolución de tensiones clave: mientras la red de 230 kV se ha expandido, los niveles de 400 kV y 138 kV no muestran crecimiento, restringiendo la capacidad de transportar grandes bloques de energía y la redundancia del sistema.

En subestaciones, Guatemala incorporará apenas nueve entre 2023 y 2025, muy por debajo de las más de diez por año que requiere el país para cumplir su meta al 2043. La Directora advierte que ello evidencia una brecha crítica en la infraestructura de soporte del sistema de transmisión”.

Para revertir esta tendencia, AGTE propone una batería de cambios. Se plantea que se debe promover un ambiente de cooperación entre el Estado y los oferentes que permita reducir el riesgo de servidumbres y permisología a los oferentes, incluir mecanismos de salida y modificación de alcance en los contratos, reconocer costos reales -especialmente en servidumbres y trámites, permitir ofertas por proyectos, y no solo por lotes y, especialmente, desarrollar los mecanismos necesarios para agilizar la permisología estatal con garantías de tramitación exprés.

La AGTE ha identificado que si todo el riesgo continúa concentrándose en los oferentes, este se trasladará al canon de transmisión. Un canon elevado implica, en última instancia, mayores costos para los usuarios, cuando podrían lograrse tarifas más competitivas si los riesgos se comparten de manera balanceada. 

La entrada El sector privado advierte riesgos contractuales en la licitación de transmisión PET-3 de Guatemala se publicó primero en Energía Estratégica.

Yingli Solar participa en el PVBook 2025 con una propuesta clara: ofrecer soluciones fotovoltaicas de alta eficiencia y confiabilidad que respondan a los desafíos técnicos y financieros de los grandes proyectos. 

Sus módulos “Panda 3.0 Plus 720W” y “Panda 3.0 Pro 630W” se presentan como los principales productos del fabricante chino en esta edición del catálogo internacional elaborado por Energía Estratégica, el cual  ya está disponible de manera gratuita y que reúne las últimas innovaciones del sector fotovoltaico a nivel global. 

Ambos modelos comparten una arquitectura tecnológica avanzada basada en células N-Type TOPCon, una tecnología que, según la compañía, ofrece mayor eficiencia, menor degradación y mejor rendimiento en condiciones extremas, como altas temperaturas y baja irradiancia.

“La propuesta cubre un amplio abanico de requerimientos técnicos y financieros”, destacan desde la firma, en relación a la diversidad de configuraciones que ofrecen: mientras que el modelo de 720 Wp emplea células de 210 mm x 210 mm, el de 630 Wp utiliza células de 186 mm x 186 mm, permitiendo adaptabilidad en función del tipo de proyecto y diseño del sistema.

Ambas versiones están diseñadas para maximizar rendimiento y durabilidad. Cuentan con pasivación de superficie y corte celular que reducen el riesgo de microcracks, encapsulantes de alta resistencia frente a los rayos UV y una optimización de materiales y diseño óptico que mejora la captación de luz en ambas caras del módulo.

También integran un diseño de montaje dual bolt+clamp, con tolerancia de carga de hasta 5400 Pa, un sistema de multibusbar que eleva la eficiencia de conducción eléctrica y una arquitectura de protección anti-rayos, con cableado y puesta a tierra de alta fiabilidad.

“La optimización de la reflexión en la cara posterior es otro de los elementos clave”, remarcan desde Yingli Solar, señalando el aporte adicional que esto genera en la generación bifacial, especialmente en instalaciones montadas sobre superficies reflectantes.

Una apuesta al mercado internacional desde el PVBook

La inclusión de estos módulos en el PVBook 2025 responde a la estrategia global de Yingli Solar de posicionarse como un actor de peso en los mercados internacionales, manteniendo a su vez una base sólida en China, donde hoy se concentra el 70 % de su capacidad de producción.

“Apuntamos a reforzar la presencia de la marca en mercados clave de Europa y América Latina”, aseguraron desde la empresa en anteriores encuentros y conversaciones con este portal de noticias, haciendo foco en países como España, Argentina, Perú, Chile, Guatemala y República Dominicana.

Con más de tres décadas de experiencia, la empresa también enfatiza que su nueva estrategia comercial estará centrada en la estabilidad financiera y el soporte técnico durante los 30 años que pueden durar sus garantías. Un valor cada vez más determinante en un contexto de mercado con fuertes oscilaciones de precios y disponibilidad de insumos.

“El respaldo a largo plazo es tan importante como la eficiencia técnica”, señalaron, en referencia al compromiso que busca sostener la firma para ganar confianza en los desarrolladores de proyectos de gran escala.

Con módulos bifaciales que alcanzan hasta 720 Wp, tecnología N-Type TOPCon y diseños robustos pensados para condiciones exigentes, Yingli Solar se posiciona como una opción competitiva y confiable para el segmento utility scale y sistemas híbridos. La visibilidad internacional que ofrece el PVBook 2025 se convierte en una vitrina clave para esta apuesta tecnológica y comercial.

La entrada Panda 3.0 Plus y Pro: Yingli Solar refuerza su propuesta para utility scale con tecnología N-Type se publicó primero en Energía Estratégica.

360Energy reafirma su protagonismo en la transición hacia un futuro energético más limpio con la publicación de su Reporte de Sostenibilidad 2024. Energía, Integración, Liderazgo, Sostenibilidad, Innovación e Internacionalización son los pilares que sostienen lo que la compañía ha logrado y a lo que continuará apuntando.

Durante este año, 360Energy alcanzó logros en materia ambiental, social y económica, demostrando coherencia entre su visión de largo plazo y las acciones concretas que lleva adelante.

Entre los principales logros detallados en el Reporte se destacan: 

• 413 GWh de energía solar generada.
• 177.500 toneladas de  CO₂ evitadas.
• Inicio de operaciones en España, México y Brasil.
• Impulsó proyectos y acciones que transforman comunidades en La Rioja, San Juan, Catamarca y Buenos Aires.

El CEO para Hemisferio Sur de 360Energy, Federico Sbarbi Osuna, afirmó: «Durante 2024 evolucionamos de ser una compañía argentina con operación local para crecer con presencia en nuevos países».

«Esta transformación nos llevó a expandir nuestras operaciones a Brasil, México y España, lo que implicó reorganizar estructuras, incorporar talento en nuevos territorios, fortalecer la cultura organizacional y exportar así nuestros estándares de gestión más allá de nuestro país», agregó. 

Con este reporte, 360Energy refuerza su compromiso de seguir impulsando un modelo de negocio sostenible que crea valor para sus clientes, socios estratégicos y la sociedad.

La entrada 360Energy publica su Reporte de Sostenibilidad 2024: un año de logros ambientales, sociales y económicos en la transición energética. se publicó primero en Energía Estratégica.

Colombia dio un nuevo paso en su camino para convertirse en miembro de la Agencia Internacional de Energía (AIE), al sostener una reunión bilateral entre la delegación del Ministerio de Minas y Energía y la directora ejecutiva adjunta de la Agencia, Mary Warlick, en Santiago de Chile.

“Colombia está lista para asumir un rol activo en la AIE, como socio responsable, como voz regional y como país comprometido con una transición energética justa”, aseguró Gabriela Riaño, jefa de cooperación internacional del Ministerio de Minas y Energía. Agregó que esta adhesión le permitirá al país fortalecer su institucionalidad energética y proyectarse como puente entre América Latina y la comunidad internacional.

Durante el encuentro se resaltó el valor estratégico del estudio Net Zero en Colombia, elaborado en conjunto con la AIE, que servirá como hoja de ruta para avanzar hacia la descarbonización de la matriz energética.

La visita técnica de la Agencia, programada para la segunda semana de octubre, será determinante para verificar los avances regulatorios, técnicos e institucionales que ha consolidado el país. Con este paso, reafirma su compromiso con una transición energética justa, segura y sostenible.

Así mismo, tras la solicitud del Ministerio de Minas y Energía para el intercambio de experiencia técnica en las reducciones de las tarifas para los usuarios colombianos, el organismo, que hace parte de la OCDE, expresó su interés en acompañar con sus conocimientos y experiencias globales en transmisión energética.

Estos avances se alcanzaron durante la X Semana de la Energía que adelanta la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), en la ciudad de Santiago de Chile.

La entrada Colombia avanza en su ingreso a la Agencia Internacional de Energía se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile presentó la versión definitiva del Plan de Descarbonización, documento estructural que marca la hoja de ruta para el retiro de centrales termoeléctricas a carbón, la transformación del mercado eléctrico y la consolidación de un sistema energético más flexible, renovable y moderno. 

Con 28 medidas distribuidas en cuatro ejes, el plan representa el núcleo técnico de la Agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética, impulsada por el gobierno del presidente Gabriel Boric.

Desde 2019, el país ha retirado 11 centrales a carbón, lo que representa una reducción de 1679 MW de capacidad instalada, y para 2026 se estima que otras 9 unidades estarán disponibles para su retiro o reconversión, por un total adicional de 2,2 GW. 

No obstante, autoridades del Ministerio de Energía advirtieron que en la segunda etapa se deben reemplazar “atributos operacionales deseables”, como por ejemplo inercia, potencia firme o control de frecuencia, que tradicionalmente entregaban las centrales a carbón.

Ante este escenario, el plan avanza hacia una transformación estructural del diseño de mercado eléctrico. Una de las principales reformas es la creación de un mercado mayorista de energía basado en ofertas, que transitará desde el actual sistema de costos auditados hacia uno más competitivo, eficiente y transparente. 

Para lograrlo, se propone la implementación progresiva de un esquema “day-ahead” financieramente vinculante, que permita a los agentes del mercado gestionar riesgos, enviar señales de precios más claras e incentivar inversiones.

Este nuevo modelo considera una etapa intermedia de transición, que habilitará gradualmente la operación de un mercado de ofertas sin comprometer la seguridad del sistema. Se evaluarán mecanismos para reducir las brechas entre el mercado diario y el de tiempo real, incluyendo la posibilidad de incorporar agentes financieros y ofertas virtuales, como ocurre en mercados más avanzados.

Otro punto central del Plan de Descarbonización es la revisión de los modelos de contratos de largo plazo, esenciales para financiar tecnologías de almacenamiento y flexibilidad. Se propone incorporar esquemas como contratos por diferencias, Cap and Floor y la coordinación con contratos por Servicios Complementarios (SSCC). 

“El objetivo es viabilizar el apalancamiento de múltiples fuentes de ingresos, una práctica conocida como revenue stacking, que ha demostrado ser efectiva en países como Reino Unido o Australia”, señala el documento. 

En paralelo, se avanzará en una reforma integral del mercado de Servicios Complementarios, con la redefinición de sus categorías, incorporación de la demanda como actor activo y la eliminación de barreras de entrada. Una agenda de corto plazo se desarrollará en 2026 y se complementará con una propuesta de modificación a la Ley General de Servicios Eléctricos en 2027, lo que da cuenta de un cronograma de implementación claro y escalonado.

El rol de la transmisión eléctrica también se pone en la mira como habilitante estructural del nuevo sistema eléctrico chileno. Para ello, se propone modificar la Ley General de Servicios Eléctricos incorporando el concepto de “necesidades estratégicas de capacidad de transmisión”, alineado con los Escenarios Energéticos de planificación de largo plazo.

A su vez, se reforzará el uso del Informe de Criterios y Variables Ambientales y Territoriales (ICVAT), y se iniciarán estudios para valorar económicamente variables sociales y ambientales en la planificación.

El documento también plantea la mejora del régimen de acceso abierto a la red de transmisión, con criterios adicionales para evitar especulación en las solicitudes de conexión. 

Sumado a que se busca habilitar la inversión privada a riesgo en infraestructura de transmisión y se desarrollará un Estudio de Remuneración de la Transmisión en 2026, además de una propuesta de reforma legislativa en ese mismo año.

Las reformas regulatorias vendrán acompañadas por la presentación de un proyecto de ley que crea un régimen transitorio acelerado para la descarbonización, el cual prevé agilizar la tramitación de permisos sectoriales y ambientales para los proyectos considerados estratégicos. 

“Estamos en una etapa de modificaciones regulatorias – normativas que habiliten y den las señales adecuadas para incentivar la inversión y tener esos atributos a través de otras tecnologías”, subrayaron desde el Ministerio de Energía.

Además, se contempla una revisión obligatoria del Plan dentro de cinco años, lo que permitirá ajustar medidas en función del avance real del proceso. Esta revisión marcará el ingreso a una tercera etapa, orientada a consolidar el retiro de todas las centrales a carbón operativas, siempre que los atributos de respaldo ya estén asegurados por nuevas tecnologías.

Nuevos incentivos económicos y fiscales para impulsar la descarbonización

Junto con las reformas regulatorias, el Plan propone una serie de instrumentos de incentivo que apuntan a viabilizar el reemplazo del carbón mediante energías limpias y almacenamiento. Uno de los más relevantes es la modificación al impuesto a las emisiones en fuentes fijas, con un aumento gradual del impuesto verde y su incorporación al cálculo del costo marginal, lo que permitirá internalizar el costo ambiental en la operación del sistema.

También se habilitarán proyectos de almacenamiento y reconversión de centrales existentes, facilitando su transición hacia combustibles de bajas emisiones o tecnologías limpias. Asimismo, se reconoce oficialmente a RENOVA como la plataforma de trazabilidad de atributos renovables, lo que permitirá valorizar y certificar la energía verde inyectada a la red.

Finalmente, se impulsarán mecanismos para que los proyectos estratégicos obtengan ventajas competitivas en licitaciones de suministro, uso de terrenos o transmisión, y se promoverán los proyectos comunitarios de generación distribuida, permitiendo una mayor democratización de los beneficios de la transición energética.

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El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) publicó el Proyecto de Decreto Supremo que aprueba el Reglamento de la Ley N.º 31992, Ley de Fomento del Hidrógeno Verde, mediante la Resolución Ministerial N.° 314-2025-MINEM/DM. Se trata de un avance normativo que busca establecer un marco técnico y regulatorio integral para impulsar el desarrollo de esta tecnología en el país, con la apertura de un proceso participativo de quince días calendario para recibir aportes de la ciudadanía, entidades públicas y privadas.

El reglamento, compuesto por cuatro títulos, 32 artículos, cinco disposiciones complementarias finales y cuatro transitorias, regula todas las actividades asociadas a la cadena de valor del hidrógeno verde: producción, almacenamiento, transformación, acondicionamiento, transporte, distribución, comercialización, exportación y uso. Establece definiciones técnicas como amoníaco verde, blending, nodos, certificación de origen y combustible sintético, además de clasificar los proyectos por escalas: mini los menores a 0.15 MW, pequeña de 0.15 a 10 MW, mediana de 15 a 100 MW y gran escala mayores a 100 mw.

Cada categoría de proyecto cuenta con requisitos diferenciados para su autorización, que incluyen estudios técnicos, certificaciones ambientales, medidas de seguridad y reportes de planificación de integración. El Ministerio de Energía y Minas actuará como autoridad competente para emitir las autorizaciones, mientras que otros organismos –como el Ministerio del Ambiente, el Ministerio de Economía y Finanzas, el Ministerio de la Producción y Osinergmin– tendrán responsabilidades complementarias. También se crea una Comisión de Trabajo Multisectorial Permanente para dar seguimiento al desarrollo normativo y técnico del sector.

El reglamento señala que el hidrógeno verde debe contar con la certificación de Origen emitida por un organismo acreditado ante el INACAL en el marco del procedimiento de certificación del hidrógeno verde aprobado por el MINEM mediante Resolución Ministerial, sin perjuicio de los esquemas de certificación internacionales vigentes. Además, la investigación y desarrollo incluye proyectos piloto enfocados en tecnologías de producción, eficiencia en electrólisis, reducción de costos y optimización de aplicaciones del hidrógeno verde.

Desde la asociación Peruana de hidrógeno (H2 Perú) venían impulsando activamente la aprobación de este reglamento como condición clave para habilitar el despliegue de proyectos. En ese marco, Daniel Camac, presidente de la entidad, aseguró: “Es necesario un marco regulatorio claro y eficiente, que permita conceptualizar proyectos, agilizar la obtención de permisos y licencias, y brindar reglas precisas para su implementación y desarrollo”. Agregó que se requieren también “incentivos fiscales y regulatorios que atraigan inversión, estimulen la demanda de hidrógeno y sus derivados, y garanticen la viabilidad y competitividad del hub”. Asimismo, resaltó que debe existir “una armonización regulatoria entre distintos niveles de gobierno y sectores, que evite barreras normativas, asegure coherencia en los requisitos y facilite la integración del hub con mercados nacionales e internacionales”.

La publicación del reglamento se produce tras un proceso de elaboración técnica liderado por el MINEM, aunque el plazo legal para su aprobación –establecido para septiembre de 2024– ya había vencido. Desde H2 Perú señalaron en su momento que esta demora podría tener implicancias para la competitividad del país en la región. “Cada semana de demora pone a Perú en riesgo de perder competitividad en la carrera regional por el hidrógeno”, remarcó Camac dos meses atrás en diálogo con Energía Estratégica. “Potencialmente, cada mes de retraso desplaza a Perú en el radar de estos inversionistas, incrementando el riesgo de que capital y tecnología se dirijan a esos mercados vecinos”, advirtió.

En paralelo, el país mantiene ventajas competitivas a nivel regional. Según Edmundo Farge Inga, CEO de Batech Energy, actualmente los costos de producción de hidrógeno verde en Perú se ubican entre 3 y 5 dólares por kilogramo, cifras significativamente menores frente a los 8 a 11 euros/kg que se registran en Europa y Estados Unidos. Esto posiciona al país como un actor atractivo para inversiones, siempre que se garantice previsibilidad y coherencia regulatoria.

La publicación del reglamento, aunque aún en fase de consulta, representa un paso técnico relevante para alinear la estrategia nacional con los estándares internacionales del sector. Su implementación efectiva permitirá abrir oportunidades para el desarrollo industrial, el posicionamiento de Perú en mercados de exportación y la transición hacia una matriz energética más limpia.

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Durante el Future Energy Summit (FES) Perú, más de 400 líderes del sector energético —incluyendo referentes empresariales, autoridades gubernamentales y organismos multilaterales— debatieron estrategias para consolidar un nuevo mapa de inversiones renovables en el país.

En ese contexto se llevó a cabo el Panel 1: Estado de la energía solar fotovoltaica en Perú: Visión de líderes, donde participó Cristhian Romero, Sales Manager para Perú, Ecuador y Bolivia en JA Solar, junto a ejecutivos de Acciona Energía y Statkraft.

“Como JA Solar, ya tenemos más de 600 MW en contratos firmados en el país, los cuales serán entregados entre este y el próximo año”, anunció Romero en el inicio de su intervención. Según detalló, esto representa un compromiso importante para la compañía, que en 2024 celebra 20 años de trayectoria global como fabricante de módulos fotovoltaicos.

Además, anticipó que el mercado peruano está por marcar un récord histórico en materia de importaciones: “Según nuestras proyecciones, se podrían superar los 900 MW en 2025, e incluso alcanzar 1 GW. Sería un hito tanto a nivel nacional como regional”.

Desde su visión, la evolución de este segmento dependerá de la consolidación de un marco regulatorio confiable, ya que «existe una clara necesidad de reglas claras que otorguen confianza a los inversores” según Romero, al referirse a los avances en torno al reglamento de modificación de la Ley de Concesiones Eléctricas y al esperado reglamento de generación distribuida.

La estrategia de JA Solar se apoya en tres pilares que resultan fundamentales para asegurar resultados predecibles a largo plazo: calidad técnica, solidez financiera y acompañamiento técnico local.

“Producimos módulos validados por terceros y con un alto rendimiento, pero no nos quedamos solo en eso. Apostamos por un modelo de soporte técnico permanente que garantice que el sistema fotovoltaico entregue —o incluso supere— la energía estimada en fase de simulación”, explicó.

A nivel tecnológico, destacó que los módulos de la compañía ya superan el 23% de eficiencia, gracias a una celda patentada con más del 26%. “No basta con tener un módulo de última generación. Necesitamos asegurar que esa tecnología funcione con eficiencia y durabilidad comprobada en condiciones reales”, enfatizó.

De hecho, Romero advirtió sobre tecnologías emergentes que muestran valores elevados en hojas técnicas, pero que en campo presentan degradaciones de hasta el 8%, cuando deberían estar por debajo del 3%. Por ello, destacó el posicionamiento de JA Solar como una marca que prioriza la confiabilidad por sobre la novedad.

Crecimiento del autoconsumo y el rol del nuevo reglamento

Consultado sobre el impacto que tendrá el futuro reglamento de generación distribuida de la Ley 32249, Romero fue contundente: “Vemos que ya se están desarrollando proyectos de hasta 10 MW para autoconsumo en Perú. Una vez se publique el reglamento, esa tendencia va a escalar significativamente”.

Según explicó, actualmente existen utilities que trabajan directamente con sus usuarios libres en soluciones de generación fotovoltaica in situ. En ese contexto, el nuevo marco permitiría a la industria inyectar excedentes al sistema, lo que abriría la puerta a nuevos modelos de negocio y mayores retornos.

Romero estima que los proyectos de 1 o 2 MW que hoy dominan el segmento podrían duplicar o triplicar su escala: “Con un entorno de precios competitivo y tecnología confiable, los inversores ya están tomando decisiones. Con reglas claras, el crecimiento será aún mayor”.

En su mensaje final, el ejecutivo resaltó el valor de generar espacios de intercambio entre actores del sector. “Instancias como el FES son clave para compartir conocimiento, buenas prácticas y experiencias de otros mercados”, aseguró.

Mencionó particularmente los aprendizajes provenientes de países como Chile y Brasil, donde la expansión solar ha venido acompañada por una curva de madurez técnica y regulatoria. “La prevención es clave. El conocimiento compartido permite evitar errores y garantizar que los proyectos cumplan con las expectativas de generación y retorno”, concluyó.

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En el marco de la LV Reunión de Ministros y Ministras de Energía de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), celebrada en Santiago de Chile durante la X Semana de la Energía, el presidente de la República de Chile, Gabriel Boric, encabezó la ceremonia inaugural de la máxima instancia política de decisión en materia energética de América Latina y el Caribe.

El mandatario chileno destacó los avances del país en el sector energético, entre ellos la Ley de Transición Energética de 2024, el impulso al hidrógeno verde, la iniciativa Agua Solar Rural, el programa Mejor Escuela y la implementación del primer Parque Solar Comunitario municipal en Talagante.

En su intervención, el secretario ejecutivo de OLADE, Andrés Rebolledo, subrayó que “la energía ha dejado de ser un tema sectorial para convertirse en el eje transversal que define el rumbo de nuestras economías, la estabilidad de nuestras sociedades y la esperanza de las futuras generaciones”.

Asimismo, resaltó que América Latina y el Caribe son la región más verde del mundo, alcanzando en abril de 2025 un 70% de generación eléctrica renovable, además de contar con una producción estratégica de minerales críticos fundamentales para las transiciones energéticas globales.

“Nuestra región es una región solución que aporta a la descarbonización del planeta. La transición energética no es un objetivo lejano, es una tarea urgente que exige liderazgos y decisiones valientes”, agregó.

Uno de los anuncios más destacados de la jornada fue la reelección de Andrés Rebolledo como Secretario Ejecutivo de OLADE para el período 2026-2029, en reconocimiento a su liderazgo en la integración energética regional y al fortalecimiento institucional de la Organización.

Durante su gestión 2023-2025, OLADE se consolidó como articulador de la agenda energética regional, impulsando nueve decisiones ministeriales y cuatro declaraciones, además de dar seguimiento a acuerdos previos.

En el ámbito de la integración, fortaleció su rol como Secretaría Técnica de CELAC y promovió iniciativas como RELAC y CertiHLac, al tiempo que avanzó en la integración gasífera del MERCOSUR. A nivel institucional, se sumó la Unión Europea como observador permanente, reactivaron su participación Argelia y Haití, y se crearon nuevos órganos como el Consejo de Planificación Regional, el Consejo Empresarial y el Observatorio de Metano (OEMLAC).

En cooperación internacional se ampliaron alianzas con organismos como IKI, GEAPP, AFD, AECID y UNEP, mientras que en formación y capacitación se dictaron cursos y talleres que beneficiaron a más de 16.500 personas, incluyendo una maestría y dos diplomados. También se impulsó una agenda inclusiva con programas para mujeres y jóvenes, el fortalecimiento de RedLACME, la creación de la Academia Juvenil de Transiciones Energéticas y la organización del Primer Encuentro de Juventudes de ALC en Energía. En comunicación y posicionamiento, OLADE incrementó su presencia en la prensa internacional y lanzó nuevas publicaciones mensuales sobre generación, inflación energética y notas técnicas.

La LV Reunión de Ministros y Ministras de Energía de OLADE concluirá con la adopción de lineamientos estratégicos en integración eléctrica, modernización de redes, diversificación tecnológica y financiamiento climático, reafirmando a la Organización como el principal articulador de la agenda energética de América Latina y el Caribe.

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La llegada de Prosolia Energy a México se concreta en un momento que la empresa considera clave. Si bien la firma fue constituida en el país a finales de 2024, fue durante 2025 que comenzó a estructurarse el equipo y a delinearse la estrategia local. “El objetivo de Prosolia es generar energía y ofrecerla a precios competitivos, ya sea bajo esquemas de generación distribuida como de utility scale”, manifestó Sergio Torres de la Cruz, Country Manager México, en diálogo con Energía Estratégica.

Con presencia consolidada en Europa, Prosolia proyecta alcanzar 3 GW operativos a nivel global hacia 2032, de los cuales México representará entre un 10 y 13% del total. “Estamos hablando de 300 a 400 megas repartidos entre proyectos de autoconsumo y también utility scale”, detalló el directivo.

En el contexto mexicano, la empresa observa una coyuntura favorable, apalancada por reformas que apuntan a dinamizar el sector. “Actualmente ha habido avances importantes. Uno de ellos es el incremento de la capacidad para no necesitar permiso de generación de 0.5 a 0.7 megas”, subrayó Torres de la Cruz. A ello se suman esfuerzos regulatorios por simplificar trámites e incentivar el autoconsumo, aunque aún persiste cierta incertidumbre normativa.

“Todo el mundo está a la espera de la publicación de las DACs, los manuales de cómo vamos a llevar a cabo los proyectos con 0.7 MW y de autoconsumo, que va a ser nuestro principal objetivo”, remarcó.

En cuanto al mix tecnológico, el enfoque será claro: solar y almacenamiento. “Creo que ya es una realidad que el almacenamiento está siendo bastante rentable, no solo en México, sino a nivel mundial”, indicó. Aunque la eólica no se descarta completamente, los esfuerzos se concentrarán en la combinación fotovoltaica y  baterías, apuntando a instalaciones que brinden estabilidad, rentabilidad y continuidad en la oferta.

México aparece también como un mercado estratégico por su tejido industrial y su proximidad con Estados Unidos. “Tenemos grandes automotrices y sus proveedores, además de la industria alimentaria. También parques industriales donde llegan empresas de todo el mundo por la ubicación estratégica del país”, describió el Country Manager. En esa línea, subraya una premisa simple pero potente: “Si consumes energía, eres nuestro cliente”.

Esta visión se traduce en una propuesta clara: contratos PPA de largo plazo. “Como productora independiente de energía no vamos a vender los sistemas. Será una modalidad en esquemas PPAs, con plazos de 10, 15 o 20 años para nuestros clientes”, precisó. Esta decisión se basa en la vida útil de los equipos y en la necesidad de ofrecer certidumbre a los consumidores finales.

La apuesta fuerte por la generación distribuida encuentra respaldo en la evolución del mercado local. “Creo que la generación distribuida ha jugado un papel importante en México, pero ahora se va a abrir otro candadito: los proyectos de más de 0.7 MW a 20 MW”, explicó Torres de la Cruz. Esto abre una segunda ola de oportunidades para el segmento, que podrá ampliarse con proyectos “hechos a la medida”. En ese sentido, afirmó: “Cada uno de estos proyectos es artesanal. Cada cliente tiene ideas distintas de lo que es un proyecto de este tipo”.

A esta perspectiva se suma el aprendizaje cruzado con España, donde Prosolia cuenta con una sólida trayectoria. “Para el equipo de México, la ventaja es toda la experiencia que ya tiene el equipo de allá. Hemos estado en un sinnúmero de pláticas, compartiendo buenas prácticas tanto de instalación como regulatorias”, comentó. El intercambio no es unidireccional: “Sin duda hay cosas que ellos están aprendiendo de nosotros también. Compartiendo la información, se puede llegar a ese punto medio para adaptar buenas prácticas al mercado mexicano”.

Para lograr el desarrollo pleno de estos proyectos, el directivo señaló la necesidad de incentivos adicionales. “Si bien ya existen beneficios fiscales y certificados que respaldan la generación, considero que aún faltan estímulos que motiven a las empresas a voltear al tema de estas tecnologías”, sostuvo. Y agregó: “Es clave que los clientes no perciban solo un ahorro o un beneficio ambiental, sino que también cuenten con apoyos que faciliten la integración de este tipo de energía”.

Por otra parte, Prosolia no descarta su participación en proyectos de utility scale, aunque reconoce que en ese segmento la infraestructura de transmisión y distribución es un desafío. “Las redes se están quedando cortas frente a lo que podríamos estar nosotros como inversionistas. Es un trabajo conjunto entre dependencias y privados que tenemos que sentarnos a ver soluciones”, afirmó.

La elección de México responde a una estrategia de largo plazo que busca consolidar al país como hub regional. “México siempre ha estado en el radar. Se tomó la decisión de apostar fuertemente por este mercado, y sí, va de la mano con todos estos cambios regulatorios que se están dando”, enfatizó Torres de la Cruz. La visión es clara: instalar bases sólidas para una futura expansión hacia Latinoamérica y Estados Unidos.

Actualmente, el grupo cuenta con alrededor de 300 personas en diferentes países, con una política de crecimiento orgánico y atención personalizada. “Lo que buscamos es darle una atención personalizada a los clientes, siendo eficientes con las herramientas tecnológicas disponibles”, concluyó.

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El gobierno de Colombia, a través del Decreto 1033 de 2025, expidió oficialmente la Licencia Ambiental Solar con Diseño Optimizado (LASolar), un instrumento destinado a proyectos de energía solar con capacidades entre 10 y 100 megavatios (MW). La medida, elaborada por la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) en articulación con el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, busca agilizar el licenciamiento ambiental, sin disminuir la rigurosidad de sus decisiones, contribuyendo así a materializar la Transición Energética Justa en Colombia.

“Hoy Colombia da un paso firme hacia la Transición Energética Justa. Con la firma del Decreto 1033 de 2025 optimizamos el licenciamiento ambiental para proyectos solares entre 10 y 100 MW, lo que permitirá acelerar la penetración de energías limpias tanto en el Sistema Interconectado Nacional como en las Zonas No Interconectadas. Este es un avance decisivo para cumplir nuestras metas climáticas, proteger la diversidad y fortalecer la articulación con las comunidades locales en los territorios donde se desarrollan estos proyectos”, afirmó Irene Vélez Torres, Ministra (e) de Ambiente y Desarrollo Sostenible y Directora General de la ANLA.

Por su parte, el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, celebró la expedición de la LASolar y destacó que este instrumento se alinea con la estrategia 6GW Plus, liderada por su cartera, que busca integrar más de seis gigavatios de capacidad renovable al Sistema Interconectado Nacional y consolidar proyectos que fortalezcan la seguridad energética, la competitividad y el desarrollo territorial.

“Desde el sector de Minas y Energía celebramos esta noticia, porque con LASolar damos señales regulatorias claras y estables para el desarrollo de la energía limpia en Colombia. Este decreto no solo acelera la transición energética, sino que también impulsa programas como Comunidades Energéticas y Colombia Solar, que son banderas del presidente Gustavo Petro y del Gobierno del Cambio. La meta de 6 GW la vamos a alcanzar, y con este paso avanzamos con decisión hacia una Transición Energética Justa”, afirmó Edwin Palma, Ministro de Minas y Energía.

La LASolar optimiza los parámetros, requisitos y procedimientos para la solicitud, evaluación y otorgamiento de licencias ambientales ante la ANLA, pero mantiene criterios estrictos de cuidado ambiental sobre los recursos hídricos y los bosques, así como estimula la participación social de las comunidades en donde los proyectos se desarrollan. Gracias a este esquema, los parques de generación solar podrán incorporar diseños optimizados que reduzcan impactos ambientales.

En el marco de la LASolar, el licenciamiento inicia desde la fase de planeación, cuando la ANLA verifica el cumplimiento de los criterios de diseño optimizado y, en un plazo máximo de 15 días, emite Términos de Referencia Específicos para cada proyecto, ajustados a la sensibilidad del territorio y a las obras previstas. Este esquema, permite reducir hasta en dos terceras partes los tiempos de un trámite regular en la ANLA.

Además, la licencia incorpora por primera vez la obligación de implementar una Estrategia de Gestión Social, que promueva el respeto por los territorios, la cultura y los derechos humanos. Se incentiva también la creación de comunidades energéticas y proyectos productivos locales como medidas de compensación del medio biótico, fortaleciendo la participación de la sociedad en la transición energética.

Con LASolar, el Gobierno del Cambio consolida la articulación entre el Ministerio de Ambiente, el Ministerio de Minas y Energía y la ANLA en torno a una agenda que acelera la transición energética justa y fortalece la confianza ciudadana en las instituciones. Este decreto se convierte en un hito que demuestra que Colombia avanza con decisión hacia un modelo energético sostenible, competitivo y comprometido con la vida y los territorios.

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La transición energética en Chile está atravesando una transformación acelerada. La masificación de sistemas de almacenamiento BESS (Battery Energy Storage Systems) está mostrando no solo avances técnicos, sino impactos concretos en el mercado mayorista. 

Uno de los datos más relevantes es la caída de hasta USD 100/MWh en el costo marginal durante las horas solares, efecto atribuido directamente a la presencia creciente de estas tecnologías en nodos clave del sistema.

“La instalación de sistemas BESS redujo casi USD 100/MWh el costo marginal solar en algunas subestaciones de Chile”, manifestó el ministro de Energía, Diego Pardow, durante su intervención en la X Semana de la Energía, que lleva adelante la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). 

“Disminuir cerca de US$100/MWh el costo marginal, y estabilizar los ingresos en el mercado mayorista, es un cambio en las reglas del juego para cualquiera que se dedique a desarrollar proyectos. Es un salto de productividad”, agregó. 

Desde su perspectiva, esta evolución marca un giro decisivo en la dinámica de la transición energética, pasando de tener un obstáculo en la transición a un aliado en los planes de carbono neutralidad del país. 

El ministro también remarcó que el país alcanzará 2 GW de almacenamiento en operación para enero de 2026, cifra que representa un adelanto de cuatro años sobre la meta oficial fijada para 2030. 

La expansión es aún más significativa si se contempla la cartera de proyectos en fase de construcción: “Si miramos las declaraciones de proyectos de almacenamiento en construcción, no solo nos estamos anticipando a la meta del 2030 (2 GW), sino también el objetivo de 6 GW a 2050”.

¿Por qué? Según datos del gobierno, el país andino cuenta con 8 GW de capacidad BESS declarada en construcción, y, de concretarse, superará la meta de las próximas décadas.  

Tras la intervención del ministro, el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Marco Mancilla, profundizó las proyecciones del organismo. Según indicó, la capacidad instalada de almacenamiento en Chile podría alcanzar los 8.606 MW en 2027. 

Esta cifra, en términos prácticos, equivaldría a abastecer una porción significativa de la demanda nacional con energía proveniente exclusivamente de baterías. “Se podría estar abasteciendo el 75% de la demanda nacional, solamente con almacenamiento”, señaló Mancilla.

Desde la CNE destacan que este fenómeno es posible gracias a las mejoras regulatorias que ha impulsado el Estado. En particular, Mancilla subraya la modificación del reglamento de transferencia de potencia, que reconoce formalmente a los BESS dentro del mercado eléctrico, incluyendo proyectos stand alone. 

Además, anticipa que los ajustes en curso en el marco de la definición de Servicios Complementarios también permitirán mejoras económicas, considerando que ya se encuentra en marcha una versión definitiva de la norma que define la metodología de remuneración de BESS en el mercado de SSCC.

Incluso, un estudio reciente reveló que la incorporación BESS en servicios complementarios permitiría reducir en 2,5% los costos sistémicos y 2,9% los costos de operación del sistema eléctrico chileno, por un monto de USD 43 millones para el año 2026.

Es decir que habilitar los BESS podría significar un gran paso para el sector al haber un beneficio que se puede cuantificar y con ello, demostrar el potencial de las baterías en un sistema eléctrico cada vez más renovable, pero también más desafiante.

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El ministro de Energía y Minas de República Dominicana, Joel Santos, anunció que el gobierno trabaja en un plan estratégico de fortalecimiento y desarrollo del sistema eléctrico dominicano por los próximos 25 años, basado en el impulso a las energías renovables y los sistemas de almacenamiento.

Santos dijo que se trata de una actualización del Plan Energético Nacional 2025-2038, con alcance al 2025, para garantizar el éxito de la transición y la seguridad energética a largo plazo y suplir el aumento de la demanda eléctrica que producirá el crecimiento económico que proyecta el programa Meta 2036.

«Este año, a través de la Comisión Nacional de Energía, estaremos presentando un plan energético revisado, de cara a los próximos 25 años. La estrategia de este gobierno no es solo dejar sentadas las bases en términos de disponibilidad energética para su período en cuestión, sino, generar una reserva fría importante para el país”, aseguró el ministro.

Indicó que entre los planes inmediatos está sobrepasar los 2600 MW de capacidad instalada en generación de energías renovables para el 2028, para lo cual hay 70 proyectos en distintas etapas del proceso, de los cuales 20 están en construcción y 39 contarán con capacidad de almacenamiento. 

El objetivo es que en los próximos tres años el país pueda contar con entre 500 y 600 MW de capacidad de almacenamiento para manejar el sistema con frecuencia estabilidad.

Bajo ese panorama se vislumbra la nueva licitación de hasta 600 MW de capacidad ERNC, y por la cual introdujo un elemento inédito en el mercado caribeño: el almacenamiento BESS como componente obligatorio en los proyectos adjudicados. 

Eso permite estructurar APP que combinen PPAs con distribuidoras, contratos corporativos con grandes consumidores industriales y coinversión en infraestructura de transmisión con ETED. Y esta exigencia representa un salto en términos de estabilidad del sistema y abre oportunidades de inversión con estructuras más complejas pero financieramente más sólidas.

Dicha licitación fue anticipada durante el Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe) a mediados del presente año, encuentro que tuvo la presencia de autoridades del Ministerio de Energía y Minas, la Comisión Nacional de Energía (CNE) y más de 400 ejecutivos de alto nivel. 

Incluso, durante una entrevista realizada en FES Caribe, el director ejecutivo de la CNE, Edward Veras, vaticinó la preparación del nuevo Plan Energético Nacional y reveló que incluye dos escenarios de crecimiento. 

Uno de carácter tendencial, proyectado sobre una economía con evolución estable, y otro de crecimiento acelerado, que al duplicarse el PIB buscaría duplicar la oferta energética en un plazo de 12 a 13 años.

Además de dichas iniciativas, el país impulsa una serie de proyectos energéticos que aportarán 612 MW al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) en los próximos seis meses: el cierre de ciclo de SIBA añadirá 68 MW en octubre, Energás 4, en San Pedro de Macorís (130 MW) en el mismo mes y Energía 2000, que entrará en el primer trimestre del 2026, en Manzanillo, suministrará 414 MW, para un total de 612 MW.

«Es importante entender que un sector como el energético no lo desarrolla un gobierno por sí solo, sino, que tiene que trabajar de la mano con el sector privado, que es una de las fortalezas de este gobierno”, sostuvo Santos, al resaltar la atracción de la inversión extranjera directa (IED), segundo en los sectores estratégicos del país, con más de mil millones de dólares anuales, en los últimos tres años.

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Luciano Silva, product manager LATAM de Trina Storage, afirmó que los sistemas BESS están listos para liderar la próxima etapa de licitaciones renovables en América Latina, de modo que aseguró aseguró que la tecnología alcanzó su madurez y hoy ofrece una relación costo-eficiencia ideal. 

“Hoy es el mejor momento para diseñar una planta solar híbrida con baterías, con ambas tecnologías en su máxima madurez y máxima costo-eficiencia”, sostuvo durante el Renovables y storage: Oportunidades de negocio para acelerar la diversificación de la matriz energética peruana” de Future Energy Summit (FES) Perú.

“Los sistemas BESS serán protagonista de la transición energética en cualquier mercado, de la adopción de las energías renovables, ya que las baterías dotan de despachabilidad y de flexibilidad a las ERNC”, añadió. 

Bajo su óptica, los proyectos híbridos solar + BESS o eólica + BESS serán los más competitivos. Los bloques horarios que se aplicarán en Perú podrían reforzar esta tendencia, de manera que los generadores ya buscan trasladar su energía a momentos de mayor valor. 

Silva comentó que Perú ya tiene experiencia con BESS de baja energía para regulación de frecuencia. Los desarrolladores peruanos ya presentan proyectos solares y eólicos que incluyen BESS en la evaluación ambiental. “Seguramente esos proyectos vayan a invertirse con BESS o no, pero ya están siendo evaluados con esa posibilidad”, dijo el ejecutivo.

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Mientras que Argentina y Colombia también exploran el uso de BESS en licitaciones, como la ya adjudicada AlmaGBA por casi 700 MW en sistemas de baterías, a instalarse en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). 

Aunque Silva advirtió que el diseño de estos procesos debe basarse en las necesidades reales de cada mercado y considerar que los BESS también pueden actuar como infraestructura o como parte del parque generador. Por lo que dicha versatilidad les permite adaptarse a distintos escenarios.

“Es una tecnología que puede resolver casi cualquier problema en las redes de una manera como una cirugía de urgencia a las redes. Es la única tecnología que puede hacerlo en 18 meses”, apuntó. 

“No tengo duda que los BESS serán protagonistas en solucionar cualquiera de las necesidades que aparezcan, sean necesidades en transmisión y las baterías remuneradas como un pago de infraestructura. Y desde el punto de vista generación tendremos iniciativas privadas como parte de complementación de generación solar, eólica, entre otras”, insistió. 

Eficiencia por integración vertical

Trina Storage apuesta por la integración vertical para mejorar la competitividad de sus soluciones. La empresa mantendrá el formato de contenedor de 5 MWh en 2026, aunque con una celda optimizada. Mientras que hacia 2027, lanzará un nuevo sistema. E

El producto alcanzará los 6,25 MWh en un contenedor de 20 pies. Esta mejora será posible gracias a la celda de 587 Ah y el nuevo diseño aumentará la densidad energética sin incrementar el volumen del sistema. 

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APsystems avanza en su expansión regional con el lanzamiento del nuevo APstorage 11.4K y los microinversores DS3-LV y DS3-H, como parte de su estrategia de innovación continua y con un enfoque en soluciones adaptadas a cada necesidad técnica del mercado.

Estas tecnologías están orientadas a fortalecer la autonomía energética de los hogares y negocios en América Latina, un mercado que demanda soluciones eficientes, inteligentes y fáciles de integrar.

“El almacenamiento ya no es una moda, sino una necesidad que se está presentando en muchos países donde hay cortes de energía por falta de abasto suficiente”, manifestó Gustavo Marín, Branch Manager LATAM de APsystems, en el marco del ciclo Líderes organizado por Strategic Energy Corp.

Bajo el concepto de energía inteligente, la compañía promueve el uso de tecnologías de electrónica de potencia a nivel modular (MLPE, por sus siglas en inglés) como herramienta clave para mejorar la autonomía energética. “Ya hay equipos de inteligencia artificial que están eligiendo nuestros productos por su modularidad”, sostuvo Marín, quien remarcó que esta tendencia comienza a instalarse con fuerza en la región.

Uno de los focos de desarrollo más recientes es el APstorage 11.4K, un sistema de almacenamiento que integra en un solo equipo la fase dividida para el mercado latinoamericano, eliminando la necesidad de contar con un autotransformador adicional. “Con este equipo ya no es necesario agregar nada más. Es una solución que hace la instalación muy sencilla y cuenta con varios modos de aplicación: respaldo, autoconsumo, o para cubrir picos de voltaje”, detalló el directivo.

Además de su funcionalidad, el APstorage 11.4K se presenta como una solución escalable que complementa las necesidades reales de los usuarios. “Tenemos también el equipo de 5K, y ahora el 11.4, porque son potencias según la necesidad que se tenga de respaldo”, explica Marín. Esta versatilidad resulta clave para los mercados residenciales y comerciales, especialmente en países donde la infraestructura eléctrica enfrenta limitaciones o cortes frecuentes.

Por su parte, el microinversor DS3-LV surge como una respuesta directa a las condiciones de baja tensión eléctrica que predominan en América Latina, particularmente en sistemas que utilizan línea-neutro de 127 volts. “Con este equipo no tienes que cambiar tu instalación eléctrica. Lo colocas y tienes generación inmediata”, afirma Marín.

Diseñado especialmente para el uso residencial, el DS3-LV alcanza una potencia de salida de 900 hasta 1.000 watts, permitiendo acompañar la tendencia global hacia módulos fotovoltaicos de mayor capacidad. “Sabemos que los módulos vienen con más potencia y más amperaje. Por eso nos adaptamos a esa demanda con un inversor que puede operar desde 89 hasta 164 volts”, indica el ejecutivo.

Esta amplitud de operación representa un diferencial frente a otras marcas y evita la desconexión del sistema en condiciones de voltaje inestable. “Tropicalizamos nuestros productos para el mercado latinoamericano. Ya no es prueba y error, sino que nuestros equipos están diseñados para funcionar correctamente desde su instalación”, aclara Marín.

En paralelo, el DS3-H se presenta como una solución intermedia dentro de la misma familia de productos. “Este equipo tiene 1.050 watts de potencia para dos módulos y permite inyectar directamente en dos fases a 220 volts”, explica el representante de APsystems. Gracias a su compatibilidad con aplicaciones trifásicas —junto al modelo QT2—, este inversor está pensado para sistemas más exigentes o híbridos, donde se necesita balance de fases y autonomía.

En este contexto, la tendencia hacia el almacenamiento continúa consolidándose como un pilar central del portafolio de APsystems. “Lo más básico hoy es la luz y el internet. Si se corta la energía y el módem se apaga, ya no puedes conectarte ni trabajar. Por eso vemos una necesidad real y creciente del almacenamiento en la región”, reflexiona Marín.

Con una presencia de más de una década en América Latina, la compañía ha consolidado operaciones en países como Argentina, Chile y Colombia, y se prepara para expandirse aprovechando las aperturas regulatorias y los nuevos incentivos. “Ya no se tiene la mentalidad de que los sistemas son inaccesibles o caros. Lo que hace falta es información y acercamiento con instaladores y distribuidores”, apunta el ejecutivo.

La estrategia de APsystems también se alinea con el crecimiento de la movilidad eléctrica, anticipando soluciones para la carga de vehículos directamente desde sistemas residenciales. “Vamos a tener nuestras propias electrolineras en casa. Las baterías de los autos también podrán servir como almacenamiento provisional”, proyecta Marín.

En cuanto al futuro, la empresa ya trabaja en nuevas tecnologías de baterías de litio y en acelerar la integración entre almacenamiento, generación solar y software. “Estamos recibiendo e investigando tecnologías que permitirán cargas más rápidas, más inteligentes y más eficientes”, concluye.

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En el marco del fortalecimiento energético del norte provincial, un eje central de la política pública que lleva adelante el gobernador Sergio Ziliotto, este lunes se realizó en las oficinas de Pampetrol SAPEM la apertura de sobres de la Licitación Pública N° 1/25, destinada al desarrollo, construcción y operación de un Parque Solar Fotovoltaico de 15 MW en General Pico.

El acto consistió en la apertura de los sobres que contienen las propuestas recibidas por parte de tres empresas oferentes; dichas ofertas fueron presentadas por: Albares Renovables S.A. – Vial A S.A. – TPS Constructora S.A.; Cimepro S.A. – Martínez y De la Fuente S.A. – Megatrans S.A.; y Austro SA. Esta documentación será ahora analizada por una Comisión de Preadjudicación, marcando un paso clave en el proceso licitatorio que refleja la intención del Gobierno provincial de transparencia y planificación estratégica.

La apertura tuvo lugar en las oficinas de la empresa estatal de energía y fue presidida por la presidenta de Pampetrol SAPEM, María de los Ángeles Roveda. Estuvieron presentes el secretario de Energía y Minería, Matias Toso, la intendenta de General Pico, Fernanda Alonso, el director ejecutivo de la Agencia de Inversiones y Comercio Exterior (I-COMEX) Sebastián Lastiri, miembros del Directorio y síndicos de Pampetrol, la subsecretaria de Energías Renovables, Georgina Doroni, el administrador Provincial de Energía, Cristian Andrés, y representantes de las empresas oferentes.

Este proyecto constituye una propuesta inédita de asociación público-privada en la Provincia. La iniciativa prevé que Pampetrol participe con un 20% en la Unión Transitoria (UT) que resulte adjudicataria.

La empresa seleccionada, por su parte, se hará cargo del 80% del financiamiento, la provisión de equipos y materiales, la construcción, montaje, conexión, puesta en marcha, operación y mantenimiento del parque durante los primeros doce meses de su habilitación comercial.

El desarrollo del Parque Solar no solo permitirá incrementar la generación de energía limpia, sino también fomentar el empleo local, ya que el pliego establece que al menos un 70% de la mano de obra contratada debe ser pampeana. La obra abastecerá de energía al Polo de Desarrollo Energético, al Parque de Actividades Económicas y a la Estación Transformadora de General Pico.

“Esta licitación marca un nuevo hito para la provincia de La Pampa. Mientras el Estado nacional se retiró de la planificación y la inversión, La Pampa tomó la decisión política y estratégica de sostener una presencia activa, con una visión clara y de largo plazo. Desde Pampetrol demostramos que, cuando el sector público conduce con seriedad, el capital privado acompaña y apuesta. Institucionalmente, reafirmamos el valor de contar con empresas estatales fuertes, con capacidad de gestionar, convocar y garantizar procesos transparentes», destacó María de los Ángeles Roveda.

«La participación de oferentes confirma que la provincia genera confianza porque ofrece seguridad jurídica, previsibilidad económica y reglas de juego estables. En lo técnico, el parque solar de 15 MW en General Pico es mucho más que una obra: es parte de una planificación energética que diversifica la matriz, mejora la infraestructura eléctrica y fortalece la soberanía energética provincial. Este resultado es la prueba concreta de que la sinergia público–privada funciona cuando hay dirección política, institucionalidad y un marco técnico estratégico”, agregó.

Por su parte, el secretario de Energía y Minería, Matías Toso, afirmó que el gobernador Sergio Ziliotto, a través del Plan Estratégico de Energía, «no solo está garantizando el abastecimiento energético de las necesidades actuales de La Pampa en tiempos en los que el sistema nacional colapsa, sino que además con este proyecto sienta las bases para que en el futuro la energía disponible en el nuevo Parque Industrial de General Pico permita una expansión productiva exponencial en el norte de la provincia».

«Hoy se pudo ver el compromiso del sector público y privado con la transición energética, que no es un mero relato sino una gran oportunidad para el desarrollo, la creación de empleo y destacar la matriz productiva», complementó.

Con esta iniciativa, que tiene como antecedente la obra del Parque Solar Antü Mamüll en Victorica, hito en materia de transición energética provincial, la Provincia reafirma su compromiso de seguir avanzando en la diversificación de la matriz energética, fortaleciendo el rol del Estado como motor de desarrollo y posicionando a La Pampa como referente regional en energías renovables.

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La industria solar pierde miles de millones de dólares cada año por fallas no detectadas. En ese contexto, BLC Industrial Services, empresa integrante del grupo BLC Global, desarrolló Optimum INDRONE, una solución que combina inteligencia artificial, termografía y precisión operativa para detectar lo que el ojo humano no ve.

Según estadísticas globales, los parques solares están perdiendo la posibilidad de generar cada año más de 130000 kWh por MW instalado como consecuencia de anomalías sin resolver. En un escenario donde los parques aumentan en tamaño y complejidad, y el personal técnico resulta cada vez más escaso, la detección temprana de fallas se convierte en un factor decisivo para proteger la rentabilidad de los proyectos.

Frente a este panorama, Optimum INDRONE ofrece una respuesta ágil y precisa. Mediante drones equipados con cámaras RGB y térmicas, y analizado con inteligencia artificial, el sistema detecta, clasifica y georreferencia anomalías con un nivel de detalle imposible de alcanzar mediante inspecciones convencionales. El análisis termográfico permite identificar una gran diversidad de anomalías, como por ejemplo puntos calientes, diodos en falla o strings inactivos, mientras que la georreferenciación automática facilita que los equipos de operación y mantenimiento prioricen fallas críticas y planifiquen acciones correctivas exactas y eficientes.

Los resultados son concretos: mayor producción gracias a la detección temprana de anomalías, menores costos de operación y mantenimiento al reducir hasta un 97% los tiempos de diagnóstico respecto de métodos manuales y un nivel superior de seguridad al limitar la exposición del personal a zonas de riesgo. Al mejorar la operación de los parques solares, la solución también contribuye a optimizar la generación energética renovable y, en consecuencia, reducir la huella de carbono.

Con experiencia acumulada en inspecciones por más de 800 MW de capacidad instalada, BLC Industrial Services demuestra su conocimiento técnico y capacidad operativa en campo. Los resultados obtenidos en Argentina no solo validan la solución: establecen un nuevo estándar en la manera de gestionar activos solares a gran escala en la región.

La tendencia global apunta hacia inspecciones más frecuentes, automatizadas y basadas en inteligencia artificial aplicada. En esa dirección, Optimum INDRONE se consolida como una solución lista para responder a las nuevas exigencias del sector, acompañando a generadores, operadores, inversores y empresas de mantenimiento en la transición hacia una operación más rentable, segura y sostenible.

“Optimum INDRONE no se limita a encontrar fallas: transforma la manera en que operan los parques solares. Con cada inspección recuperamos capacidad de generación, reducimos riesgos y maximizamos la rentabilidad del activo”, afirma Leonardo Alassia, gerente de la empresa.

BLC Industrial Services reafirma su compromiso de acompañar la transición energética con herramientas de alto impacto tecnológico. Optimum INDRONE no solo resuelve los desafíos actuales del mantenimiento solar, sino que convierte cada anomalía detectada a tiempo en energía recuperada, inversiones protegidas y un futuro renovable que no puede esperar. 

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México enfrenta una situación crítica en materia de redes eléctricas. La infraestructura actual se ha quedado estancada desde hace más de una década y amenaza con frenar el desarrollo industrial, la incorporación de energías renovables y la seguridad del suministro. Para responder a esta urgencia, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) ha lanzado el Plan de Expansión 2025-2030, que proyecta la construcción de 275 nuevas líneas de transmisión y 524 subestaciones en todo el país, con una inversión de 163,540 millones de pesos.

Arturo Carranza, director de proyectos de energía en Akza Advisors, advierte que el principal reto es ampliar y fortalecer las redes para garantizar la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional. “Las redes de transmisión, sobre todo de 115, 230 y 400 kV, prácticamente no se han ampliado en los últimos años”, manifestó en diálogo con Energía Estratégica. A pesar de que México cuenta actualmente con más de 11,000 kilómetros circuito de líneas de transmisión, en los últimos seis años solo se construyeron 100 kilómetros, según cifras oficiales de la propia CFE.

De acuerdo con el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2024-2038, México requiere al menos 15,000 kilómetros adicionales de nuevas líneas si busca integrar entre 15 y 20 GW de generación renovable al año 2030.

Esta falta de expansión estructural ha sido compensada parcialmente con tecnologías de refuerzo temporal, pero la brecha entre demanda y capacidad de red sigue creciendo.

“Desde 2013, e incluso antes, esta situación se ha venido presentando. Hay una necesidad muy grande de construir nuevas líneas”, sostuvo Carranza. El plan actual propone construir 6,000 kilómetros de redes en cinco años, lo que representa más del 50% de toda la red instalada actualmente. Para el especialista, esta meta “es muy ambiciosa”, pero refleja con claridad la magnitud del desafío.

Además del volumen de obras, Carranza destaca la orientación estratégica del plan. “Los 163 mil millones de pesos son una cifra importante, y lo más relevante es que las autoridades saben perfectamente dónde están las congestiones”, explicó. Este conocimiento detallado de los corredores críticos permite dirigir los recursos públicos  hacia los puntos de mayor impacto en la red.

La urgencia no solo responde a un rezago acumulado, sino también al crecimiento constante de la demanda. “Después de la pandemia, la demanda eléctrica nacional ha venido creciendo entre 3 y 4 % anual, por encima del crecimiento económico”, afirmó Carranza.

Este incremento es aún más marcado en regiones como la península de Yucatán y Baja California, donde la demanda se ha disparado hasta un 15% anual. “Estamos hablando de una necesidad muy grande que no se resuelve solo con generación”, remarcó.

El fortalecimiento de las redes también es fundamental para destrabar el desarrollo de fuentes limpias. En este sentido, Carranza es categórico: “Sin transmisión no hay transición”. A su juicio, la falta de inversión en transmisión y distribución ha sido el principal obstáculo para incorporar nueva capacidad renovable en México durante los últimos años. “Hubo una perspectiva política que no estaba convencida de la generación renovable, y eso limitó la parte regulatoria para los privados”, observó.

El panorama, sin embargo, ha comenzado a cambiar. “Con la llegada de la Presidenta Sheinbaum, su equipo energético entiende perfectamente la necesidad de diversificar la matriz”, sostuvo Carranza. Esta nueva visión se traduce en oportunidades concretas: al menos 6,000 megawatts de capacidad renovable podrían integrarse a corto plazo, principalmente desde el sector privado. Pero sin redes ampliadas, estas incorporaciones seguirán enfrentando cuellos de botella. “Esta adición de nueva generación tiene que venir aparejada de proyectos para ampliar y fortalecer las redes eléctricas”, subrayó.

La escasa capacidad instalada también ha incrementado los riesgos de cortes de suministro. “En un contexto de pocas inversiones y cambio climático, con temperaturas elevadas en verano, los estados operativos de alerta fueron cada vez más frecuentes”, indicó Carranza.

Aunque las interrupciones no programadas han sido pocas, su impacto sobre grandes usuarios y la confiabilidad del sistema es significativo. “La falla en el suministro eléctrico es un riesgo que está presente constantemente por la falta de inversiones”, advirtió.

Frente a este escenario, México ha comenzado a incorporar tecnologías complementarias para optimizar la operación del sistema sin necesidad de grandes obras inmediatas. “Se han tomado medidas temporales, principalmente con sistemas de almacenamiento de baterías”, señaló el directivo de Akza Advisors. Estas soluciones, junto con el monitoreo avanzado de redes y líneas con capacidad dinámica y estática, forman parte de una estrategia de transición hacia una infraestructura más confiable. “Son proyectos que ayudan a dar confiabilidad, aunque no reemplazan a los estructurales”, aclaró.

En este punto, Carranza valora positivamente el cambio de actitud institucional. “Me sorprende la conciencia que existe dentro de la CFE sobre la necesidad de usar nuevas tecnologías”, afirmó. No obstante, insiste en que el almacenamiento, por sí solo, no resuelve el problema estructural de capacidad. “Estos sistemas brindan soporte temporal, pero los proyectos de expansión ya están planeados y deben ejecutarse cuanto antes”.

México se encuentra en una encrucijada energética: avanzar con determinación en la expansión de sus redes eléctricas o continuar postergando una infraestructura que limita su desarrollo económico y ambiental. El Plan de Expansión 2025-2030 es un paso firme en la dirección correcta. Su éxito dependerá no solo de la inversión, sino de la voluntad política para ejecutarlo sin dilaciones. Como concluyó Carranza: “Hay una necesidad muy clara de ampliar y fortalecer las redes. Y ahora también hay una oportunidad”.

La entrada México busca duplicar sus redes eléctricas en cinco años ante el rezago que pone en riesgo la transición energética se publicó primero en Energía Estratégica.

El almacenamiento de energía se abre paso en Colombia y Erco se convierte en pionera al poner en marcha el primer sistema utility scale en su planta La Martina, de 6,9 MWh, que permiten desplazar la curva de generación solar hacia la noche, alcanza a producir cerca de 22,5 GWh anuales.

Adriana Paola Ascencio Riveros, gerente de Erco Generación, explicó que este proyecto es clave para la confiabilidad del sistema, dado que el país enfrenta un déficit energético derivado del crecimiento de la demanda superior al 4% anual y de la lenta expansión de la oferta.

“Lo que estamos percibiendo en el corto plazo es  déficit de oferta energética, lo que a su vez es una oportunidad para la entrada de proyectos de generación de energía”, sostuvo en diálogo con Energía Estratégica.

Ante este contexto, Erco también trabaja en grid forming y en el desarrollo de servicios complementarios para aportar estabilidad a la red en un mercado cada vez más penetrado por las renovables.

Aunque inició como EPCista de proyectos de autogeneración solar para clientes comerciales e industriales, hoy opera con verticales de negocio en construcción de proyectos de energía renovable,  generación y comercialización, a través de su propio comercializador digital independiente.

El grupo busca consolidarse como un ecosistema energético 100% renovable, incluyendo eficiencia energética y electromovilidad. Actualmente cuenta con 65 MW en operación, más de 100 MW próximos a entrar en servicio, y un pipeline superior a 530 MW en desarrollo y construcción.

Asimismo, la ejecutiva mencionó que están evaluando la adquisición de activos por más de 600 MW, que ayudarán con la meta de alcanzar 1 GW en 2030.

El crecimiento del sector no está exento de obstáculos. En Colombia, un proyecto renovable puede tardar entre 6 y 8 años en desarrollarse, principalmente por trámites ambientales, licencias de construcción y consultas previas con comunidades.

“Mientras no exista consulta previa, no es posible avanzar con la construcción de proyectos con área de influencia de comunidades étnicas”, enfatizó Ascencio. A esto se suma la percepción de riesgo país, que dificulta la financiación de proyectos intensivos en capital y retrasa la asignación de deuda.

Por su parte, la ejecutiva resalta que el mercado colombiano ha migrado hacia los contratos de largo plazo como herramienta fundamental de financiamiento. “Antes era muy difícil cerrar una negociación de 15 años, pero hoy Colombia se ha vuelto un mercado de largo plazo porque justamente estamos viabilizando los proyectos”, señaló.

Esto permitió lograr que los precios de la energía solar se ubiquen en el rango de 65-85 USD/MWh, lo que mantiene competitividad frente a otras alternativas.

Estrategias de comercialización

Erco utiliza diversos mecanismos de comercialización: contratos bilaterales en el mercado mayorista, convocatorias públicas y a través de su propio comercializador. 

Sin embargo, estas últimas están bajo revisión por parte del gobierno. La compañía participa de todos los mecanismos, modulando su estrategia según la evolución de la demanda y la regulación.

“Gran parte de nuestra energía se entrega a través de nuestro comercializador directamente al usuario, lo que es una ventaja para garantizar tarifas competitivas”, aclaró Ascencio.

De cara al usuario final, Erco busca un modelo dinámico en el que los clientes participen activamente en la cadena energética. Impulsa esquemas de autogeneración, venta de excedentes y comunidades energéticas, respaldados por la regulación local.

Como piloto, la empresa ya implementó una comunidad energética junto con EPM y la Universidad de Ingeniería de Antioquia.

La visión de la compañía consiste en crecer aceleradamente en capacidad renovable, consolidarse como un actor clave del mercado colombiano y liderar la integración de nuevas tecnologías de almacenamiento, grid forming y modelos de usuario activo que fortalezcan la transición energética del país.

La entrada Grid forming, storage y usuarios activos: la ambiciosa hoja de ruta de Erco para 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

La reducción de costos en proyectos fotovoltaicos no garantiza por sí sola su competitividad. Así lo planteó Alberto Cuter, vicepresidente LATAM & Italia de Jinko Solar, en el Future Energy Summit (FES) Perú, al advertir que enfocarse únicamente en el CAPEX puede arruinar la rentabilidad de las plantas.

El especialista recordó que los paneles, que antes representaban el 50% del CAPEX de un proyecto, hoy equivalen apenas a un 10-12%. Sin embargo, señaló que este cambio en la estructura de costos no debe llevar a subestimar el impacto de la operación y ejemplificó: “Hay países que apostaron al menor CAPEX y luego descubrieron un OPEX mucho más alto del previsto”.

Este desbalance genera que la rentabilidad proyectada al inicio se pierda rápidamente, afectando el retorno de la inversión y la competitividad de largo plazo.

Jinko Solar viene impulsando soluciones tecnológicas que buscan precisamente reducir estos riesgos. La compañía ha consolidado su portafolio con módulos de alta eficiencia basados en tipología de celda TopCon, que hoy dominan el mercado global, y ha comenzado a introducir la tecnología back-contact.

No obstante, el verdadero salto lo proyecta en las celdas tipo Tandem, que combinan silicio con perovskita y ya alcanzan eficiencias cercanas al 35%. Según Cuter, estas innovaciones deberán industrializarse garantizando durabilidad, estabilidad y costos competitivos para que el beneficio tecnológico se traduzca en proyectos rentables a largo plazo.

Para mejorar la competitividad de las plantas, se enfatizó en la necesidad de trabajar de manera integrada en toda la cadena de valor. En su experiencia, varios proyectos europeos dejaron de producir energía porque las decisiones de compra se hicieron mirando solo el Excel de inversión. Por lo que la lección que se debe aprender es que una planta fotovoltaica eficiente no depende solo del precio del módulo o del inversor, sino de la coordinación de todos los componentes y servicios asociados durante los 20 a 30 años de operación.

A este desafío se suma la transmisión, un aspecto que suele ser relegado en el diseño de los proyectos, de manera que Cuter fue contundente: “Uno puede tener la mejor tecnología, pero si la red no acompaña, el proyecto no es rentable”.

En este sentido, retomó ejemplos como los de Chile y Brasil, donde existen plantas de gran escala que no logran inyectar más del 30% de la energía producida por limitaciones en los nodos de conexión.

Casos similares se observan en España e Italia, lo que demuestra que incluso con las tecnologías más avanzadas, sin infraestructura de red adecuada, el valor de la inversión se diluye.

Para evitarlo, el directivo recomendó al sector peruano anticiparse a esos cuellos de botella. La expansión de la transmisión, acompañada por una planificación estratégica del desarrollo renovable, será un factor determinante para que los proyectos puedan entregar toda la energía que generan y no queden subutilizados.

Claves para el futuro del sector

La discusión sobre competitividad también abarcó la fiabilidad de los fabricantes. En esa línea, el referente de Junko Solar indicó que los módulos suelen ofrecer 15 años de garantía de producto y 30 años de garantía de producción, pero este respaldo puede quedar en nada si el fabricante desaparece del mercado.

“¿Qué pasa si después de 4 o 5 años el fabricante ya no existe? La garantía no vale nada”, comentó, subrayando la importancia de elegir socios confiables que puedan acompañar a las plantas durante toda su vida útil.

La reflexión se amplió hacia el futuro del mercado peruano, donde Cuter destacó el potencial de complementar la matriz hidroeléctrica con proyectos solares y eólicos, considerando que alrededor del 10% de la electricidad del país proviene de renovables no convencionales, lo que deja un amplio margen para crecer.

“Perú tiene una oportunidad enorme porque su matriz energética es bastante limpia por la hidro, pero todavía tiene un porcentaje renovable bajo. La hidro y la solar se complementan perfectamente”, apuntó.

Sin embargo, insistió en que el éxito no dependerá únicamente de desplegar proyectos solares a gran escala, sino de hacerlo con el soporte de almacenamiento.

FES Perú marcó un punto de partida para esta discusión en el país. Con más de 400 líderes del sector reunidos en su primera edición, el evento dejó en claro que Perú se enfrenta a un desafío estratégico: transformar su abundante recurso solar en proyectos competitivos, sostenibles y alineados con la transición energética global. La hoja de ruta dependerá de cómo el país gestione hoy sus decisiones de inversión, regulación y planificación de infraestructura.

La entrada Jinko Solar remarcó que Perú debe priorizar OPEX y transmisión para asegurar el éxito de nuevos proyectos fotovoltaicos se publicó primero en Energía Estratégica.

Formosa está escribiendo un nuevo capítulo en su historia energética con más de USD 192 millones que el sector privado invertirá en parques solares distribuidos en ocho localidades, con una proyección total de 217 MW de potencia instalada. Una provincia que durante décadas fue considerada periférica en el sistema eléctrico nacional hoy busca posicionarse como un polo clave de energías limpias en el NEA.

Esto es gracias a una combinación virtuosa de planificación estatal y el arribo de inversiones privadas millonarias, que diversifican la matriz eléctrica y abren un horizonte de desarrollo sostenible.

El avance de la transición energética en Formosa no es un hecho aislado, sino que parte de un proceso más amplio en el país, donde provincias como Chaco también suman parques solares que sustentan el consumo de miles de hogares.

El caso formoseño se destaca además por las políticas públicas que crearon las condiciones necesarias para que el capital privado encuentre un terreno fértil. La existencia de estaciones transformadoras de 500 kV y de 132 kV en distintas zonas de la provincia, resultado de una estrategia estatal previa, facilitó la llegada de proyectos que hoy ya son una realidad.

El proceso que hoy vive la provincia abre una ventana de oportunidades de largo plazo. Formosa se integra a la agenda global de sostenibilidad y se convierte en un actor estratégico en el nuevo paradigma energético. A nivel mundial, la energía solar se ha convertido en una de las fuentes de energía de más rápido crecimiento debido a la disminución de los costos de los paneles y la tecnología, lo cual explica el interés del sector privado. La implementación de proyectos de este tipo en el país refleja una tendencia hacia la sostenibilidad energética.

Inversiones millonarias en energía solar

La apuesta es contundente. Dos grandes compañías lideran esta transformación: MSU Green Energy y Ambientes y Energía SAS, que en conjunto sumarán inversiones de USD 102 millones.

MSU Green Energy ya tiene dos parques en la provincia: el Parque Solar Las Lomitas (22 MW) que está en desarrollo y el Parque Solar Ingeniero Juárez (15 MW) ya en funcionamiento, que en conjunto aportarán 37 MW. Estas instalaciones, que abarcan 80 hectáreas en total y suman más de 63.000 paneles solares, no solo generarán electricidad renovable, sino que también producirán un fuerte impacto ambiental positivo, al reducir más de 43.000 toneladas de CO₂ al año y abastecer a más de 33.000 hogares formoseños.

Por su parte, Ambiente y Energía SAS desarrolla un megaproyecto de parques solares que, con una inversión estimada de USD 67 millones, tendrá una potencia de 80 MW en la región de Laguna Blanca, Ibarreta y Pirané. Estos parques ya están licitados y adjudicados, por lo que falta la autorización de CAMMESA para que se avance con las obras.

A esto se suman las iniciativas proyectadas en Formosa capital, Clorinda y Güemes, que prevé otros 100 MW. El 30 de septiembre se realizará la licitación para elegir a la firma que lleve adelante dichos parques solares. 

Impacto en el desarrollo local

La llegada de estos parques solares genera una cadena de beneficios que trasciende lo energético. En primer lugar, se multiplican las oportunidades de empleo. En paralelo, se impulsa la actividad de proveedores locales y economías regionales, que encuentran en estos proyectos una fuente de crecimiento sostenido.

“Revolucionamos los pueblos donde construimos estos parques, movilizando la economía local y promoviendo el desarrollo”, sintetizó Juan Pablo Martínez, gerente de energía renovable de MSU Green Energy.

Además, genera una alternativa en el servicio eléctrico en distintas zonas de la provincia. En un contexto global marcado por la urgencia de reducir emisiones y afrontar los altos costos de energía que impone la Nación, Formosa aporta con hechos concretos: menos gases de efecto invernadero, más energía limpia y un modelo de desarrollo que conjuga innovación privada, políticas públicas y cuidado ambiental.

Proyección de futuro

La proyección es clara: la energía solar se convierte en un motor de desarrollo económico, social y ambiental, con capacidad para transformar la matriz productiva y abrir nuevas oportunidades en sectores como la industria, los servicios y el turismo sustentable.

Formosa pasa de ser una provincia periférica en el sistema eléctrico a ser estratégica en el nuevo modelo. Lo hace gracias a una combinación de visión estatal, confianza empresarial y compromiso con las generaciones futuras. En un mundo que exige energías más limpias y modelos de desarrollo más inclusivos, Formosa da un paso al frente y se consolida como ejemplo en el NEA.

La transición energética no es un destino lejano, sino un camino que ya empezó a transitarse. Y Formosa lo recorre con paso firme, demostrando que la energía del sol puede iluminar no solo hogares, sino también el futuro de toda una comunidad.

La entrada Más de USD 192 millones en parques solares: con una fuerte inversión privada, Formosa apuesta al desarrollo sostenible se publicó primero en Energía Estratégica.

Huawei eligió el PVBook 2025 como escenario estratégico para presentar dos soluciones de almacenamiento que apuntan a marcar un nuevo estándar en la región: la LUNA2000-4.5MWh-2H1, orientada a proyectos utility-scale, y la LUNA2000-215-2S10, diseñada para el segmento comercial e industrial (C&I).

Ambas responden a los desafíos que enfrenta América Latina en la integración de energías renovables en la red eléctrica, aportando eficiencia, flexibilidad y seguridad en distintas escalas de proyecto, y su información ya se encuentra disponible en el catálogo internacional estratégico y gratuito, desarrollado por Energía Estratégica. 

El sistema LUNA2000-4.5MWh-2H1 ofrece 4,5 MWh útiles en un contenedor compacto de 20 pies HQ, con una potencia nominal de 2.236 kW y un régimen de carga/descarga de 0,5 C. Con una eficiencia RTE del 90,3 %, maximiza el retorno de inversión para desarrolladores y operadores.

Además, integra un sistema de enfriamiento líquido que optimiza la temperatura y dispone de certificaciones de protección eléctrica y térmica IP55 y UL9540A. Además, cuenta con diagnóstico inteligente que permite ejecutar operación y mantenimiento en segundos, reduciendo costos y tiempos de gestión.

Por su parte, LUNA2000-215-2S10 se presenta como una solución ideal para empresas e industrias que buscan autonomía energética con fiabilidad. Con 215 kWh útiles, 100 % de profundidad de descarga y un ciclo de eficiencia de 91,3 % a 0,5 C, este sistema destaca por su diseño plug-and-play y su capacidad de monitoreo remoto que simplifica la operación y el mantenimiento.

Su resistencia a entornos exigentes —operando entre –30 °C y 55 °C y a alturas de hasta 4.000 metros sobre el nivel del mar— la convierte en una herramienta adaptada a los desafíos propios de la región.

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Estas innovaciones llegan en un momento en que el sector energético latinoamericano atraviesa un crecimiento sostenido en energías renovables y exige cada vez más soluciones de almacenamiento confiables y eficientes.

De este modo, Huawei ha sabido anticiparse a estas necesidades locales con tecnologías que integran no solo eficiencia técnica, sino también capacidades digitales avanzadas como monitoreo inteligente, compatibilidad con sistemas híbridos y gestión de redes. Esta flexibilidad ha sido crucial para su consolidación en un entorno altamente competitivo y tecnológicamente exigente.

El respaldo de su trayectoria en la región otorga credibilidad a estas nuevas propuestas. De acuerdo con datos de Wood Mackenzie, en 2024 Huawei se posicionó como el claro líder del mercado de inversores fotovoltaicos en América Latina y el Caribe, con un 39 % de la cuota regional.

En números absolutos, esto representó aproximadamente 11.160 MWac de los más de 28.600 MWac enviados en la región durante el año, una muestra contundente de su capacidad de despliegue y volumen.

El impulso de la firma ha estado marcado por su estrategia de penetración en proyectos utility-scale y productos inteligentes adaptadas a las condiciones específicas de los mercados latinoamericanos, consolidándose como referencia indiscutible en tecnología inversora.

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Además de su apuesta por utility-scale, Huawei ha fortalecido su presencia en el segmento C&I con soluciones de storage y nuevos inversores optimizados para grandes instalaciones. También expandió su red de distribución en mercados emergentes como Bolivia, impulsó tecnologías Grid Forming para reforzar la estabilidad de la red y colaboró con CENACE en México en la digitalización de la operación eléctrica. Estos movimientos estratégicos le valieron ser reconocida por cuarto año consecutivo como “Customers’ Choice” en el informe Gartner Peer Insights 2025 para plataformas de almacenamiento, confirmando la confiabilidad y el reconocimiento internacional de sus soluciones.

La participación de Huawei en el PVBook 2025, catálogo internacional elaborado por Energía Estratégica y disponible de manera gratuita, constituye un aporte significativo para el ecosistema renovable, ya que acerca información técnica validada a desarrolladores, EPCistas e inversionistas que planifican proyectos en Latinoamérica y Europa. Con la LUNA2000-4.5MWh-2H1 y la LUNA2000-215-2S10, la compañía no solo refuerza su liderazgo en almacenamiento energético, sino que también ratifica su compromiso con una transición energética más limpia, confiable y resiliente en la región.

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 S-5!, autoridad líder en soluciones de fijación para techos metálicos, anuncia nuevas alianzas de distribución en Argentina, Colombia, El Salvador y Guatemala. Estas alianzas estratégicas representan un paso importante en la expansión de S-5! en América Latina, haciendo que su línea completa de soluciones de fijación solar sea más accesible que nunca en la región.

• Argentina – Taurus Energía

Taurus Energía, la división de energía renovable de Grupo Taurus en Buenos Aires, se suma a la red de distribución en Argentina. Grupo Taurus, una empresa familiar con más de 60 años de experiencia industrial, lanzó Taurus Energía para atender la creciente demanda de soluciones de energía renovable personalizadas y equipos especializados.

“Vemos a S-5! como una empresa sólida que respalda sus productos y su trayectoria. Con esta nueva alianza, buscamos transmitir la confiabilidad tanto de la marca S-5! como de nuestra empresa a nuestros clientes, quienes tienen necesidades diversas pero comparten un mismo objetivo: trabajar con productos y personas de confianza”, comentó Joaquín Rivero, gerente de Desarrollo de Negocios en Taurus Energía.

• Colombia – iNaranja

Con sede en Bogotá, iNaranja es una firma de ingeniería y consultoría energética enfocada en el diseño, desarrollo e implementación de proyectos eléctricos, solares y de eficiencia energética en toda Colombia. Reconocida por su enfoque práctico y experiencia técnica, iNaranja ahora acerca las soluciones de S-5! a clientes que buscan fijaciones solares rentables y de alto rendimiento.

“Probamos los productos de S-5! en nuestras propias instalaciones, lo que confirmó su resistencia, confiabilidad y las ventajas que aportan a nuestro mercado. La innovación detrás de sus productos responde directamente a nuestra necesidad de mantener los costos operativos bajo control sin sacrificar calidad. Las soluciones S-5! nos brindan la confianza de ofrecer lo mejor a nuestros clientes y al mercado regional. Recibimos esta alianza con gran entusiasmo, sabiendo que nos permitirá fortalecer proyectos más eficientes y competitivos”, afirmó Luis Betancourt, ingeniero de Ventas en iNaranja.

• El Salvador & Guatemala – Sunrise Latam 

Como distribuidor regional de soluciones fotovoltaicas “todo en uno”, Sunrise apoya a EPCs, integradores de sistemas e instaladores con un portafolio integral de productos de calidad, soporte técnico localizado y capacitación continua en El Salvador y Guatemala.

“Elegimos asociarnos con S-5! por su ingeniería comprobada y su portafolio de soluciones específicas por aplicación que preservan la integridad del techo. Con esta alianza, nuestros clientes se beneficiarán de especificaciones precisas, tiempos de respuesta rápidos y disponibilidad local de inventario, lo que en última instancia reducirá los costos generales de los proyectos y elevará el estándar de instalación”, señaló Alejandro Díaz, gerente regional de Ventas en Sunrise.

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El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos de la Provincia de Buenos Aires, a través de la Subsecretaría de Energía bonaerense, firmó un convenio con autoridades de la Universidad Tecnológica Nacional (UTN) y el Foro Regional de Energía de Buenos Aires (FREBA) para financiar el desarrollo y la implementación del primer dispositivo argentino en escala real para el aprovechamiento de energía undimotriz.

Esta nueva tecnología, también conocida como energía olamotriz, es la que aprovecha el movimiento de las olas para generar electricidad y se instalará en la Escollera Norte del Puerto de Mar del Plata. Se trata de un hito para la industria y la ciencia argentina, ya que combina investigación aplicada, transferencia tecnológica y producción local, fortaleciendo el vínculo entre Universidad, Estado y sector privado.

El convertidor consta de dos boyas unidas a un núcleo donde se encuentra el mecanismo que transforma el movimiento ondular del mar en un movimiento giratorio continuo que se envía a un generador para producir la energía eléctrica.

El Convenio Específico que se suscribe en esta ocasión, prevé un financiamiento de USD 138.000 con fondos de Investigación y Desarrollo provenientes del Programa Provincial de Incentivos a la Generación de Energía Distribuida Renovable (PROINGED), administrado conjuntamente por la Subsecretaría de Energía y el FREBA. Los fondos de este Programa provienen de un agregado tarifario para energías renovables que los usuarios abonan con las facturas de electricidad de la Provincia de Buenos Aires.

El convenio fue firmado en el Centro Bonaerense de Energías Renovables por el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni; el presidente de FREBA, Fernando Pini; el secretario General del Foro, Gustavo Piuma Justo; el decano de la UTN Regional Buenos Aires, Guillermo Oliveto; y el coordinador del PROINGED, Ricardo Lospinnato.

Beneficios de la tecnología desarrollada

• El aumento de la cantidad de energía renovable en la matriz energética.
• La disponibilidad energética del mar argentino está considerada como una de las mejores del mundo.
• La construcción de los equipos convertidores en nuestro país para fomentar el trabajo nacional.
• La inversión necesaria para la construcción de estos equipos es comparable a los aerogeneradores, pero con un potencial 5 veces superior con un factor de capacidad mucho mayor.
• El impacto ambiental de esta tecnología es muy bajo, el dispositivo no perturba la flora ni la fauna marina durante su funcionamiento, no requiere el uso de combustibles.
• La energía de las ondas marinas es 10 a 30 veces más densa que la energía solar y 5 veces más densa que la energía eólica.

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Future Energy Summit (FES) Perú expuso el nuevo mapa de inversiones renovables en el país junto a más de 400 líderes del sector, entre representantes de empresas, autoridades gubernamentales y organismos multilaterales. 

La jornada se enfocó en definir regulaciones, analizar las condiciones de mercado y acelerar la transición energética en el país. Por lo que uno de los paneles centrales fue “La visión estratégica de los grandes actores para el impulso de la Transición Energética de Perú”, donde referentes del sector revelaron cifras concretas y plantearon los principales desafíos que enfrenta la industria.

Uno de los anuncios más destacados fue el de Marco Fragale, CEO de Orygen, quien confirmó que la compañía mantiene su presencia con centrales hidroeléctrica, térmica, solar y eólica, que planea ampliar en los próximos años. 

“Mantenemos un amplio portafolio y una cartera priorizada de alrededor de 3 GW de nuevas plantas renovables. Esos 3 GW son solares y eólicos híbridos, con una relación 50-50, aunque un poco más eólico porque hay mucho solar en el sistema, pero tenemos proyectos híbridos que nos ayudan a ser más competitivos”, reconoció. 

Por el lado de Fenix, su gerente general Juan Elías Salinas explicó que la empresa, con operaciones integradas entre Chile y Perú, cuenta con cerca de 5000 MW de capacidad instalada, con un 60% proveniente de renovables. 

Y en el caso peruano, avanzan con más de 2000 MW en desarrollo. “Queremos encontrar un portafolio diversificado tecnológica y geográficamente en Perú”, afirmó Salinas, en línea con las proyecciones de crecimiento de la demanda.

Mientras que Mario González del Carpio, CEO de Luz del Sur, destacó el camino recorrido por su empresa desde 2015 hasta la fecha, con la operación de su primera central hidroeléctrica, la compra de dos parques solares en Arequipa e Ica, y el proceso de adquisición de una tercera planta eólica, lo que completará 400 MW de capacidad.

“Tenemos concesiones de generación hidroeléctrica listas para desarrollar, esperamos hacerlo pronto. Una es de 280 MW y otra de 300 MW, pero para cuando el mercado esté dispuesto a aceptar esa inversión”, vaticinó. 

“A futuro pensamos en construir proyectos pequeños pero inteligentes. Apuntamos a un crecimiento gradual, y vemos que los beneficios los puedan tener tanto las grandes industrias como todo el país”, agregó. 

La transmisión será fundamental para el ingreso de dichos parques de generación renovable. Es por ello que desde ISA Energía brindaron definiciones sobre las necesidades del sistema a mediano plazo. 

Según Cristian Remolina, gerente general de la compañía, se requerirán 3000 MW de capacidad adicional hasta 2028 para sostener el equilibrio de la matriz. Aunque aclaró que las redes planificadas están diseñadas para responder a la demanda de las próximas décadas.

Análisis de precios: renovables cada vez más competitivas

Uno de los aspectos más relevantes del debate fue la reducción acelerada de los precios solares, especialmente en el contexto actual del mercado. Los especialistas estimaron que los proyectos fotovoltaicos en Perú se ubicarán “muy por debajo” de los USD 35 MWh, y podrían alcanzar niveles menores a los USD 30 MWh, dependiendo del factor de planta y otros parámetros técnicos.

No obstante, coincidieron en que el análisis de precios debe considerar más que el costo nivelado. Sino que enfatizaron la necesidad de evaluar también cuánto tiempo transcurre desde la concepción del proyecto hasta su construcción, etapa en la que las trabas regulatorias tienen un impacto directo.

En este punto, Fragale fue claro al señalar que aún no han incluido almacenamiento en el portafolio de Orygen, aunque las condiciones podrían cambiar pronto. 

“Se dan cambios en el mercado de servicios complementarios, que junto con un requerimiento para todas las centrales, podría dar la posibilidad de implementar más proyectos de almacenamiento y generar un mercado de baterías, siempre y cuando el reglamento sea óptimo y eficiente”, expresó el CEO.

Remolina aportó que uno de los avances más esperados en este frente es la reglamentación de la ley de servicios complementarios, cuyo contenido normativo se prevé para el comienzo del próximo año. “Se espera que el reglamento se emita en enero de 2026”, manifestó el ejecutivo de ISA Energía, quien ve en esta norma un catalizador para desplegar almacenamiento a gran escala.

El diagnóstico general de los líderes energéticos fue claro: Perú tiene más de 6000 MW de proyectos renovables en marcha proveniente de grandes players del sector, con costos competitivos y un apetito privado para invertir. Sin embargo, sin reformas regulatorias claras y ágiles, el potencial no se traducirá en resultados concretos a la velocidad requerida por la transición energética.

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Lader Energy fortalece su estrategia en Chile con una cartera de proyectos en desarrollo, apostando por proyectos híbridos (solar + almacenamiento) y sistemas BESS (battery energy storage system) stand alone a lo largo del país. 

“Tenemos un portafolio de 1,6 GW aproximadamente, de los cuales casi 1 GW están contratados con inversionistas. Estamos trabajando con dos fondos de inversión en cuatro proyectos, de los cuales tres parques solares se ubican en la zona central y sur del país, y uno en la zona norte”, reveló su CEO, Horacio Vásquez, en diálogo con Energía Estratégica. 

El proyecto localizado en Antofagasta se trata de un parque híbrido que contempla 300 MW de capacidad fotovoltaica solares más sistemas de almacenamiento BESS. Mientras que el segundo mencionado se denomina “Rinconada Solar”, en la Región Metropolitana”, el cual prevé 220 MW de potencia fotovoltaica y acaba de ingresar al Servicio de Evaluación Ambiental de Chile.

“Por otro lado, tenemos dos proyectos denominados El Coipo Solar (120 MW) y Monterrico Solar (240 MW), que están en la comuna de Teno (región del Maule) y en la zona de Chillán (Región de Ñuble), que están en tramitación ambiental. Estos proyectos los tenemos con fondos de inversión, y se espera que puedan iniciar construcción en 2027”, afirmó Vásquez. 

Además de estos proyectos en sociedad, la compañía desarrolla dos iniciativas por cuenta propia que destacan por su perfil innovador. Una de ellas es la central BESS Lo Prado, un sistema stand-alone de 300 a 400 MW con cinco horas de almacenamiento, ubicado en la Región Metropolitana, que ingresará a tramitación ambiental durante octubre. 

“En tanto que el otro es Las Cardas Solar, una planta de 200 MW solares con BESS ubicada en la Región de Coquimbo, que tiene previsto su ingreso ambiental antes de fin de año y proyecta su construcción para 2028”, complementó el CEO de Lader Energy. 

“Nuestro objetivo es pasar de 1,5 GW en desarrollo a alrededor de 2,5 GW de proyectos en desarrollo con inversionistas en los próximos dos años”, aseguró Vásquez Mena.

El pipeline chileno se complementa con una presencia regional en rápido crecimiento. Según cifras oficiales de la empresa, el portafolio solar de Lader Energy incluye 2,4 GW en Chile, 1,5 GW en Perú, 700 MW en Argentina, 500 MW en Colombia, 120 MW en Ecuador y 200 MW en México, con planes de escalar a 600 MW en este último mercado antes de fin de año.

La firma también avanza en nuevos modelos de negocio complementarios al desarrollo utility scale. En este sentido, acaba de completar su primer proyecto de generación distribuida bajo Net Billing, con un sistema de 300 kW fotovoltaicos para la Universidad de Chile, con PPA firmado y ya inaugurado días atrás.

Con este modelo, la compañía apunta a clientes industriales, comerciales y del sector educativo que requieren soluciones flexibles, rápidas y con bajo consumo de suelo.

Demanda 24/7 y la irrupción de los data centers

Lader Energy también identifica un nuevo segmento de mercado en crecimiento: los data centers, que requieren suministro continuo renovable 24/7 y se están convirtiendo en un actor clave de la demanda energética en Chile.

“Ya llevamos 3-4 meses con ese modelo de negocio complementario y estamos conversando con varias empresas de data centers”, reconoció Vásquez Mena, aludiendo que Chile aparece como destino privilegiado para estos proyectos por su infraestructura de telecomunicaciones y conectividad, lo que podría transformar al país en un hub regional de almacenamiento y procesamiento de datos.

En este contexto, la firma ya trabaja en aprovechar terrenos propios, cercanos a conexiones disponibles, para desarrollar proyectos específicamente diseñados para este tipo de clientes y lograr la aprobación de los permisos en el menor tiempo posible. 

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Con el foco puesto en consolidarse como un actor clave en la transmisión eléctrica de la región, Alupar suma cuatro nuevos proyectos en Perú y alcanza un total de 14 iniciativas adjudicadas en el país. “Estamos en un crecimiento constante”, manifestó Antony Suárez, Ingeniero Regulatorio de Alupar, al destacar que la compañía ha ganado licitaciones tres años consecutivos, desde 2023 hasta 2025.

Entre las nuevas adjudicaciones en Perú se destacan los proyectos ITC: “Nueva Subestación Palca 220 kV, LT 220 kV Palca-La Pascana, ampliaciones y subestaciones asociadas (Arequipa)”, “Enlace 220 kV Planicie – Industriales, ampliación a tercer circuito”, “Enlace 138 kV Abancay Nueva – Andahuaylas, ampliaciones y subestaciones asociadas”, y “Enlace 138 kV Derivación San Rafael – Ananea, ampliaciones y subestaciones asociadas”. Estas iniciativas permitirán reforzar la infraestructura de transmisión en zonas clave del país, alineadas con el objetivo de habilitar capacidad para futuras conexiones renovables y acompañar el crecimiento sostenido de la demanda eléctrica.

La multinacional brasileña avanza en su plan de expansión latinoamericano con presencia operativa en Colombia, Perú y Chile, al margen de su casa matriz. “Nuestra matriz es una de las transmisoras más grandes de Latinoamérica, con cerca de 9.000 kilómetros de líneas en Brasil. En la TAM —que incluye los demás países— ya operamos 600 kilómetros y queremos llegar a más”, detalló Suárez en diálogo con Energía Estratégica.

En el caso específico de Perú, los 14 proyectos adjudicados incluyen líneas garantizadas, sistemas complementarios (SGP-SCT) y reasignaciones. La empresa ya operaba desde 2013 con una generadora conocida como La Virgen, pero desde entonces amplió su portafolio para enfocarse en su core de transmisión y generación. “Queremos ser una empresa líder, top, en el rubro de transmisión”, afirmó el ejecutivo.

El cronograma previsto contempla la entrada en operación de la mayoría de los proyectos para el año 2029, con contratos que estipulan 47 meses desde su adjudicación, lo que sitúa las fechas de puesta en marcha entre septiembre y octubre de ese año. La hoja de ruta técnica comenzará con ingeniería básica, seguida del abordaje de temas complejos como sostenibilidad, medioambiente y servidumbre predial.

“Eso siempre es lo más complicado”, advierte Suárez, quien resalta la importancia de la interrelación con los stakeholders, incluyendo OSINERGMIN, COES y empresas interconectadas, antes de avanzar a la obra civil. Aún sin cronogramas internos finalizados, Alupar busca llegar a tiempo a la etapa de pruebas y marcha blanca dentro del plazo estimado.

En paralelo, la compañía prepara sus redes para facilitar la conexión de energías renovables (RER). “Una parte importante es que dejamos habilitada la infraestructura para que estas centrales puedan inyectar su energía al sistema”, indicó Suárez. Entre los proyectos con los que ya mantienen contacto se destacan centrales eólicas como Vientos de Medianía, Morrope (implementada por Orygen) y Nailam, todas de 100 MW de potencia aproximada, con entrada en operación prevista desde 2026.

Actualmente, en Perú existen 45 proyectos renovables con estudios pre-operativos aprobados, que en conjunto suman 10.000 MW de posible nueva oferta, con una capacidad promedio de 180 MW cada uno. De ese total, 620 MW ya cuentan con concesión otorgada, mientras que la demanda nacional apenas supera los 7.000 MW. Este desbalance genera preocupación en el Comité de Operación Económica del Sistema (COES), que proyecta congestiones en la red eléctrica hacia 2033, incluso bajo condiciones normales de operación.

Frente a este escenario, la infraestructura de transmisión toma un rol crítico. “Actualmente estamos en el boom de las renovables. Hay muchos proyectos en todo el país y hay que tener claro que para llevar esa energía se necesitan dos partes muy importantes: transmisión y distribución”, analizó el ejecutivo. En ese sentido, remarcó que mientras la gran industria puede conectarse en alta tensión, “la mediana y la pequeña empresa necesitan que los distribuidores lleven redes en media tensión”.

El ejecutivo considera clave que el Estado acelere tanto los proyectos de transmisión como los de distribución, especialmente los proyectos ITC. “Al final, ellos son los que van a llevar la energía hasta la puerta del usuario final”, enfatizó.

Sobre la nueva Ley 32249 y el marco de servicios complementarios, Suárez reconoce que Alupar mantiene su apuesta principal en la transmisión. “Para generación hay mucha competencia, por eso tomamos una postura de estar mejor en la remuneración garantizada”, explicó. No obstante, señaló que será clave observar cómo evolucionan el almacenamiento de energía, el control de picos y la optimización del transporte, elementos que forman parte del nuevo marco.

Alupar también colabora en la actualización de la infraestructura existente, al conectarse con terceros que serán partners contractuales durante 30 años. “Nosotros mejoramos la infraestructura eléctrica que encontramos: cambios en protecciones, comunicaciones, todo por el bien del sistema peruano”, destacó el ingeniero.

Por último, sin descartar nuevos negocios, la compañía evalúa su reingreso en generación hidroeléctrica y solar. “Tenemos un equipo de nuevos negocios muy fuerte que está detrás de todo esto. Estamos evaluando hacer alguna central fotovoltaica o incluso alguna eólica, aunque no es la prioridad”, anticipó Suárez.

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La implementación de tecnologías de almacenamiento con baterías (BESS) se posiciona como una necesidad estratégica para la descarbonización y modernización del sistema eléctrico panameño. No obstante, la falta de un marco regulatorio específico impide su integración plena a las licitaciones energéticas y limita su potencial para brindar estabilidad y eficiencia a la red.

“La regulación del almacenamiento energético requiere una metodología concisa que equilibre el cumplimiento normativo, los detalles técnicos y la eficiencia en la descarbonización de la matriz eléctrica”, manifestó la profesional en energía y clima, Rosilena Lindo Riggs.

El almacenamiento con baterías es una herramienta clave para garantizar la seguridad y confiabilidad del sistema eléctrico. Lindo Riggs sostuvo que los BESS son fundamentales porque permiten regular la frecuencia, recortar picos de demanda y asegurar el arranque en negro, funciones esenciales en una red moderna. “Los sistemas de almacenamiento de energía con baterías son parte clave de la matriz diversificada y resiliente del presente y futuro”, destacó.

Pero para que el almacenamiento cumpla ese rol estratégico, es imprescindible que el Estado promueva condiciones adecuadas. “Se requiere innovación desde las instituciones públicas del sector energético, las organizaciones y empresas privadas y la construcción de infraestructura de punta”, indicó.

Actualmente, el principal obstáculo es la falta de una regulación técnica y normativa que habilite al BESS a participar activamente en el Sistema Interconectado Nacional. Lindo Riggs remarcó que es necesario que la entidad reguladora del sector eléctrico adopte un procedimiento claro para evaluar el estado de flexibilidad del sistema y los requisitos mínimos necesarios. “Es necesario que se estipule con claridad un reglamento para la participación de las tecnologías de almacenamiento desde la generación”, explicó. Además, señaló que deben publicarse informes regulares sobre la flexibilidad del sistema eléctrico, lo cual permitirá entender la necesidad real de integración de almacenamiento y orientar la planificación técnica.

Además, señaló que deben publicarse informes regulares sobre la flexibilidad del sistema eléctrico, lo cual permitirá entender la necesidad real de integración de almacenamiento y orientar la planificación técnica.

Lindo Riggs también advirtió sobre la falta de un cronograma oficial de licitaciones, lo cual limita la planificación del sector y debilita las señales de política pública. “Nos está haciendo falta un documento que oficialice el cronograma de licitaciones”, planteó, y propuso que este podría concretarse a través de una resolución de la Secretaría Nacional de Energía (SNE), publicada en la Gaceta Oficial.

En ese sentido, subrayó que sería fundamental adendar el pliego de cargos de la licitación de octubre para enero e incluir los sistemas de almacenamiento de energía con baterías. “Eso sería lo primero para darle sustento como política pública a lo indicado por el actual secretario”, sostuvo.

Uno de los grandes desafíos técnicos es definir cómo se integrarán los BESS a las redes de transmisión o distribución. Para ello, la profesional sostuvo que se deben establecer los códigos de seguridad, pruebas de verificación de rendimiento y procedimientos de puesta en servicio. “Importante es definir en la regulación cómo se llevaría a cabo su integración con redes de transmisión o distribución, cuáles serían los códigos de seguridad a aplicar, y cuáles serían las pruebas de verificación de rendimiento que se aplicarían a los BESS a instalar en Panamá”, puntualizó.

La transformación del sistema no puede depender solo de los actores técnicos o del sector privado. Lindo Riggs llamó al Poder Ejecutivo a liderar el proceso, promoviendo la implementación de nuevas tecnologías como el almacenamiento. “Desde el poder ejecutivo se requiere promover la implementación de nuevas tecnologías y procesos para mantener la seguridad y confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional”, afirmó.

Para ella, esta transformación no solo es técnica, sino también estratégica: se trata de construir una economía basada en innovación y energías renovables, donde el almacenamiento tenga un rol protagónico.

Panamá se encuentra ante una oportunidad histórica para transformar su sistema eléctrico mediante la integración de tecnologías como el almacenamiento con baterías. Pero para ello, es urgente avanzar en una regulación clara, técnica y actualizada que permita su despliegue con garantías.

Como resumió Rosilena Lindo Riggs, “el almacenamiento de energía es fundamental para la construcción y operación de redes eléctricas modernas”. Sin reglas claras, su potencial quedará subutilizado en un contexto que exige soluciones cada vez más resilientes, limpias y eficientes.

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El mercado colombiano de energías renovables atraviesa un momento decisivo. Con solo un 8% de participación en la capacidad instalada de generación, el país dispone de un margen considerable para nuevas inversiones, tanto nacionales como internacionales.

Marco Vera, gerente de Vera Energy SAS, aseguró que “el potencial de crecimiento es aún amplio”. De esta manera, en diálogo con Energía Estratégica, recomendó que la transición debe entenderse más como una adición energética que como un reemplazo, donde la clave será la diversificación.

En este sentido, considera fundamental no limitarse al desarrollo de la energía solar fotovoltaica y la eólica, sino integrar tecnologías como pequeñas centrales hidroeléctricas, bioenergía, geotermia e incluso nuclear. “Se requiere mantener los incentivos tributarios a la inversión y los incentivos regulatorios para la operación técnica y comercial”, subraya.

El interés por invertir en Colombia sigue la tendencia global en renovables, aunque las motivaciones locales difieren. “La necesidad particular de Colombia no es la descarbonización per se de la matriz, dado que es relativamente baja la intensidad de carbono de la misma, dada la mayor participación de las hidroeléctricas de gran escala”, explicó Vera. Por ello, insiste en que el país debe priorizar un enfoque en seguridad y complementariedad energética, más que en liderar la acción climática regional.

Atraer capital sigue siendo el gran desafío. La naturaleza intensiva en capital de estos proyectos hace imprescindible abrir el sector a fondos internacionales de inversión, banca multilateral y recursos de cooperación climática.

Sin embargo, persisten barreras que afectan la confianza de los inversionistas, como la complejidad del licenciamiento ambiental y los elevados costos derivados de las consultas previas con comunidades étnicas. “La viabilidad social y territorial de los proyectos requieren también ajustes institucionales”, advirtió el directivo.

En cuanto a las preferencias del mercado, la energía solar fotovoltaica es la más demandada, principalmente por su capacidad de descentralizar la generación y desarrollar recursos energéticos distribuidos, pero su bajo factor de planta está impulsando el crecimiento de proyectos híbridos que incluyen sistemas de almacenamiento con baterías, lo que ofrece mayor estabilidad a la red.

Los inversionistas también concentran su atención en proyectos greenfield en estado Ready to Build, aunque los más conservadores optan por proyectos en estado COD, aun pagando sobrecostos para reducir riesgos constructivos y garantizar contratos de compraventa de energía a largo plazo.

Los esquemas de financiamiento más utilizados son los contratos PPA con offtakers bancables, que permiten plazos de entre 15 y 20 años, mientras que las PCHs continúan estructurándose bajo modelos de project finance vía sociedades SPV con administración fiduciaria, que aseguran flujos de caja estables. En proyectos de menor escala, como minigranjas solares, los inversionistas estratégicos utilizan equity a través de fondos de inversión, mitigando riesgos mediante la participación directa de los promotores en acuerdos como JDA, SPA, EPC, PPA y COD.

No obstante, el esquema del Cargo por Confiabilidad sigue siendo una barrera. “El esquema sigue representando más un costo que un ingreso para este tipo de proyectos de generación a partir de energías renovables variables”, sostuvo Vera.

En su opinión, la regulación debe evolucionar hacia mecanismos que remuneren servicios complementarios, como los ancillary services, y que reconozcan el valor de la complementariedad eficiente en la operación del sistema eléctrico.

Pese a los retos, la perspectiva para los próximos años es favorable. Colombia no busca convertirse en el hub de renovables de América Latina, pero sí en un referente en innovación para la seguridad energética. “Lo que sí podríamos liderar es en impulsar un hub de innovación para la seguridad energética, con la participación de distintas fuentes y tecnologías, tanto convencionales como no convencionales, renovables y no renovables, que nos garantice un desarrollo y crecimiento sostenible a precios competitivos”, concluyó el gerente de Vera Energy SAS.

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La Asociación Gremial de Pequeños y  Medianos Generadores (GPM-AG) compartió a los candidatos presidenciales (habrá elecciones en noviembre del presente año) y a la  opinión pública su Position Paper “2026-2030: certezas, competencia y flexibilidad  para el futuro energético de Chile”, que busca aportar insumos concretos al debate  sobre el desarrollo del sistema energético nacional durante los próximos años. 

El documento, de 10 páginas, propone una Agenda Ejecutiva de Trabajo sustentada  en cuatro ejes estratégicos: certeza regulatoria, competencia efectiva, flexibilidad  del sistema y suficiencia energética. Los ejes representan 10 prioridades de acción  orientadas a promover un mercado eléctrico más transparente, competitivo y  sostenible. 

Con este Position Paper, GPM-AG hace un llamado a avanzar hacia un marco  regulatorio predecible, a fortalecer la competencia y a disponer de un sistema  flexible, capaz de incorporar soluciones de almacenamiento y tecnologías de manera  neutra, promoviendo una transición energética que beneficie a todo el país. 

El diagnóstico que plantea GPM-AG refleja los principales obstáculos que enfrenta el sector. Entre ellos destacan la falta de certeza regulatoria y los procesos de permisos lentos y complejos; un mercado de licitaciones dominado por grandes empresas que limita la participación de actores medianos; y un marco de distribución obsoleto que impide la digitalización y el acceso abierto. 

Asimismo, la asociación advierte sobre el aumento de vertimientos por congestión y rigideces operacionales, lo que reduce la eficiencia del sistema y erosiona la rentabilidad de los proyectos renovables. 

Otro de los puntos críticos es la escasa habilitación del almacenamiento energético: las baterías no pueden integrarse de forma plena en proyectos de distinta escala sin perder beneficios regulatorios. 

A ello se suma la concentración del negocio de potencia y servicios complementarios en manos de grandes generadores, la falta de soluciones renovables con almacenamiento para los sistemas medianos y territorios aislados —que aún dependen del diésel— y los crecientes problemas de seguridad por robos y vandalismo en instalaciones.

Para enfrentar estos desafíos, el gremio propone un conjunto de medidas. En materia de certeza regulatoria, plantea la implementación obligatoria de evaluaciones de impacto regulatorio y la aplicación de principios de gradualidad y no retroactividad en los cambios normativos. A la par que sugiere mejorar la coordinación entre instituciones públicas y reforzar reglas de competencia que eviten ventajas indebidas de los actores dominantes. 

En cuanto a licitaciones, GPM-AG sugiere incorporar contratos flexibles, con bloques horarios y reconocimiento explícito del almacenamiento y la potencia firme, lo que abriría espacio a una mayor participación de empresas pequeñas y medianas. 

“Se propone asegurar mayor participación del 41,2% de capacidad instalada en manos de generadores medianos, diversificando la oferta y reduciendo la concentración”, detalla el Position Paper.

Asimismo, plantea la habilitación de hibridación de proyectos con baterías sin perder beneficios regulatorios, un marco específico para sistemas BESS stand-alone y la creación de un sandbox regulatorio para pilotos de flexibilidad. 

La agenda también contempla la simplificación de la permisología a través de una ventanilla única digital, plazos perentorios y silencio positivo en trámites clave, así como la modernización de los sistemas medianos, con acceso abierto, incorporación de almacenamiento y medición de impactos territoriales en empleo, reducción de costos y continuidad de servicio. 

Un llamado para el nuevo ciclo político

GPM-AG enmarca estas propuestas en el contexto del nuevo ciclo político 2026–2030, considerando que en noviembre el país elegirá nuevo presidente y, por tanto, cambiarán las autoridades que definirán el rumbo y planificación de la transición energética. 

Para el gremio, es clave establecer un marco de reglas claras y predecibles que asegure mayor competencia, diversificación tecnológica y una transición energética justa que favorezca tanto a los inversionistas como a los consumidores finales. 

El documento concluye que, con las reformas adecuadas, Chile podrá reducir vertimientos, mejorar la seguridad de suministro, bajar los costos para los usuarios y dar un paso decisivo en la descarbonización, consolidando un sistema eléctrico más resiliente y preparado para los desafíos del futuro.

Sobre GPM:  

Es la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM AG), que representa a  20 empresas de generación eléctrica, con presencia en las 16 regiones de Chile.  

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Durante la gira regional “Retos de Productividad y Estrategias para Acelerarla en el Sector Energético Global y Regional”, desarrollada por KPMG en septiembre en El Salvador, Honduras, Guatemala y Costa Rica, se abordaron los principales desafíos estructurales que enfrenta Centroamérica para mejorar su productividad energética. Con la participación de más de 150 líderes del sector, la Directora de Operaciones Comerciales en EDP Services, Ingrid Chávez de Mendoza, destacó que el enfoque estuvo puesto en identificar brechas concretas y oportunidades de mejora para fortalecer la competitividad.

Las exposiciones estuvieron a cargo de Silvia González Zamora, líder global de sostenibilidad social; Alberto Rivas González, líder de tecnología y cadena de valor ética en América; y Luis Rivera, socio consultor y líder regional centroamericano, quienes compartieron un diagnóstico enfocado en tres drivers fundamentales de productividad: intensidad de capital, composición de la fuerza laboral y productividad multifactorial.

Según Chávez de Mendoza, el primero de estos ejes aborda la inversión en infraestructura, tecnologías y activos para modernizar el sector energético. “La intensidad de capital está relacionada con la inversión en nuevas tecnologías, activos, infraestructura y con la modernización del sector energético”, manifestó. Este punto incluye la capacidad instalada en generación, transmisión y distribución, y su impacto en la reducción de costos y sostenibilidad. Mientras Costa Rica lidera con un 99,98% de generación eléctrica renovable, Honduras mantiene niveles elevados de pérdidas en transmisión, con una necesidad de inversión del 41%.

En cuanto a la composición de la fuerza laboral, el análisis se centró en la preparación técnica, diversidad y participación femenina. Chávez de Mendoza explicó que “se valora la participación femenina y de grupos tradicionalmente excluidos como condición necesaria para una transición energética justa y sostenible”. No obstante, la región muestra cifras bajas: 32% de participación femenina en renovables y 22% en petróleo y gas, con apenas 24% en juntas directivas y 22% en gerencias en empresas de energía renovable.

El estudio presentado por KPMG evidenció las causas estructurales de esta brecha: pobreza energética, trabajo doméstico no remunerado y limitaciones educativas. Chávez de Mendoza puntualizó que “si las empresas adoptan esquemas laborales flexibles y promueven políticas de equidad, se puede evitar que muchas mujeres abandonen el sector al priorizar la familia”. Hoy, el 11% de las mujeres renuncia por razones familiares, y solo el 8,7% de las empresas energéticas invierte en liderazgo femenino, mientras que un 68% no cuenta con políticas de género.

Durante el evento se propusieron acciones concretas: reclutamiento proactivo en carreras STEM, teletrabajo, licencias compartidas, visibilización de modelos femeninos de éxito, capacitación en liderazgo basada en competencias y publicación de indicadores de equidad. “Todo lo que se mide puede mejorarse”, subrayó la ejecutiva.

En el plano de la productividad multifactorial, los especialistas remarcaron la importancia del uso eficiente de capital, trabajo y tecnología. Chávez de Mendoza afirmó que “la región necesita cerrar brechas de ingresos, generar empleo de calidad e insertarse en cadenas globales de valor. Eso solo se logra con eficiencia e innovación”.

Uno de los temas que generó mayor interés fue la incorporación de inteligencia artificial. “El uso de inteligencia artificial generativa, asistentes virtuales, modelos predictivos de demanda y mantenimiento automatizado puede marcar la diferencia en la eficiencia del sector”, señaló. Según un relevamiento realizado por KPMG en un webinar previo, el 69% de las pymes planea invertir en IA, pero solo el 1% de los líderes empresariales considera que sus organizaciones dominan esta tecnología.

La ejecutiva añadió que “la capacitación continua y personalizada mediante chatbots puede democratizar el conocimiento y hacer más ágil la transferencia de experiencia entre generaciones”, en referencia a una estrategia de digitalización del talento interno que se propuso como solución para la retención de conocimiento técnico.

Las expectativas de inversión energética en la región son altas. Guatemala y Honduras avanzan en nuevas licitaciones de generación, mientras Costa Rica afianza su matriz limpia. No obstante, Chávez de Mendoza advirtió que “no basta con invertir en generación; también hay que fortalecer la transmisión y reducir pérdidas técnicas y no técnicas”.

Además, los fenómenos climáticos se posicionaron como la principal amenaza para las empresas del sector: el 55% de los encuestados lo reconoció como el mayor riesgo disruptivo, muy por encima de los ciberataques o fallos tecnológicos. “La resiliencia energética se vuelve prioritaria, tanto como la eficiencia o la transición tecnológica”, expresó la ejecutiva.

Como resultado de los encuentros, EDP Services proyecta nuevas iniciativas para el último trimestre del año. “Estamos organizando talleres sobre inclusión de género y preparando webinars con especialistas. Además, nos queda pendiente incorporar a Nicaragua y Panamá en futuras actividades regionales”, anticipó Chávez de Mendoza.

Centroamérica avanza con decisión hacia una matriz energética más limpia, pero para mejorar su productividad deberá cerrar brechas en infraestructura, innovación y equidad. La ventana de oportunidad está abierta y el momento de actuar es ahora.

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Este 29 de septiembre, el Hotel InterContinental Lima Miraflores es sede del evento más relevante del sector energético en Hispanoamérica. Future Energy Summit (FES) celebra hoy su primera edición en Perú, convocando a más de 400 asistentes del más alto nivel: CEOs de empresas líderes, autoridades nacionales, asociaciones clave del sector y organismos multilaterales, en una jornada que marcará un punto de inflexión en la conversación sobre la transición energética del país.

La presencia de compañías como JA Solar, Trina Solar, Jinko Solar, CATL, Solar Steel, Sungrow, Solax Power, Luz del Sur, Hernández & Cía, Elecnor Perú, Canadian Solar, Yingli Solar, GCL y Haitai Solar, junto a firmas como CAPO Energy, Nordex, ACCIONA, DIPREM, AFRY, Alurack, DQD, ISA Energía, Great Power y BLC Power Generation, dan cuenta del peso estratégico de este encuentro. A ello se suman actores institucionales de primer nivel como FMO, y asociaciones como la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR), H2 Perú, Perú Renovables, ACESOL y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), que aportarán análisis sobre marcos regulatorios y proyecciones regionales.

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La jornada de FES Perú abordará los temas más sensibles y urgentes para el desarrollo renovable en Perú. La energía solar fotovoltaica será uno de los focos de apertura, con las visiones de Acciona Energía, JA Solar y Statkraft sobre los cuellos de botella del mercado, tiempos administrativos, competitividad tecnológica y señales necesarias para el despegue del sector.

A continuación, las compañías Orygen, ISA Energía, Fénix y Luz del Sur liderarán una discusión estratégica sobre los compromisos hacia 2030, las rutas para acelerar la transición energética y el posicionamiento de Perú en el mapa regional.

Esta visión institucional se verá reforzada con un panel dedicado a la política energética nacional, donde participarán referentes como Roberto Tamayo Pereyra (ex MINEM), Renzo Rojas (PROINVERSIÓN), Cesar Butrón (COES) y Raquel Carrero (SPR), quienes analizarán metas de descarbonización, licitaciones, horizonte regulatorio y oportunidades para convertir al país en un hub renovable.

En paralelo, el enfoque tecnológico ocupará un lugar destacado. Empresas como Gonvarri Solar Steel, Sungrow, Trina Solar, Jinko Solar y Zelestra presentarán innovaciones en automatización, digitalización y almacenamiento con baterías, orientadas a maximizar la eficiencia de las plantas solares y permitir su integración con mayor confiabilidad en el sistema eléctrico.

La energía eólica también tendrá una participación central. Expertos de Nordex Acciona Windpower, IGNIS Energía y AFRY explorarán la competitividad de esta fuente frente a otras tecnologías, las condiciones habilitantes para el desarrollo de nuevos parques y los desafíos de permisos e inversiones en el país.

Otro momento relevante será el panel dedicado a sistemas BESS, donde se debatirán oportunidades concretas para acelerar la diversificación de la matriz energética peruana a partir de esquemas de almacenamiento. A esto se suma un espacio estratégico donde convergen dos pilares económicos del país: minería y renovables. Este bloque analizará cómo avanzar en contratos, financiamiento y modelos de negocio que integren sostenibilidad y eficiencia energética en las operaciones mineras.

Más allá de los contenidos, FES Perú se destaca por su capacidad para facilitar el networking de alto nivel, con decenas de mesas de negocios y conversaciones bilaterales entre empresas, inversores, autoridades y desarrolladores. En esta primera edición en Perú, el evento ratifica su rol como espacio clave donde se trazan tendencias, alianzas y estrategias para impulsar la transición energética en la región.

Con un enfoque técnico, multisectorial y global, Future Energy Summit reafirma hoy en Lima su papel como el evento más importante del sector de las energías renovables en Hispanoamérica.

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Guatemala se encuentra en una etapa crítica para definir el futuro de su matriz energética: mientras avanza la licitación PEG‑5, orientada a sumar nueva generación, surgen interrogantes sobre si el país cuenta con un marco regulatorio capaz de atraer a nuevos competidores y fomentar la incorporación de tecnologías emergentes como el gas natural licuado (GNL) o las renovables a gran escala.

El principal desafío que identifican los actores del ecosistema energético es la transferencia de riesgos que impone la licitación a los oferentes. Este esquema, aunque busca eficiencia y compromiso, eleva las barreras de entrada, particularmente para nuevos jugadores que no cuentan con respaldo operativo local.

Una fuente cercana a Energía Estratégica analizó el actual esquema regulatorio y destacó que, si bien los oferentes deben asumir riesgos significativos, existen mecanismos normativos, financieros y técnicos que podrían funcionar como amortiguadores y equilibrar las condiciones de competencia.

En respuesta a las preocupaciones del sector, el Ministerio de Energía y Minas publicó recientemente la cuarta adenda a las bases de licitación tanto para PEG‑5 como para PET‑3, el proceso paralelo para ampliar el sistema de transmisión eléctrica nacional. Las modificaciones contemplan ajustes en los requisitos de experiencia técnica, capacidad económica mínima y mecanismos de verificación, buscando flexibilizar ciertas condiciones sin afectar los estándares de seguridad y desempeño.

Un aspecto central es la interdependencia entre generación y transmisión. Según las bases, más de 440 km de líneas eléctricas y 14 nuevas subestaciones deberán ejecutarse en un plazo de cinco años. Su puesta en marcha es imprescindible para que los proyectos de generación puedan evacuar energía eficientemente. No obstante, factores como permisos locales, servidumbres y coordinación con gobiernos municipales representan cuellos de botella potenciales para cumplir los cronogramas establecidos.

El especialista consultado valoró que el marco regulatorio vigente contemple el traslado de ciertos costos al Mercado Mayorista bajo supervisión de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), lo cual puede funcionar como red de seguridad para proteger las inversiones ante cambios contractuales o normativos.

También destacó que el andamiaje legal actual ofrece reglas claras y predecibles, lo cual genera confianza en inversores institucionales. Sin embargo, advirtió que será clave avanzar en una actualización normativa que dé cabida a modelos de negocio más flexibles y a tecnologías emergentes como el GNL y los sistemas de almacenamiento.

Desde el plano técnico, remarcó que los proyectos vinculados al GNL deben cumplir exigencias internacionales como la norma NFPA 59A, además de incorporar análisis de riesgos y revisiones de seguridad. Si bien esto incrementa los costos iniciales, también reduce la probabilidad de pérdidas operativas y fortalece la seguridad del sistema eléctrico.

En paralelo, el gobierno ha dejado en claro su intención de adaptar los procesos licitatorios a la realidad del sector, manteniendo como fecha límite el 24 de septiembre para introducir nuevas modificaciones. Esto sugiere una postura receptiva a las necesidades del mercado, pero también una urgencia por dar certezas y avanzar en plazos.

Guatemala se juega más que megavatios: está definiendo el tipo de competencia e inversión que quiere atraer. En ese sentido, el equilibrio entre incentivos regulatorios, viabilidad financiera y control técnico será determinante para que las licitaciones no queden en manos de unos pocos actores tradicionales, sino que funcionen como verdaderos motores de modernización y apertura del sistema eléctrico nacional.

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Central Puerto avanza en carta mandato por hasta USD 300 millones con la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo Banco Mundial, para financiar sus proyectos adjudicados en la licitación de baterías AlmaGBA de Argentina, la primera convocatoria pública e internacional enfocada en sistemas de almacenamiento stand-alone en el país.

Así lo confirmó durante un webinar el director de Asuntos Corporativos de Central Puerto, Adrián Salvatore, quien reconoció que la semana pasada arribó al país una delegación del Grupo Banco Mundial, a fin de financiar los proyectos que desarrollan desde la compañía. 

Cabe recordar que Central Puerto resultó una de las grandes ganadoras de la licitación AlmaGBA, con la adjudicación de 205 MW BESS, repartidos entre sus centrales Costanera (55 MW) y PA Nuevo Puerto (150 MW), con precios de USD 10161/MWmes y USD 11147/MWmes, respectivamente. 

El portafolio se completa con proyectos solares como El Alamito y el parque San Carlos en Salta, que tiene posibilidad de expansión, junto a la reciente adquisición de otro parque solar en esa misma provincia. El objetivo de la empresa es ampliar su oferta de generación renovable para abastecer a nuevos clientes industriales, principalmente en el sector minero.

“Además de los proyectos adjudicados en AlmaGBA, tenemos otros dos parques que están en el pipeline”, indicó Salvatore.

Este nuevo acuerdo con el Banco Mundial se suma a otro ya firmado con IFC, específicamente para financiar los estudios técnicos, económicos y ambientales de una línea de transmisión que conectará varios proyectos mineros ubicados entre el norte de Salta y Catamarca con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

El trazado de la obra de transporte eléctrico contempla una extensión inicial de 140 kilómetros, con posibilidad de ampliarse hasta 350 km, y una inversión estimada de entre USD 250 y 400 millones. 

“Identificamos varios proyectos mineros en una zona común y decidimos construir una línea de transmisión que los interconecte  con el SADI. Y el objetivo es vender o brindar energía eléctrica, mayormente renovable, a esa demanda minera”, señaló Salvatore.

“La construcción del proyecto de transmisión es un medio para cumplir con nuestra idea original de brindar una solución energética al menor costo posible y asegurar energía limpia a las mineras”, afirma el directivo”, agregó.

En su primera fase, el desarrollo de la iniciativa en la Puna junto a la Corporación Financiera Internacional prevé abastecer entre 400 y 450 MW de potencia para las operaciones mineras ya existentes, aunque se espera que con el ingreso de nuevos actores a la región se requiera más capacidad instalada.

Por lo que el objetivo es posicionarse como proveedor integral para un sector que demanda energía confiable y sustentable. “Más allá de que tengamos oferta de renovables para poder ofrecer a cada uno de esos clientes, la idea es seguir ampliando la oferta de generación renovable”, concluyó el director de Asuntos Corporativos de Central Puerto. 

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Colombia tiene aprobados 8,3 GW en nuevos proyectos de generación renovable y 98 obras de infraestructura eléctrica en cartera para reforzar el sistema. Sin embargo, la gran pregunta que ronda al sector es cuántos de estos proyectos podrán entrar efectivamente en operación.

“Desafortunadamente hay muchos desafíos frente al avance de las energías renovables en Colombia, porque si bien contamos con ventajas muy importantes, el gran obstáculo es la infraestructura de transmisión y distribución”, advierte María Paula Corrales Mendoza, abogada especialista en el sector eléctrico y asesora de la UPME.

Uno de los ejemplos más claros es el proyecto Colectora, que debía conectar al menos 15 parques eólicos y una planta solar desde La Guajira hacia el Sistema Interconectado Nacional.

“Ese proyecto todavía no ha entrado, y cada vez se aplaza más su entrada en operación. Es clave para el país, pero seguimos sin señales claras del gobierno”, resaltó Corrales, en diálogo con Energía Estratégica.

Sin embargo, el sector continúa creciendo de la mano de la solar, principalmente, y continúa su proceso de maduración donde se puede ver un mercado de contratos de energía que se ha expandido de manera notable.

Según la especialista, “los PPAs actúan como un escudo frente a la volatilidad del mercado energético, pero los inversionistas todavía sienten miedo porque no hay estabilidad en las señales del Estado”.

Esa incertidumbre se refleja en cláusulas contractuales que buscan cubrirse frente a posibles cambios regulatorios, como disposiciones de terminación anticipada, ajustes en las tarifas pactadas si varían los tributos energéticos o garantías adicionales en caso de modificaciones en la regulación del mercado.

Más allá de lo regulatorio, el desafío técnico también pesa. Numerosos proyectos llevan años esperando un punto de conexión para poder entrar en operación, lo que constituye un cuello de botella que aún no se resuelve y que impacta directamente en el futuro de la transición energética.

De esta manera, para Corrales, el gobierno debería priorizar tres medidas urgentes. “Primero, mantener e incluso fortalecer los incentivos regulatorios y tributarios; segundo, invertir en infraestructura de transmisión y distribución; y tercero, resolver el atraso en los puntos de conexión con más capital humano en las entidades”, enumeró.