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España arranca 2026 consolidando su perfil como potencia renovable en Europa, dado que en en enero, el 56,1% de la electricidad generada en el sistema peninsular fue de origen verde, considerando las estimaciones de autoconsumo.

Según Red Eléctrica de España (REE), el dato oficial sin autoconsumo fue del 50,3%, mientras que la generación distribuida fotovoltaica aportó seis puntos adicionales. Este desempeño se apoya en una base robusta: más de 80 GW de capacidad renovable instalada, de los cuales 48.130,6 MW corresponden a solar fotovoltaica y 33150,3 MW de eólica.

Este avance se dio en un contexto de menor demanda eléctrica, debido a que, durante enero, el sistema peninsular registró un consumo de 21.953 GWh, un 2% menos que en enero de 2025, tratándose del tercer mes consecutivo con descensos interanuales en el consumo, lo que refleja una combinación de factores estructurales como la eficiencia energética y la electrificación distribuida, y coyunturales como temperaturas más suaves y menor actividad industrial en algunos sectores.

A pesar de esa contracción, las fuentes limpias dominaron la generación: La eólica aportó el 23,9% (4858 GWh), la hidráulica el 12,7% y la solar fotovoltaica el 6,7%. Las tecnologías sin emisiones, incluyendo la nuclear (20,9%), alcanzaron el 71,2% de la generación mensual.

El autoconsumo fotovoltaico continúa siendo una palanca estratégica y según datos de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), el país cerró 2025 con 9,3 GW de autoconsumo instalados, de los cuales 1139 MW se sumaron durante dicho año (229 MW en el segmento residencial), aunque con una desaceleración del 3,7% respecto a 2024.

El dinamismo del sector también se refleja en la tramitación de nuevos proyectos. Solo en las primeras tres semanas de enero, 50 iniciativas renovables ingresaron a trámite ambiental, sumando más de 1600 MW, donde  la fotovoltaica representó más del 90% de esta potencia, con presencia destacada en Castilla-La Mancha, Andalucía, Extremadura y Aragón.

Mientras que promotores como Opdenergy, Forestalia, Iberdrola, Elawan y Capital Energy encabezan las solicitudes, algunas de ellas con proyectos de más de 100 MW, y en varios casos se incorporan sistemas de almacenamiento.

De ese modo, España cerró 2025 con más de 80 GW renovables instalados, acercándose a los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), que plantea alcanzar un 74% de generación renovable para 2030. Pero para cumplir esa meta, el país deberá sumar más de 50 GW nuevos en los próximos cuatro años, lo que exigirá mayor inversión en redes, procesos de tramitación más ágiles y marcos regulatorios estables.

Este debate estructural tendrá su escenario en el FES Iberia. El Future Energy Summit (FES) Iberia se celebrará el próximo 12 febrero en Madrid, y reunirá a más de 50 líderes del sector: desde autoridades públicas hasta utilities, fondos de inversión y desarrolladores. El encuentro pondrá el foco en electrificación, autoconsumo, almacenamiento y redes, claves para consolidar una transición energética robusta.

Con más del 56% de generación limpia en pleno invierno, más de 80 GW instalados y 9,3 GW de autoconsumo, España reafirma su liderazgo. El arranque de 2026 no solo muestra un avance técnico y territorial, sino también un desafío político y económico: sostener este impulso y convertirlo en una ventaja estructural en el nuevo mercado energético europeo.

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Hugo Briones fue designado como nuevo subsecretario de Energía de Chile para el gobierno del presidente electo José Antonio Kast y asumirá el cargo el 11 de marzo de 2026, bajo las órdenes de la recientemente nombrada ministra de Energía, Ximena Rincón González. 

La llegada del ingeniero civil electricista se da en un contexto de alta sensibilidad técnica para el sector, marcado por la necesidad de destrabar proyectos, alinear institucionalidad y sostener la transición energética.

Briones, de 62 años, lleva una amplia relación con el sector energético de más de tres décadas, vinculado al desarrollo, ingeniería, construcción y operación de proyectos de generación y transmisión. 

Entre marzo de 2023 y noviembre de 2024 se desempeñó como gerente de proyectos en Transelec; aunque previamente ocupó cargos de responsabilidad en Colbún, Sigdo Koppers, Mainstream Renewable Power Latam, Grupo IMELSA y Grupo Saesa, además que administró centrales térmicas, hidráulicas y eólicas en diversas regiones del país.

El subsecretario de Energía del gobierno de Kast reemplazará a Luis Felipe Ramos, quien ocupó el cargo desde marzo de 2023; y entre las últimas acciones del ahora saliente funcionario destacan su participación en el lanzamiento del Explorador de Hidrógeno Verde, herramienta que permite estimar el costo nivelado de energía combinando fuentes solar y eólica.

Asimismo, Ramos participó del encuentro Future Energy Summit (FES) Chile 2025, donde anticipó una serie de decretos para destrabar inversiones en almacenamiento, transmisión y generación distribuida; a la par que puntualizó en que el almacenamiento ya no es una solución complementaria, sino una pieza estructural del sistema eléctrico nacional.

Desde el sector privado, la designación de Briones es interpretada como un gesto favorable a la ejecución técnica, en un contexto donde se debate el esquema de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), objeto de fuertes críticas por su uso extendido del marco transitorio, y la necesidad de recuperar la confiabilidad del sistema tras el apagón del 25 de febrero de 2025.

“El nombramiento de Hugo Briones permitirá un diálogo fluido con esa repartición por cuanto el futuro subsecretario cuenta con una amplia trayectoria en el sector eléctrico. Lo anterior le ha permitido conocer de primera mano los desafíos que implica desenvolverse en una industria que se caracteriza por ser compleja tanto del punto de vista técnico como regulatorio”, manifestó Eduardo Andrade, secretario ejecutivo de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN)

En la misma línea, desde la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) consideran positiva la llegada del ex Transelec al Poder Ejecutivo y que resulta “relevante que quienes lideran áreas estratégicas del sector cuenten con experiencia probada en la industria, particularmente en materias regulatorias, de infraestructura y de gestión de proyectos complejos”. 

“Al mismo tiempo, reconocemos el liderazgo político de la ministra Ximena Rincón, cuyo rol es clave para articular consensos y conducir una agenda energética que combine visión estratégica con capacidad técnica. La complementariedad entre conducción política y expertise sectorial es fundamental para dar certezas, dinamizar inversiones y enfrentar con realismo los desafíos de permisos, transmisión y desarrollo territorial”, añadieron. 

Mientras que desde la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL) también celebraron el nombramiento de Briones y destacaron que su trayectoria es un “activo valioso” para enfrentar los desafíos regulatorios y de infraestructura que requiere el país.

“​Como gremio, estamos a total disposición de la nueva autoridad para colaborar en el fortalecimiento de las energías renovables, especialmente en el impulso de la generación distribuida y el almacenamiento, pilares fundamentales para una matriz limpia y competitiva”, afirmaron en diálogo con Energía Estratégica.

Desafíos clave en una etapa exigente

Aunque históricamente el Ministerio de Energía no ha sido foco de alta tensión política, el nuevo periodo se proyecta como especialmente exigente, dado que la agenda energética de Kast se apoya en un enfoque liberal, que descarta subsidios directos y privilegia la eficiencia técnica. 

Según lo expresado durante la campaña electoral del líder del Partido Republicano, se buscará habilitar una reforma estructural a la distribución eléctrica, promoviendo generación y almacenamiento distribuido, y asegurando calidad de servicio para los pequeños consumidores.

Dentro del programa se mencionan medidas como servicios complementarios, generación síncrona, inercia y corriente de cortocircuito como herramientas clave para garantizar estabilidad sin modificar el marco legal vigente. También se prevé la revisión profunda del régimen PMGD, apuntando a establecer reglas claras y coherencia operativa con el sistema eléctrico nacional.

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El gerente de Desarrollo de Negocio de Fenix Energy, Marcelo Rodríguez, analizó los impactos de la Resolución SE N° 400/2025 y el futuro del mercado a término, en un escenario donde las nuevas reglas presionan a los grandes usuarios a contratar su energía para evitar los mayores costos e incertidumbre asociados al abastecimiento por CAMMESA como proveedor de última instancia.

Rodríguez explicó que las centrales térmicas más eficientes —hoy principales oferentes en el mercado de PPAs— irán dejando al mercado spot abastecido por opciones menos competitivas, lo que encarecerá el costo para quienes demoren sus decisiones de contratación.

“El mercado evolucionará hacia una necesaria contractualización”, apuntó aludiendo que estandarizar la contratación permitiría equilibrar costos entre empresas, lo cual aportaría previsibilidad y competitividad.

Asimismo, destacó que el impacto pleno de los precios marginales se profundizará desde 2027, obligando a muchas industrias a revisar sus curvas de consumo horario para evitar picos de precios y volatilidad.

“La resolución también redefine el rol de las distribuidoras, que deberán cubrir al menos el 75% de su demanda mediante contratos bilaterales y podrán actuar como comercializadoras de energía para sus clientes. Sin embargo, aún falta un mecanismo que les permita capturar beneficios por una contratación eficiente”, indicó en diálogo con Energía Estratégica.

En este contexto, Rodríguez señaló que la gran diferencia hoy la oferta térmica y de renovable se ve en los plazo de los contratos: mientras las primeras ofrecen mayormente PPAs de un año buscando capturar la renta actualizada de mercado la cual se espera al alza en los siguientes años, las renovables buscan acuerdos de mayor plazo para dar estabilidad a sus inversiones. 

“Estamos viendo que las empresas mas profesionalizadas, tienden a mantener estrategias de compra de largo plazo para aprovechar precios fijos no indexados y ganar en el mediano plazo y largo plazo”, mencionó el especialista.

Es por esto que en Fenix Energy decidió lanzar una división de consultoría especializada para grandes usuarios, motivada por las nuevas oportunidades que abrió la Resolución SE N° 400/25, dado que aun todavía persiste un fuerte desconocimiento del mercado.

La firma detectó oportunidades concretas, como ahorros del orden del 10% simplemente por presentar actos administrativos, a lo que se suma el potencial de los nuevos contratos de energía y potencia.

El avance regulatorio también habilita modelos de negocio vinculados al almacenamiento energético, en formato stand-alone o asociado a generación renovable existente, permitiendo capturar valor tanto por potencia como por arbitraje horario. Por lo que, para participar en el mercado de potencia, una batería debería comprometer suministro por al menos cuatro horas, equiparándose así a una central térmica.

“”La potencia renovable podría valorizarse con un diferencial, sujeto a incentivos regulatorios”, complementó el gerente de Desarrollo de Negocio de la compañía.

Cambios en el cálculo de potencia: diferencias entre GUMAs y GUMEs

Otro de los cambios clave introducidos por la Resolución SE N° 400 es el nuevo método de cálculo de potencia para los GUMAs: se tomará el mayor valor entre el 50% de la potencia máxima en hora pico y el promedio de consumo en horarios de máxima demanda estacional.

“Los GUMEs y GUDIs, en cambio, aún no se adaptan a esta metodología, lo que les está generando fuertes penalizaciones al aplicarse directamente su potencia máxima registrada”, sostuvo Rodríguez. 

“Si bien el precio unitario de potencia aumentó, la menor cantidad de horas facturadas debería mejorar el costo total en comparación con octubre, aunque todavía falta armonizar criterios para que las reglas sean equitativas”, agregó. 

Asimismo, uno de los puntos a tener en cuenta es el vencimiento de los beneficios fiscales de la Ley N° 27191 (ley de fomento a las energías renovables) en Argentina, que brinda mayor incertidumbre a las inversiones de los generadores de energías renovables para continuar con sus planes de inversión.

“Resumiendo, invitamos a todos los grandes consumidores a la acción, repensando su estrategia de abastecimiento”, concluyó el entrevistado. 

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Guatemala duplicó su generación solar entre 2023 y 2025, en un contexto de expansión sin precedentes en la demanda de electricidad. Durante ese período, el consumo aumentó un 15 % y sobrepasó los 14575 GWh, lo que puso presión sobre un sistema que respondió con más energía limpia y mayor cobertura territorial.

Según datos oficiales del Ministerio de Energía y Minas (MEM), la solar fue la fuente de más rápido crecimiento en el período, mientras que la hidroelectricidad se recuperó tras un año 2024 afectado por limitaciones hídricas.

Como resultado, la participación de renovables en la matriz alcanzó un 62.3 % en 2025, revirtiendo la caída del año anterior.

La reconfiguración de la matriz obligó a reducir el uso de tecnologías térmicas como el diésel y el carbón, que habían ganado terreno transitoriamente. El MEM subrayó que este avance fue posible gracias al ingreso de nueva capacidad renovable y a la mejora en condiciones climáticas e hidrológicas.

En paralelo, la cobertura eléctrica también mejoró. Para 2025, el 91.74 % de los hogares contaba con acceso a electricidad. El salto fue más notable en zonas rurales, donde muchas soluciones se basaron en sistemas fotovoltaicos aislados.

La transformación no es casual. Guatemala definió una hoja de ruta energética que prevé incorporar 1000 MW de capacidad renovable antes de 2040, con inversiones en transmisión, almacenamiento y digitalización de redes. Para 2050, el país proyecta que el 81.5 % de la generación provenga de fuentes limpias.

Actualmente, ya hay más de 800 MW renovables contratados y otros 700 a 1000 MW en desarrollo, lo que permitiría duplicar la capacidad actual sin incentivos fiscales, según proyecciones del sector. Pero cumplir ese objetivo exigirá resolver cuellos de botella clave, como la infraestructura de transmisión.

La AGER alertó recientemente que hasta 800 MW solares podrían quedar fuera del sistema si no se amplía la red, en un contexto donde el país cuenta con un potencial solar de más de 7000 MW aún sin aprovechar.

Mientras tanto, el comercio eléctrico se revirtió. En 2025, Guatemala importó 1823 GWh, un 5 % más que en 2023, y exportó apenas 556 GWh, una caída del 41 %. El MEM explicó que esta decisión respondió a la necesidad de cubrir la creciente demanda interna y evitar riesgos de desabastecimiento.

La señal para el sector es clara: Guatemala no solo incrementó su consumo y producción eléctrica, sino que lo hizo apostando por una matriz más limpia, más amplia y más estratégica. La expansión solar y el repunte hídrico marcaron el ritmo. Ahora, el desafío pasa por sostenerlo con infraestructura y planificación.

Boletín energía 360 feb 06 print

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Un grupo de organizaciones industriales europeas e internacionales pidió formalmente a las autoridades de la Unión Europea eliminar el Artículo 27a de la propuesta de reforma del Mecanismo de Ajuste en Frontera por Carbono (CBAM, por sus siglas en inglés), al considerar que introduce incertidumbre regulatoria y debilita la credibilidad del sistema europeo de precios del carbono.

El CBAM es la herramienta con la que la UE busca aplicar un costo al carbono a productos importados —como fertilizantes, acero o cemento— para equiparar las exigencias ambientales que enfrentan los productores europeos. El mecanismo es observado con especial atención en América Latina, ya que puede impactar exportaciones industriales y agroindustriales hacia el bloque.

La preocupación empresarial surge tras la propuesta de la Comisión Europea de incorporar un “freno de emergencia” que permitiría suspender temporalmente la aplicación del CBAM a determinados productos si se considera que su implementación provoca distorsiones graves en el mercado interno europeo. Según los firmantes, esta cláusula carece de criterios claros, límites temporales definidos y parámetros objetivos para su activación.

Desde el sector advierten que la previsibilidad regulatoria es clave para inversiones que tienen horizontes de entre 15 y 30 años, especialmente en proyectos vinculados a hidrógeno limpio, amoníaco bajo en carbono y fertilizantes sostenibles. La posibilidad de suspensiones retroactivas o discrecionales —sostienen— complica la evaluación de riesgos y podría postergar o redirigir decisiones de inversión.

El debate tiene implicancias más allá de Europa. Varios países latinoamericanos están posicionándose como potenciales proveedores de hidrógeno verde y amoníaco renovable para el mercado europeo. Un marco regulatorio estable en la UE es visto por inversores como una señal fundamental para viabilizar proyectos de exportación de energía limpia y productos industriales descarbonizados.

En el plano agroalimentario, los firmantes también argumentan que la seguridad alimentaria, la competitividad y la transición energética no son objetivos contradictorios. Señalan que una mayor producción de fertilizantes bajos en carbono —tanto en Europa como a través de importaciones diversificadas— podría reducir la exposición a la volatilidad del gas natural y a tensiones geopolíticas que han impactado los precios en los últimos años.

Según la industria, la incertidumbre comercial y energética ha sido uno de los principales factores detrás de la volatilidad reciente en los mercados de fertilizantes, más que la aplicación del propio CBAM. Por ello, consideran que debilitar el mecanismo podría enviar una señal contraproducente en momentos en que múltiples economías evalúan implementar sistemas propios de fijación de precios al carbono.

Los firmantes sostienen que el objetivo original del CBAM fue impulsar la descarbonización global y promover reglas de juego claras para el comercio internacional en un contexto de transición energética. A su juicio, mantener la estabilidad normativa será determinante para consolidar inversiones, fortalecer cadenas de valor bajas en carbono y sostener la credibilidad climática de la Unión Europea.

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El sistema eléctrico argentino atraviesa una transformación profunda. Con la entrada en vigencia de la Resolución SE N° 400, el país inaugura un nuevo esquema en el que las distribuidoras de energía deben avanzar hacia la contractualización directa del 75% de la demanda eléctrica. 

Esto implica un cambio de paradigma respecto al modelo vigente, donde CAMMESA concentraba la compra de energía y la vendía a las distribuidoras bajo un régimen regulado y subsidiado.

Claudio Bulacio, gerente de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA), analizó las condiciones necesarias que supone el nuevo marco de cara a la reconfiguración del vínculo entre empresas generadoras y distribuidoras. 

“Estamos avanzando hacia la contractualización del 75% de la demanda, aunque por un tiempo la demanda estará cubierta por la generación asignada”, manifestó el directivo en diálogo con Energía Estratégica. 

En esta etapa de transición, los contratos ya firmados por CAMMESA seguirán vigentes, pero las distribuidoras comienzan a negociar acuerdos propios con los generadores, que marcarán el rumbo futuro del mercado.

Uno de los puntos más críticos para que esta contractualización se materialice se requiere el reconocimiento de costos, el posterior el traslado de los precios a los clientes (considerando que a tarifa que le corresponde a las distribuidoras es el valor agregado de distribución con los contratos) y la validación de los entes reguladores, responsables de autorizar que esos contratos formen parte de la tarifa final que paga el usuario. 

“Ningún distribuidor hará  ningún contrato con un generador si no tiene el aval del regulador para poder trasladar el precio a la tarifa final. Cuanto más competencia haya entendemos que los precios van a ser mejores y eso daría lugar a una tarifa menor, pero en definitiva todos los distribuidores necesitarán el aval del ente”, señaló Bulacio. 

“El mecanismo todavía no está previsto, pero los distribuidores podrían tener una carta de oferta del generador, presentarla al regulador para asegurar que sea un precio razonable y, una vez aprobado, se firmarán los contratos y entrarán en vigencia”, agregó.

¿A qué plazos se podrían esperar los PPA? Si bien el actual abanico de contratos bajo el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) es muy amplio, entre 3 a 10 años aproximadamente, el gerente de ADEERA estimó que la primera etapa podría ser menor hasta consolidar PPAs a largo plazo una vez se consolide la normativa y el modelo de contractualización.

“Primeramente, alguien podrá optar por un contrato de 3-9-12 meses para ver cómo funciona, tener la gimnasia de la contratación. Pero cuando el mercado madure, los contratos casi necesariamente serán a largo plazo”, indicó. 

“Los contratos cuando a más largo plazo sean, habrá mejores ofertas de los generadores y precios. Pero la verdad es que no hay plazos definidos, y está bien que sea así, porque las partes encontrarán el mejor plazo para avanzar”, continuó.

Con lo cual, las inversiones en nuestro sector son a largo plazo, entonces puede haber alguna cuestión de oportunidad.

A esta transformación contractual se suma la necesidad de modernizar la infraestructura de red, de dejar atrás el paradigma unidireccional y analógico del siglo pasado, para dar paso a redes inteligentes, seguras, resilientes y bidireccionales, capaces de operar en un sistema descentralizado e interconectado, donde distribuidores podrán actuar como la plataforma física y comercial para el proceso de la transición.

Para ello, ADEERA viene trabajando en iniciativas concretas para viabilizar este nuevo esquema. Entre ellas, se destaca la propuesta de implementar sandboxes regulatorios, entornos de experimentación controlada donde empresas y reguladores pueden probar esquemas tarifarios o tecnológicos innovadores, fuera del marco regulatorio tradicional. 

“Planteamos un mecanismo Sandbox Alpha y hemos tenido reuniones con entes reguladores para hacer una prueba voluntaria para los usuarios”, indicó Bulacio, quien confía en que estos ensayos permitirán validar soluciones replicables para todo el país.

Durante 2025, la Empresa Distribuidora de Electricidad de Salta (Edesa) presentó formalmente la propuesta del primer sandbox institucionalizado de Argentina en la audiencia pública convocada por el Ente Regulador de los Servicios Públicos de Salta (Enresp), a fin de convertirse en pionera en el uso de esta herramienta.

En este caso, el sandbox no se limitó al aspecto tarifario, sino que abarcó aspectos vinculados a la resiliencia del sistema, desarrollo de redes y soluciones adaptadas a la realidad local, marcando un precedente regulatorio para otras jurisdicciones.

CIDEL 2026: el punto de encuentro del futuro eléctrico

Todas estas transformaciones y desafíos confluirán en el Congreso Latinoamericano de Distribución Eléctrica (CIDEL) Argentina 2026, que se celebrará del 14 al 16 de octubre en la ciudad de Buenos Aires, y que es organizado por ADEERA y CACIER como espacio estratégico para que especialistas de distribuidoras, generadores, universidades, consultoras y entes de regulación intercambien visiones y experiencias sobre el futuro del sistema de distribución en la región.

“La idea es que los especialistas puedan presentar un trabajo técnico, que será evaluado por un comité, y los mejores serán expuestos en sesiones técnicas”, anticipa el gerente de la entidad, quien invita a todos los actores del sector a sumarse al debate y aportar soluciones técnicas para acelerar la transición energética.

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El próximo 19 de febrero a las 11 horas de Argentina se llevará a cabo un nuevo webinar gratuito, titulado “Energías renovables en Argentina: Oportunidades en el nuevo contexto de inversión”, organizado por Energía Estratégica.

El encuentro reunirá a representantes de alto nivel de compañías líderes en generación, desarrollo, fabricación e innovación tecnológica, con el objetivo de analizar en profundidad los nuevos marcos normativos y las oportunidades de articulación que emergen para el sector, considerando que el país impulsa una transformación estructural del sistema energético, avanzando hacia un modelo que promueve contratos bilaterales a través del Mercado a Término (MAT) como mecanismo principal.

En este contexto, el webinar virtual y gratuito contará con la participación de Cristhian Romero, Business Development Manager Latam de Gonvarri Solar Steel; Federico Garín, CEO de Solar DQD; Lucas Estrada, Presidente de la Empresa Provincial Sociedad del Estado (EPSE); Gabriela Guzzo, Gerente comercial de Genneia; y Marcos Donzino, Head of Sales South Latam de JA Solar.

Siga la transmisión en vivo: https://www.youtube.com/watch?v=lydIm5bOaJA

El foco estará puesto en identificar sinergias reales entre players de renombre que ya operan activamente en el país y que se encuentran en distintas fases de la cadena de valor de las energías renovables.

Desde el lado industrial, Gonvarri Solar Steel busca profundizar su presencia en Argentina como parte de su estrategia regional. Con más de 30 GW de trackers entregados globalmente (8 GW en Latinoamérica), la compañía apunta a vincularse con desarrolladores y EPCistas locales desde etapas tempranas para cerrar acuerdos estratégicos durante 2026. 

Su reciente lanzamiento, el TracSmarT+2P, amplía el rango de soluciones técnicas adaptadas a terrenos y diseños locales, aportando robustez y eficiencia al desarrollo solar.

En ese camino, Solar DQD actúa como un socio natural. Con más de 1200 MW solares ejecutados como contratista EPC en Argentina, la empresa ya construyó dos de los tres parques más grandes del país, y proyecta alcanzar 400 MW propios adjudicados en 2026, incluyendo 15 MWh de almacenamiento en baterías. 

Entre sus principales obras figura El Quemado, desarrollado por YPF Luz, actualmente con un 60% de avance y 100 MW prontos para habilitación comercial.

Desde la esfera pública, EPSE San Juan avanza en la consolidación de un polo solar con infraestructura eléctrica, producción tecnológica y desarrollo de proyectos. La empresa lidera la construcción de una nueva línea de transmisión de 180 MW de capacidad, clave para liberar nuevos proyectos en la provincia. 

Además, en los próximos meses entrará en operación su fábrica de paneles solares, con una capacidad proyectada de 450 a 500 MW anuales, y continúa con más de 350 MW en desarrollo en Tocota, zona de alto recurso solar.

La visión integrada se complementa con Genneia, que se prepara para superar los 2 GW de capacidad renovable instalada durante el primer semestre de 2026. 

La compañía lidera además en financiamiento verde, con más de USD 1280 millones en bonos verdes emitidos, y trabaja en nuevos proyectos de almacenamiento, transmisión eléctrica y suministro a grandes consumidores, como data centers.

JA Solar, uno de los tres mayores fabricantes fotovoltaicos a nivel global, también dirá presente durante el webinar y aportará la mirada solar como también del segmento de almacenamiento, con sus soluciones PV + BESS, que combinan módulos TOPCon con baterías contenerizadas de 5 MWh para utility scale. 

Como consecuencia, el webinar representa una oportunidad concreta para observar cómo se alinean las estrategias de actores clave del sector frente a las nuevas reglas del mercado argentino y será además un espacio valioso para explorar sinergias que impulsan la transición energética en Argentina y la región.

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El almacenamiento híbrido sigue ganando terreno en el sistema energético español, dado que en apenas tres semanas, se registraron tramitaciones administrativas por 571,96 MW de sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems) que se integrarán a plantas fotovoltaicas existentes, según un relevamiento de Energía Estratégica en base a los últimos boletines oficiales del Estado (BOE).

Las iniciativas se distribuyen en 19 proyectos y presentan distintos niveles de avance, desde solicitudes de autorización administrativa previa hasta informes de impacto ambiental ya formulados, repartidas principalmente entre Iberdrola, Galp, OPD Energy, Ignis, Grupo Cobra y Gestenia, quienes protagonizan esta nueva ola de tramitaciones.

Iberdrola destaca con cuatro proyectos BESS (Tagus I a IV), todos de 35 MW cada uno, localizados en Cáceres, donde se prevé su hibridación con una red de parques fotovoltaicos existentes. En paralelo, Galp promueve cuatro módulos de almacenamiento de entre 16,5 y 18,5 MW para sus parques Alcázar 1, Alcázar 2, Valdecarro y Valdivieso, todos ubicados en Ciudad Real, Castilla-La Mancha.

OPD Energy avanza con tres proyectos en Cuenca —Belinchón 1, 2 y 3—, cada uno de 26,7 MW, mientras que Ignis impulsa un sistema de 68,6 MW en Madrid, el de mayor potencia entre los relevados. También se destacan iniciativas como la de Monegros Solar, con 45,5 MW en Badajoz, y BESS Development 6, S.L., que presentó una solicitud por 49,7 MW en Solórzano, Cantabria.

Castilla-La Mancha lidera la distribución regional con más de 200 MW de potencia BESS en tramitación, seguida por Extremadura, donde se concentran los proyectos de Iberdrola y Monegros. El resto se reparte entre comunidades como Madrid, Cantabria, Castilla y León, Andalucía y Cataluña. Estos expedientes abarcan distintas fases: algunos ya tienen el informe de impacto ambiental formulado, otros fueron recientemente sometidos al trámite de información pública.

Todos los sistemas BESS tramitados en este período están diseñados para hibridarse con plantas fotovoltaicas, lo que confirma una tendencia ya instalada en el mercado español. Esta configuración maximiza la integración de renovables, reduce vertidos y permite una gestión más eficiente del sistema eléctrico, especialmente en zonas con alta concentración solar. Además, el modelo híbrido habilita un uso más rentable de las infraestructuras de conexión existentes, alineándose con las prioridades técnicas y regulatorias del sistema.

Cabe recordar que España atraviesa una etapa clave para el almacenamiento energético, tras el lanzamiento de la convocatoria del IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía) financiada con fondos FEDER, donde se otorgaron ayudas por más de 9,4 GW de capacidad a más de 80 proyectos seleccionados. Tal como publicó Energía Estratégica, esa adjudicación benefició tanto a grandes utilities como a fondos de inversión y desarrolladores independientes, consolidando un nuevo mapa del sector.

Además, el sector energético español se encuentra a la espera de la primera subasta del mercado de capacidad, que podría lanzarse a finales del corriente año o principios del 2027. La misma generará señales financieras para la tecnología.

Esta expansión regulatoria también responde al objetivo del PNIEC, que proyecta alcanzar 22 GW de almacenamiento para 2030, integrando distintas tecnologías como baterías, bombeo y otras soluciones flexibles. Con un pipeline activo y un marco de ayudas robusto, el almacenamiento híbrido se consolida como una herramienta estructural en la transición energética.

El avance administrativo de estos 571,96 MW confirma el momento de madurez del sector: no solo como respuesta técnica a los desafíos de la red, sino como una oportunidad de inversión estratégica que escala en volumen y profundidad. A la espera de su construcción, estos proyectos ya reconfiguran el mapa del almacenamiento en España.

El informe complementario de Energía Estratégica aporta una visión más amplia del comportamiento de los promotores. Este cruce permite verificar un patrón de concentración en empresas con experiencia regulatoria, enfoque territorial definido y estrategias avanzadas de integración tecnológica. En resumen, el avance de 1.609,1 MW eólicos y fotovoltaicos en apenas tres semanas reafirma la dinámica de crecimiento del sector renovable español. Forestalia, Galp e Iberdrola no solo lideran por volumen, sino por capacidad de ejecución y diversificación tecnológica. La tendencia hacia instalaciones híbridas, junto con la focalización territorial en regiones con alta irradiación solar o potencial eólico, muestra que el mercado se profesionaliza en torno a una nueva fase de competitividad técnica y regulatoria.

Y bajo ese contexto, el próximo 12 de febrero se celebrará el encuentro Future Energy Summit (FES) Iberia Renewables & Storage en la ciudad de Madrid, evento que marcará el inicio de la gira internacional 2026 de FES. La cumbre reunirá a cientos de referentes del sector público y privado, con el objetivo de debatir cómo avanza la transición energética en la región en un escenario donde se aceleran los marcos normativos y emergen nuevas oportunidades de inversión. ¡Entradas disponibles!

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En un contexto regional marcado por el avance de las subastas de energías renovables —con más de 5000 MW en agenda entre Panamá, Honduras, Guatemala y Costa Rica—, Dicoma Corporación amplía su estrategia: a la consolidada trayectoria en generación distribuida ahora suma una apuesta firme por los proyectos solares y eólicos de gran escala.

El movimiento se da tras alcanzar los 100 MW instalados sobre cubiertas comerciales e industriales en Colombia, México y Centroamérica, un hito que respalda su decisión de competir también en el segmento utility scale.

“Esto nos da hincapié en la expansión a proyectos de gran escala”, explicó Daniel Chaves, gerente de Soluciones y Energías Limpias (SEL), unidad energética del holding. 

El dato es relevante si se lo compara con toda la capacidad distribuida en techos que tiene Costa Rica: apenas 120 MW, según datos oficiales. Y más de 500 proyectos, entre ellos, instalaciones para Walmart, DHL, KFC o McDonald’s, componen el portafolio de Dicoma en esta etapa.

El nuevo paso ya está en marcha, ya que la empresa está por construir su primer parque solar a piso en Costa Rica y se encuentra participando en licitaciones públicas en distintos países de la región. 

Según anticipó Chaves, el foco para 2026 estará en consolidar esta línea de negocio, apoyada en la estructura técnica de Dicoma de diseño, construcción, energía, refrigeración y movimiento de tierras.

Desde la compañía estiman que, hacia 2040, se instalarán al menos 6000 MW de nuevas plantas renovables en la región, un número sustentado en los anuncios oficiales y licitaciones activas.

¿Por qué? Solo Panamá prevé subastar 1500 MW en los próximos años; Honduras y Guatemala avanzan con procesos similares; y el ICE en Costa Rica proyecta 1000 MW solares adicionales. 

“Tenemos todas las áreas cubiertas para competir en ese escenario”, aseguró el ejecutivo.

La decisión de crecer en escala llega tras un ciclo de fuerte expansión en generación distribuida. En los últimos cuatro años, Dicoma multiplicó por cuatro su potencia instalada año a año. México se convirtió en su principal mercado, seguido de Guatemala y Costa Rica. El caso mexicano es ilustrativo: solo en 2025 se instalaron 1000 MW de generación distribuida, y la firma participó en una porción significativa.

El diferencial, aseguran, no estuvo solo en el volumen, sino en el modelo de gestión. Una red de equipos locales, presencia en nueve países y alianzas técnicas anticipadas marcaron la diferencia. “Fuimos los primeros en Centroamérica en trabajar con la marca S-5!. Hoy todos la usan”, recordó Chaves, al referirse al sistema de sujeciones para techos metálicos.

En paralelo, la empresa enfrenta las mismas tensiones que atraviesan el sector: precios de componentes al alza, clientes con presupuestos congelados y márgenes cada vez más ajustados. 

A nivel global, el mercado solar inició una nueva etapa tras la decisión del Gobierno chino de eliminar el reembolso del IVA a las exportaciones de paneles solares a partir de abril de 2026. El ajuste fiscal, que implica un nuevo costo estructural para los fabricantes, podría traducirse en aumentos del 10 % al 15 % en el precio de los módulos y la medida marca el fin de la era del panel “ultra barato” y condiciona las decisiones de compra en toda la industria.

La suba de aranceles para paneles chinos obligó a Dicoma a reformular sus estrategias de compra y diseño. “Nos abastecimos con paneles a mejor precio, aunque sin sobrestockearnos, porque la tecnología cambia cada mes”, indicó. 

Para absorber el impacto, reconfiguraron otros ítems presupuestarios, buscando que el CAPEX de los clientes no se vea comprometido.

Colombia es otro de los focos para 2026, ya que luego de ejecutar sus dos primeros proyectos en el país, Dicoma trabaja en el cierre de otros cuatro. Mientras que la expansión hacia nuevos mercados ya está en análisis, principalmente con la mirada puesta en Argentina, Perú, Ecuador y España como próximas paradas «de manera gradual».

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A menos de una semana de su realización, FES Iberia 2026 se prepara para reunir nuevamente en Madrid a los principales líderes del sector energético ibérico e internacional. El evento, que se celebrará el 12 de febrero, se consolida como la primera gran cita estratégica del año para debatir sobre almacenamiento, mecanismos de capacidad, marcos regulatorios e inversión pública y privada en renovables.

Con una agenda que incluye a altos cargos del Gobierno, CEOs de las principales energéticas y expertos técnicos, esta cuarta edición llega en un momento clave para profundizar el paso desde el despliegue masivo de capacidad renovable hacia su integración inteligente y resiliente en el sistema eléctrico.

La jornada contará con la participación de figuras clave como Carmen López Ocón (IDAE), Fátima García Señán (MITECO), Manuel Larrasa Rodríguez (Junta de Andalucía), Julio Castro (Iberdrola Renovables), Rocío Sicre (EDP), Pablo Fernández Vila (Xunta de Galicia), Alfonso Arroyo González (Junta de Castilla y León), Alberto Hernández Suárez (Gobierno de Canarias), Enrique de Ramón (Zelestra) y Andrés Hernando (Huawei), entre otros.

CONOZCA LA AGENDA DEL EVENTO: https://live.eventtia.com/es/fes-iberia26/Agenda 

Esta cuarta edición llega en un momento clave para profundizar el paso desde el despliegue masivo de capacidad renovable hacia su integración inteligente, estable y financieramente viable en el sistema eléctrico. En esta nota, recapitulamos todo lo que dejó la edición anterior y las claves del debate que marcaron el evento pasado, en un año decisivo para la transición energética de la Península Ibérica.

La edición anterior del Future Energy Summit (FES) Iberia, celebrada en junio de 2025, marcó un punto de inflexión para el sector. Más de 400 líderes del ámbito público y privado participaron de un evento atravesado por un escenario de creciente tensión entre la velocidad de la transición energética y las limitaciones operativas del sistema eléctrico ibérico. 

El evento coincidió con el intento fallido del Gobierno español por aprobar el Real Decreto Antiapagones, que buscaba contener los efectos del colapso eléctrico ocurrido el 28 de abril, cuando la red entró en un estado de “cero absoluto” por falta de inercia y control de tensión.

Aquel blackout se convirtió en el punto de partida de un debate estructural: cómo asegurar la resiliencia del sistema en un entorno de alta penetración renovable, escasa flexibilidad y señales de precio distorsionadas. La comunidad técnica fue categórica. “El sistema se ha vuelto débil e inestable, con oscilaciones y sobretensiones fuera de control”, concluye el resumen ejecutivo del evento.

La solución no pasa por volver a tecnologías síncronas, sino por acelerar el despliegue de electrónica de potencia con sistemas Grid Forming capaces de aportar inercia sintética y controlar los nudos eléctricos con estabilidad.

El almacenamiento fue, sin lugar a dudas, el eje más mencionado del FES Iberia 2025. Allí, Grenergy anunció un plan de inversión de 3.500 millones de euros, con el 70% destinado a soluciones de almacenamiento e hibridación. Repsol apostó por el bombeo hidroeléctrico con el relanzamiento del Proyecto Aguayo, mientras Acciona Energía destacó la gestión activa de la demanda como vía para enfrentar la canibalización de precios. Empresas como Galp, Matrix Renewables, Saeta y EDPR compartieron estrategias de adaptación al nuevo entorno: hibridar, diversificar mercados, optimizar acceso a red y capturar valor mediante almacenamiento.

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La comunidad regulatoria tampoco quedó al margen. Representantes de Galicia, Andalucía, Murcia, Canarias y Comunidad Valenciana reclamaron agilidad administrativa, simplificación de permisos y coherencia entre niveles de gobierno. Se planteó la urgencia de alinear ambición política con señales estables para la inversión. 

Otro foco relevante fue la innovación tecnológica. Yingli Solar y Jinko presentaron avances en células tándem de más de 850 W, mientras empresas como Chemik Group y Aerolaser destacaron nuevas soluciones para reducir CAPEX mediante ingeniería avanzada y digitalización operativa, incluyendo sistemas de gemelos digitales para prevenir incendios y optimizar mantenimiento de activos.

El FES también incluyó una dimensión internacional con paneles dedicados a Latinoamérica. Países como Guatemala y República Dominicana presentaron oportunidades para inversión renovable y almacenamiento, destacando procesos licitatorios en curso y marcos de apertura al capital privado. Estas discusiones confirmaron que el interés estratégico por la región está creciendo entre los grandes actores ibéricos.

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A solo días del FES Iberia 2026, la próxima edición ya genera expectativa como el primer gran encuentro del calendario energético del año. Entre los ponentes destacados que completan la jornada figuran Fernando Cremades (Galp), Luis Contreras (Yingli Solar), Iñigo Díaz (Ignis Energía), Domingo Jesús López Álvarez (Tera Batteries), Patricia Mora (Acciona Energía), Oscar Aira (GameChange Solar), Jesús Heras (Wattkraft), Ángel Alegría (Schletter), Guillermo Figueruelo (Fronius), Daniel Boluda (Capture Energy) y Donaji Martínez (Jinko ESS), entre otros. El Future Energy Summit se consolida como el espacio donde se definen las coordenadas técnicas, financieras y regulatorias de una transición que ya no admite improvisaciones.

El foco estará puesto en el almacenamiento, los mecanismos de capacidad, los programas públicos de incentivos y la estabilidad regulatoria como herramientas claves para dinamizar el despliegue renovable. 

La agenda 2026 sumará paneles específicos sobre el diseño de subastas de capacidad, el futuro del almacenamiento como activo del sistema, el impacto de la digitalización sobre la flexibilidad de la red, la rentabilidad de los proyectos híbridos, los marcos de financiación en entornos de precio volátil y el papel de las Comunidades Autónomas en la planificación energética descentralizada. También se debatirá la coordinación entre redes de transporte y distribución, la modernización del permitting, y la alineación del capital privado con los nuevos instrumentos públicos de apoyo.

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El recorrido de 2025 a 2026 no es menor. El sistema eléctrico español ya no debate cuánto renovable puede instalarse, sino cómo integrarlo sin perder estabilidad. En este contexto, el Future Energy Summit se consolida como el espacio donde se definen las coordenadas técnicas, financieras y regulatorias de una transición que ya no admite improvisaciones.

La entrada Rumbo a FES Iberia 2026: regulación, blackout, CAPEX y storage, los ejes que marcaron el debate en 2025 se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) y la Secretaría de Energía (SENER) de México lanzaron formalmente los Esquemas para el Desarrollo Mixto con el objetivo de incorporar 7500 MW de nueva capacidad de generación antes de 2030.

El nuevo modelo se apoya en contratos PPA de hasta 25 años, donde CFE aportará el terreno, la gestión de permisos y la operación del proyecto, además de ser el comprador de la energía generada. Mientras que el sector privado asumirá el 100% del capital líquido, así como la construcción y parte del desarrollo técnico. Por lo que la participación accionaria quedará distribuida en 54% para la CFE y 46% para el inversionista privado. 

La estructura financiera contempla una combinación de capital y deuda: 20 a 30% en capital y 70 a 80% en financiamiento, en tanto que el vehículo de inversión incluye contratos vinculantes como fideicomisos, acuerdos de aportación, contratos EPC, de operación y mantenimiento (O&M), y administración. La CFE absorberá el 70% de la energía generada mediante contratos PPA, mientras que el 30% restante podrá comercializarse a terceros o en el mercado.

«Los lineamientos de esta nueva figura definen reglas precisas que brindan certidumbre jurídica a la inversión privada», destacó Luz Elena González Escobar, secretaria de Energía de México.

Los proyectos están integrados al Plan de Inversión en Infraestructura para el Desarrollo con Bienestar 2026–2030, con un presupuesto general de 5.6 billones de pesos, del cual el sector energético representa el 54%, posicionándose como el motor clave del crecimiento nacional.

La convocatoria contempla un portafolio regionalizado de 6500 MW de nueva capacidad renovable, al que se suman proyectos ya en desarrollo por parte de la CFE. Las tecnologías priorizadas son fotovoltaica, eólica y termosolar, distribuidas en siete regiones del país:

• Noroeste: 1000 MW solares.
• Noreste: 2260 MW, integrados por 70 MW fotovoltaicos y 2190 MW eólicos, posicionándose como el mayor bloque eólico del esquema.
• Región Occidental: Se prevén 1540 MW, compuestos por 1140 MW solares y 400 MW eólicos.
• El Oriente contará con 600 MW, distribuidos en 400 MW fotovoltaicos y 200 MW eólicos.
• Norte: se instalarán 270 MW solares, mientras que en la región Peninsular se contemplan 470 MW fotovoltaicos.
• Baja California sumará 360 MW, integrados por 200 MW solares, 100 MW termosolares y 60 MW eólicos, siendo la única región con participación de tecnología solar térmica.

Adicionalmente, la CFE impulsa dos proyectos fotovoltaicos estratégicos: Concepción Mendizábal, con 858 MW en el Noreste, y Cerro Prieto, de 215 MW, actualmente en construcción en Baja California. En conjunto, representan 1073 MW de capacidad adicional ya en proceso de desarrollo.

El diseño contractual contempla mecanismos de protección para asegurar la no consolidación de activos ni pasivos por parte del Estado, manteniendo el control estratégico en manos públicas.

Asimismo, la convocatoria establece criterios estrictos de evaluación y se valorará la experiencia del inversionista en proyectos renovables y almacenamiento, capacidad técnica y financiera, nivel de avance del proyecto (ready-to-build), estructura de gobierno corporativo, modelo económico y TIR indicativa. Las empresas también deberán demostrar capacidad de absorción de riesgos y costes adicionales por contingencias.

El proceso de registro para empresas interesadas está abierto hasta el 20 de febrero mediante la Ventanilla Única de Energía. En esta etapa se solicita documentación técnica, financiera, permisos en trámite, estudios ambientales y de interconexión. Luego seguirán fases de revisión técnica, presentación de propuestas, evaluación, firma de contratos y cierre financiero. La fase de construcción iniciará en noviembre de 2026 y se prevé que los proyectos entren en operación entre 2028 y 2029. El esquema incluye revisiones técnicas, modelos financieros, estudios de impacto ambiental y social, y validación de capacidad técnica y económica de los proponentes.

Este modelo se suma al reciente anuncio de la CFE de invertir 29.000 millones de pesos nexicanos para desplegar más de 1560 MW renovables y de almacenamiento, que refuerzan la visión del Gobierno de avanzar hacia una matriz limpia, robusta y descentralizada.

Según datos del mercado, México ya adjudicó más de 3.3 GW en proyectos renovables y 1.2 GW en baterías en la última convocatoria para privados. Desde el sector se plantean expectativas altas, pero también se solicitan mejoras en los tiempos de tramitación, bancabilidad de contratos y especificaciones técnicas de las convocatorias.

“Invitamos a todos los actores del sector energético a presentar sus propuestas, sin excluir a nadie”, afirma la secretaria González Escobar, quien encabezó la presentación junto a representantes de la banca de desarrollo y asociaciones empresariales.

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La entrada México lanza nuevo esquema con privados para instalar 7500 MW renovables: ¿Cómo son los contratos PPA previstos? se publicó primero en Energía Estratégica.

Guatemala movió una ficha clave en la transición energética de América Central y lanzó su hoja de ruta energética hasta 2040 durante un summit organizado por la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER), el cual también fue escenario de un acuerdo inédito: la creación de ARCA, la primera alianza regional de asociaciones de energías renovables de Centroamérica y el Caribe.

El documento nacional presentado por AGER define cómo Guatemala proyecta alcanzar un 80% de generación renovable antes de 2035, sumar 1000 MW de nueva capacidad y lograr cobertura eléctrica universal en áreas rurales para 2032. Además, plantea una modernización integral del sistema eléctrico con foco en la transmisión, el almacenamiento y el financiamiento verde.

Y con la firma de esta plataforma conjunta —integrada por Guatemala, El Salvador, Honduras, Costa Rica, Panamá y República Dominicana—, se abre la puerta a la coordinación técnica, regulatoria y financiera entre países, en un contexto en el que la demanda energética regional crece aceleradamente y los compromisos climáticos exigen respuestas estructurales.

“La hoja de ruta no es un diagnóstico más. Es una agenda concreta para ejecutar la transformación que venimos postergando”, sostuvo Alfonso González, presidente de AGER, en el acto de apertura.

El plan se estructura en tres fases de ejecución: preparación (2026–2030), centrada en reformas normativas, diseño de esquemas financieros y nuevas licitaciones; transformación (2031–2035), con foco en infraestructura, incorporación de renovables y electrificación rural; y consolidación (2036–2040), donde se prevé la adopción de tecnologías de almacenamiento, bonos de carbono vinculados al sector energético y mecanismos de resiliencia frente a eventos climáticos extremos.

Almacenamiento con baterías: ¿La pieza clave del nuevo plan eléctrico de Guatemala?

La estrategia gira sobre cinco ejes principales: expansión de la generación renovable, desarrollo de la red de transmisión, acceso universal, eficiencia energética e institucionalidad. También propone mecanismos de mercado, mayor certidumbre regulatoria y coordinación interinstitucional como condiciones clave para su implementación.

Tanto la hoja de ruta como la alianza regional surgen en un momento crítico. Guatemala aún no explota el 88% de su potencial renovable, pero ya enfrenta limitaciones en su sistema eléctrico por falta de planificación e inversión en infraestructura.

La creación de ARCA, por su parte, sienta las bases para unificar agendas técnicas y normativas, lo que podría facilitar licitaciones coordinadas, homologación de estándares y acceso a financiamiento multilateral con escala regional.

“La región necesitaba una arquitectura de cooperación más formal, más estratégica. Hoy esa arquitectura existe y se llama ARCA”, afirmó Astrid Perdomo, directora ejecutiva de AGER, al anunciar el acuerdo.

El SER 2026 también convocó a voces internacionales que reforzaron el mensaje de urgencia y oportunidad. Diego Mesa Puyo, exministro de Energía de Colombia, señaló que el sector energético debe dejar de reaccionar y empezar a anticiparse. Desde Siemens, Patrice Rimond compartió avances en digitalización de redes. Y Christopher Barry, de Linea Energy, presentó un caso de integración de energía solar en procesos industriales de alta escala.

Por su parte, la presidenta ejecutiva del BCIE, Gisela Sánchez, advirtió que la transición energética sin inversión es solo un discurso y llamó a priorizar proyectos bancables y con impacto territorial.

Los dos grandes anuncios —la hoja de ruta nacional y la alianza regional— dejaron al SER 2026 con una conclusión clara: la transición energética dejó de ser una conversación técnica y pasó a ser una decisión política y económica urgente.

“Pasar del diagnóstico a la ejecución no es una opción. Es el único camino”, concluyó Perdomo.

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Gonvarri Solar Steel acelera su expansión en Latinoamérica y define a Argentina como uno de próximos mercados clave en su estrategia regional. Tras lograr más de 30 GW en trackers entregados a nivel global, de los cuales 8 GW corresponden a LATAM, la compañía apunta a su trayectoria para establecer más relaciones sólidas con empresas del mercado.

“El objetivo para 2026 es comenzar a cerrar acuerdos con players dentro del país”, indicó Cristhian Romero, BDM LATAM de Gonvarri Solar Steel, quien considera que la estructura del mercado argentino, basada en inversión local, se alinea con la visión de largo plazo de la empresa.

La firma tiene en la mira a los EPCs, utilities e inversores más relevantes del país. El objetivo es iniciar vínculos desde etapas tempranas, permitiendo una mayor cercanía con los proyectos en todo momento: “Estamos trabajando en Argentina en poder comenzar a vincularnos a los proyectos desde una etapa inicial, desde la parte de ingeniería y desarrollo, para cuando ya se llegue al tender, que el cliente sepa nuestro valor agregado, además de ofrecer el servicio de postventa el cual es bastante cercano”, remarcó Romero. 

El modelo de Gonvarri Solar Steel busca no solo vender productos, sino establecer relaciones de confianza a largo plazo; visión que se ve respaldada por la solidez financiera del grupo Gonvarri Industires, con casi 70 años de trayectoria en la industria del acero y más de 20 en el ámbito fotovoltaico: “Nuestro enfoque va actualmente en generar el contacto con empresas y que nos consideren dentro de esos proyectos como un player que le va a dar las garantías que requieren”, remarcó el especialista. 

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

Ambos casos reflejan un proceso de expansión sostenido desde 2010, cuando la compañía comenzó a operar con trackers en LATAM.

A ese respaldo institucional se suma un servicio de postventa robusto, con personal propio en LATAM: “Esto refuerza la cercanía y retroalimentación con los clientes que demanda el mercado. La propuesta incluye, entre otros puntos clave, monitoreo constante de las instalaciones y la actualización de software de seguimiento”, afirmó el BDM LATAM de Gonvarri Solar Steel. 

Portfolio de soluciones: trackers, estructuras fija, control de seguimiento propio y AgriPV

La compañía opera como una plataforma multi-producto, capaz de atender tanto el segmento utility scale como el sector comercial e industrial. a nivel regional. El portafolio incluye el seguidor solar 1P, TracSmarT+1P, una solución versátil ampliamente distribuida en la región, y el recientemente lanzado 

TracSmarT+2P, que ofrece configuraciones de 1 y 2 strings con hasta 41 metros por fila: Este último modelo combina la robustez del diseño “Compact” con mayor flexibilidad para distintos layouts y condiciones de terreno, ofreciendo seguridad estructural, estabilidad operativa y eficiencia energética.

TracSmarT+ System, su control de seguimiento propio con el que ya controlan y monitorizan plantas fotovoltaicas por todo el mundo. Éste clave para seguir avanzando con paso firma hacia un ecosistema todavía más robusto hacia sus clientes.

Además, ambos incorporan el diseño de la línea AgriPV by Solar Steel, alineándose con normativas europeas para proyectos de agricultura avanzada y ganadería. Su ground clearance de hasta 2,1 metros permite integrar cultivos o actividades pecuarias sin comprometer el rendimiento de la planta fotovoltaica.

“El catálogo se completa con estructuras fijas adaptadas tanto a grandes proyectos como al sector C&I, consolidando a Solar Steel como un actor con capacidad técnica y flexibilidad para adaptarse a diversas necesidades”, complementó Romero. 

Con su mirada puesta en Argentina, Gonvarri Solar Steel apuesta a escalar su presencia en Latinoamérica a través de una estrategia basada en cercanía, trayectoria y soluciones innovadoras. El 2026 será, sin dudas, un año de definiciones clave para su posicionamiento regional.

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El Ministerio de Minas y Energía de Colombia abrió una convocatoria por 104 mil millones de pesos destinada a financiar proyectos energéticos sostenibles en municipios donde se desarrollan actividades extractivas de recursos naturales no renovables. Esta asignación proviene del Sistema General de Regalías (SGR) y busca consolidar una política de transición energética con foco territorial.

Cada proponente podrá presentar un único proyecto, con una asignación máxima de 5000 millones de pesos. Las iniciativas deberán centrarse en generación a partir de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), comercialización de energía renovable, eficiencia energética o ampliación de cobertura eléctrica en zonas con servicio precario o sin acceso.

La convocatoria está restringida a los municipios definidos en la Resolución 40599 de 2025, que incluye más de 250 localidades en 27 departamentos. Entre ellos se encuentran Yondó, Supía, Puerto Gaitán, La Jagua de Ibirico, Santa Rosa del Sur, Cúcuta, Neiva, Uribia, Tarazá, San Vicente de Chucurí y Remedios, entre muchos otros.

La propuesta busca reorientar parte de los recursos generados por la explotación de minerales e hidrocarburos hacia obras de infraestructura energética con impacto directo. Se trata de zonas que, a pesar de ser productoras de recursos, presentan déficits estructurales en calidad del servicio eléctrico o baja penetración de tecnologías limpias.

Esta convocatoria se enmarca en un contexto de fuerte dinamismo regulatorio para el sector. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) dio inicio al proceso de convocatoria de una nueva subasta del Cargo por Confiabilidad, que cubrirá el periodo 2029-2030. El objetivo es asegurar capacidad firme suficiente para respaldar la demanda, especialmente con proyectos que incorporen energías renovables despachables.

Además, Colombia se prepara para su primera subasta de largo plazo para energías renovables, prevista para 2026. Esta permitirá contratos bilaterales entre generadores y comercializadores, lo que facilitará la estructuración financiera de proyectos en FNCER.

También se actualizó recientemente una norma estructural del mercado eléctrico, después de más de una década sin cambios. Esta modificación habilita un entorno más adecuado para la participación de la demanda, la generación distribuida y la integración masiva de fuentes intermitentes como la solar o la eólica.

La convocatoria del Ministerio se convierte así en un instrumento clave para cerrar brechas energéticas desde los territorios. Los recursos podrán ser utilizados tanto para sistemas aislados como para conexión a redes existentes, favoreciendo soluciones adaptadas a las condiciones locales.

Los entes habilitados para presentar proyectos son entidades territoriales, empresas públicas, mixtas o comunitarias. El proceso evaluará aspectos técnicos, económicos y sociales, con criterios de impacto, sostenibilidad y viabilidad.

La disponibilidad del fondo y el carácter limitado de la convocatoria —un solo proyecto por municipio— obligan a los proponentes a priorizar iniciativas estratégicas, con capacidad de escalar y replicarse. El uso de recursos de regalías para energías limpias marca una dirección concreta en la ejecución territorial de la transición energética.

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La entrada Generación distribuida y renovables: cómo se usarán los fondos energéticos colombianos del 2026 se publicó primero en Energía Estratégica.

Queda menos de un mes para una nueva edición del Future Energy Summit (FES) Argentina, y ya se han confirmado referentes de alto nivel del ecosistema energético regional. El evento se desarrollará los días 4 y 5 de marzo de 2026 en el Hotel Emperador de la ciudad de Buenos Aires, con una convocatoria que reunirá a las empresas más importantes del sector, funcionarios clave y organismos reguladores, en un momento de fuerte redefinición para el sistema energético nacional.

En esta ocasión, el FES se realizará en un contexto donde el país avanza hacia una apertura del mercado eléctrico, con la reducción del rol central de CAMMESA como único offtaker y un renovado protagonismo del Mercado a Término (MAT), lo que abre oportunidades para el financiamiento y desarrollo de nuevos proyectos a partir de contratos bilaterales.

Entre los speakers ya confirmados se encuentran ejecutivos de compañías globales con operaciones en el país y la región:

• Martín Brandi, CEO de PCR;
• Marcos Donzino, head of sales South America de JA Solar;
• Camille Cruz, director business development de FlexGen;
• Miguel Covarrubias, sales director LATAM en Jinko Solar
• Oscar Aira, managing director Europe & Latin America en GameChange Solar.

El panel empresarial se completa con Alejandro Garín Odriozola, director de operaciones de Solar DQD; Gisele Battaiotto, wind and solar projects manager LATAM en Fortescue; Luiz Fernando Biagini, head of sales Cono Sur de Sungrow; Gustavo Marín Martínez, branch manager LATAM de APsystems; y Gonzalo Jurado, gerente técnico de TotalEnergies, entre otros.

Mientras que el sector público y organismos provinciales también representatividad durante diversos paneles de debate en los que se analizarán sus distintos roles en el camino de la transición energética, retos y oportunidades de mercado para desarrollar eólica, solar y el almacenamiento en el Cono Sur. 

Durante dichos paneles estarán presentes figuras del sector como Juan Luchilo, gerente general de CAMMESA; Gustavo Báez, responsable de energías renovables de CAMMESA; Mauricio Bejarano, viceministro de Energía de Paraguay; Claudio Puértolas, presidente de EPEC Córdoba; María Cecilia Mijich, subsecretaria de energías renovables y eficiencia energética de Santa Fe; y Claudio Damiano, coordinador de Nuevas Tecnologías del Ente Nacional Regulador de Electricidad (ENRE).

A lo largo de las dos jornadas se desarrollarán paneles estratégicos sobre temas como: las perspectivas para la fotovoltaica y el almacenamiento, nuevos modelos de negocio para grandes energéticas, innovación tecnológica aplicada a proyectos renovables, tendencias en generación, transmisión y distribución. También se debatirá sobre el liderazgo tecnológico necesario para impulsar la construcción y operación de proyectos bajo el nuevo esquema competitivo.

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

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

Además el gobierno de Argentina habilitó un modelo para que el sector privado construya las redes de transmisión, con repago garantizado a través de tarifas reguladas una vez que la obra esté operativa. Por lo que habrá alto nivel de debate sobre los nuevos esquemas previstos y cómo impactarán en el desarrollo de las renovables y sistemas BESS en el país.

Además, FES Argentina 2026 volverá a destacarse por sus espacios de networking de alto nivel, incluyendo un exclusivo desayuno VIP, donde empresas, inversores y autoridades podrán avanzar en negociaciones orientadas a la transición energética de la región.

Con la asistencia prevista de cientos de representantes del sector energético, el evento se posiciona como una plataforma clave para analizar el nuevo mapa energético argentino y su integración con el escenario regional.

La entrada FES Argentina 2026: quiénes son los ejecutivos que debatirán el nuevo modelo para las renovables del país se publicó primero en Energía Estratégica.

México registró un avance significativo en su cartera de proyectos renovables durante los últimos dos meses: se tramitaron ambientalmente 2330 MW distribuidos en iniciativas fotovoltaicas y eólicas, según datos de la Dirección General de Impacto y Riesgo Ambiental (DGIRA), dependiente de la SEMARNAT.

El 85% del volumen corresponde a proyectos solares, consolidando su posición como la tecnología predominante del periodo. No obstante, el segmento eólico también mostró dinamismo, con propuestas relevantes como el Parque Eólico IGU, promovido por Atlantica Renewable Power México, con capacidad de 100 MW en Juchitán, Oaxaca.

Uno de los protagonistas clave es la Comisión Federal de Electricidad (CFE), que presentó dos proyectos fotovoltaicos de gran escala en el estado de Coahuila. El primero, Río Escondido, contempla 180 MW de potencia en terrenos anexos a la Central Termoeléctrica José López Portillo, el cual incluirá una subestación, sistema de almacenamiento, líneas de interconexión y una superficie de más de 260 hectáreas con vegetación de matorral espinoso tamaulipeco.

En paralelo, la CFE ingresó el proyecto Carbón II, también en Nava, Coahuila, con una propuesta de 400 MW en corriente alterna. El plan contempla una generación anual de 700 GWh, con una superficie afectada de más de 550 hectáreas de vegetación forestal, entre bosque de encino y matorral espinoso.

Otro desarrollo de gran envergadura es Rincón del Arco, un complejo solar en Mina, Nuevo León, promovido por Complejo Centella S.A. de C.V.. Este proyecto, aún en evaluación, proyecta 720 MW a desplegarse en dos fases con 1.545.990 paneles solares, ocupando casi 2.000 hectáreas y con una línea de transmisión de más de 32 metros de ancho de derecho de vía.

En Yucatán, se destacan tres proyectos: el Parque Solar Kukul de 71 MW en Ticul; el Parque Fotovoltaico Energías Renovables de México Cuatro de 90 MW en Sucilá; y La Sauceda Solar, de 124 MW en Guanajuato. Este último recibió recientemente autorización ambiental.

También avanza el Parque Cuquío, en Jalisco, promovido por Energías Renovables Venta III, con una potencia proyectada de 100 MW y un horizonte de operación de 30 años. En Zacatecas, Rancho Nuevo Solar S.A.P.I. de C.V. impulsa otra central de 80 MW con trámite aprobado.

El estado de Quintana Roo mostró movimiento tanto en solar como en eólica. Por un lado, se encuentra el Parque Solar Laguna OM, en Othón P. Blanco, con una potencia de 100 MW y una infraestructura robusta de subestaciones, caminos, estaciones meteorológicas y áreas de conservación. Por otro lado, el Parque Eólico Vientos del Caribe, desarrollado por Eólica del Rocío S.A. de C.V., proyecta 200 MW con una vida útil de 30 años.

En términos geográficos, Coahuila lidera el ranking de capacidad tramitada, con 580 MW de la mano de la CFE. Le sigue Nuevo León con 720 MW, Yucatán con 161 MW y Quintana Roo con 300 MW combinados en solar y eólico. Otros estados como Guanajuato, Jalisco, Oaxaca y Zacatecas también forman parte de este nuevo impulso renovable.

Además de la capacidad instalada, los proyectos revelan una tendencia clara: la inclusión de infraestructura complementaria como líneas de transmisión, sistemas de almacenamiento y subestaciones elevadoras, lo que permite anticipar que las empresas están apostando por proyectos más integrales y conectados al sistema nacional.

El análisis también muestra que los plazos de operación varían entre 1 año y 35 años, con muchos desarrollos programados para operar entre 25 y 30 años, reflejando planes de largo plazo con inversiones estructuradas.

Este crecimiento en tramitaciones ante SEMARNAT marca una señal positiva para el sector renovable mexicano, en un momento donde la necesidad de diversificación energética y reducción de emisiones es más urgente que nunca. Cabe recordar que, recientemente el Gobierno lanzó una convocatoria para privados en las que se adjudicaron 3.3 GW renovables y 1.2 GW de almacenamiento. El sector se encuentra a la espera de la segunda. Además, CFE anunció un plan para instalar 1500 MW renovables y de storage, entre los que se encuentra la ampliación de Puerto Peñasco.

Si todos estos proyectos se concretan, México podría sumar más de 2.300 MW adicionales de capacidad limpia, apuntalando su matriz con nuevas inversiones y tecnología de vanguardia.

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Barbados dio un paso clave en su transición energética con el lanzamiento de una licitación para adjudicar 60 MW de potencia y 240 MWh de almacenamiento a través de sistemas BESS. El proceso recibió el respaldo de organismos multilaterales y despertó alto interés en el sector privado. 

Más de 200 personas, en representación de más de 40 empresas, participaron en la conferencia preliminar organizada el pasado 23 de enero por el Gobierno, a través del Ministerio de Energía y Negocios, contando también con el apoyo del ente regulador Fair Trading Commission, de la Utility Barbados Light & Power, el BID, GEAPP, y el Banco Central de Barbados con el otorgamiento de una Garantía de Liquidez diseñada también por RELP.

El país venía de operar bajo un esquema de feed-in tariff sin antecedentes de competencia por precio. Este proceso marca un cambio estructural: por primera vez, se utilizarán mecanismos de adjudicación competitiva en el sector energético de la isla. Para ello, el Parlamento aprobó una nueva ley eléctrica y creó una regulación específica que habilita este tipo de contratación.

RELP (Renewables for all) fue el equipo técnico a cargo del diseño del proceso. La organización, creada en 2020 y financiada con aportes filantrópicos, ya había liderado el diseño del programa RenovAr en Argentina y acompañó recientemente una licitación solar en Jamaica, que alcanzó precios promedio de 60 USD/MWh. El segundo tramo competitivo en Jamaica será lanzado el 19 de marzo a través de un “Expression of Interest” como primer paso del proceso.

En Barbados, RELP elaboró los documentos técnicos, coordinó los estudios de red, definió el marco contractual y acompañó la adaptación regulatoria del país. La experiencia acumulada en la región les permite ahora, en forma conjunta con GEAPP, OOCUR -Organisation of Caribbean Utility Regulators-, CCREEE -Caribbean Centre for Renewable Energy and Energy Efficiency- y otras entidades relevantes de la región proyectar una licitación conjunta entre varios países caribeños. 

El esquema contractual del proceso de BESS en Barbados incluye una Licencia de Almacenamiento, un Acuerdo de Almacenamiento con BLPC, un Acuerdo de Interconexión y una Garantía de Soporte de Liquidez otorgada por el Banco Central, que cubre hasta tres meses de pagos en caso de incumplimiento. 

Licitaciones, almacenamiento y marcos técnicos: la agenda energética de Panamá, Costa Rica y República Dominicana

Las ofertas deberán presentarse antes del 6 de marzo a través del portal de compras electrónicas del Gobierno. Según lo previsto, la fecha podría postergarse por el calendario electoral.

Los proyectos deben utilizar baterías de fosfato de hierro y litio (LiFePO4) con eficiencia mínima del 85 %, disponibilidad del 95 % y capacidad de operar en modo isla. También se exigen tiempos de respuesta estrictos ante eventos de red. 

Cada propuesta debe estar asociada a un sitio específico, con proyectos de hasta 20 MW de capacidad según las restricciones de capacidad de cada punto de interconexión que fueron publicadas y con un máximo a ser adjudicado de 30 MW por oferente; mientras que los contratos serán por 16 años con opción a extender por cinco más.

Además, se exige la presentación de un Plan de Desmantelamiento en los primeros 12 meses y un fondo asociado dentro de los 18 meses posteriores a la emisión de la licencia, por lo que los oferentes deberán acreditar experiencia en construcción y operación de proyectos similares.

La licitación no solo introduce almacenamiento a gran escala en la isla, sino que establece un nuevo estándar regulatorio y financiero en la región. Con herramientas bancables, respaldo institucional y participación creciente del mercado, Barbados se posiciona como referencia para otros países del Caribe que buscan avanzar en su transición energética.

Desde 2023 RELP trabaja en el Caribe, replicando esquemas competitivos para energías limpias y baterías en países con baja escala de mercado. “Hacemos lo mismo que hicimos para Argentina, pero gratis para los países”, explicaron desde la organización.

La experiencia acumulada en la región les permite ahora, en forma conjunta con GEAPP, OOCUR -Organisation of Caribbean Utility Regulators-, CCREEE -Caribbean Centre for Renewable Energy and Energy Efficiency- y otras entidades relevantes de la región proyectar una licitación conjunta entre varios países caribeños. 

“En vez de seguir implementando individualmente  haciendo lo mismo en cada país, comenzamos un proyecto de adquisiciones conjuntas y en paralelo -para los países del Caribe que quieran participar, denominada “Caribbean Aggregation Procurement Programme”, anticipo Ramiro Gómez Barinaga, Director Global de Country Delivery de RELP.

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Conexión Energía dio inicio oficial a la construcción de la línea HVDC Kimal – Lo Aguirre, la primera infraestructura de corriente continua de alta tensión (HVDC) de Chile que conectará la región de Antofagasta con la Metropolitana a través de 1346 km de extensión.

El proyecto, considerado uno de los más ambiciosos en la historia de la transmisión chilena tiene el objetivo de resolver un problema estructural: la falta de capacidad para evacuar generación renovable hacia los centros de consumo.

“Hoy comienza una nueva etapa, más de 3 años de construcción donde la coordinación pública privada seguirá siendo clave para cumplir plazos, estándares y compromisos. La construcción de Kimal – Lo Aguirre no es un desafío menor”, manifestó Sebastián Fernández, gerente general de Conexión Energía, durante el acto de inicio de construcción.

“A diferencia de las líneas tradicionales en corriente alterna, la tecnología HVDC permite transmitir grandes bloques de energía a largas distancias con menores pérdidas eléctricas, mayor estabilidad del sistema, mejor control operacional y un uso más eficiente del territorio”, agregó.

La línea HVDC contará con una tensión de 600.000 voltios, una capacidad de transmisión de 3000 MW, y atravesará 28 comunas a lo largo de 5 comunas, con 2692 estructuras en total. Además, se instalarán dos subestaciones convertidoras en los extremos del trazado: una en Kimal (Antofagasta) y otra en Lo Aguirre (RM), las cuales serán esenciales para la operación del sistema.

“Esta línea no es solo la primera en corriente continua de alta tensión en el país, sino también el proyecto más extenso que se ha construido en Chile, probablemente el más desafiante en su geografía, y uno que nos posiciona a la vanguardia del sector de transmisión eléctrica en Latinoamérica”, sostuvo Fernández. 

El proyecto Kimal – Lo Aguirre representa un paso firme hacia la descarbonización. La línea permitirá que la energía renovable generada en el norte llegue con mayor estabilidad al centro del país, acercando la meta de tener una matriz 100% limpia para 2050.

“Con la construcción y puesta en marcha del proyecto, se van a abaratar los costos porque llegará energía más barata desde el norte y que hoy no está disponible en el centro del país”, reconoció el biministro de Energía y Economía de Chile, Álvaro García.

Una historia de largo aliento

La trayectoria de Conexión Energía con este proyecto comenzó en 2022, con la conformación de su primer directorio. Ese mismo año se inició el estudio de impacto ambiental. En abril de 2023, la empresa estructuró un crédito verde de 480 millones de dólares, en el marco de una negociación voluntaria de 491 predios privados.

Ya para octubre de 2024, el proyecto fue ingresado formalmente al Sistema de Evaluación Ambiental (SEA), y en noviembre de 2025 obtuvo la Resolución de Calificación Ambiental (RCA). 

Mientras que entre diciembre de ese año y enero de 2026 comenzaron a llegar los primeros containers con piezas de infraestructura a Puerto Angamos y San Antonio, lo que permitió iniciar la construcción en febrero del presente año.

Con una obra de esta envergadura, que apunta a transformar la infraestructura eléctrica nacional, Kimal – Lo Aguirre se instala como uno de los pilares clave para que Chile logre su transición energética. Y lo hace con tecnología de punta, una mirada integradora y una hoja de ruta que pone al país en línea con las exigencias de un sistema eléctrico moderno, sostenible y resiliente.

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Petróleos Mexicanos (Pemex) oficializó su hoja de ruta en energías renovables hacia 2026 con proyectos concretos de generación eléctrica eólica marina, geotermia de alta entalpía e hidrógeno verde. La iniciativa marca un giro estratégico en el perfil de la compañía y busca insertarse en el nuevo mapa energético del país.

Entre los anuncios destacados, la petrolera detalló el uso de plataformas en desuso ubicadas en el Golfo de México para el despliegue de energía eólica offshore. “Tenemos un potencial de más de 2.500 millones de GW anuales en la zona de Campeche, con estudios de prefectibilidad ya concluidos”, precisó el director de la empresa, Víctor Rodríguez Padilla.

El anuncio sobre la incursión en la generación eólica marina cobra especial relevancia considerando el alto potencial del recurso offshore en México, con más de 11.000 km de litoral entre sus costas del Pacífico y el Golfo de México, y velocidades medias de viento superiores a los 7 m/s en aguas someras, de acuerdo con el Consejo Global de Energía Eólica (2024) y la Secretaría de Energía (2023). Estudios recientes proyectan que el país podría superar los 15 GW de capacidad eólica marina instalada, con el Istmo de Tehuantepec como una de las regiones más prometedora.

Además, Pemex desarrollará proyectos de hidrógeno verde producido con energía solar, junto con una línea de trabajo en biocombustibles, entre ellos la producción de bioetanol para mezclas con gasolina. También trabajará con geotermia, aprovechando el calor residual de pozos de alta temperatura para generar electricidad desde fuentes limpias y gestionables.

“Se trata de una visión integral que fortalece la soberanía energética, mejora la eficiencia, aprovecha mejor los activos existentes y contribuye a la sostenibilidad con una reducción gradual de la huella de carbono. No hablamos de proyectos en el aire, sino de iniciativas concretas ya funcionando”, expresó Rodríguez Padilla.

Los desarrollos se articulan con la Secretaría de Energía, el Instituto Mexicano del Petróleo, la UNAM, el Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEL) y LitioMX, en el marco de lo que el Ejecutivo define como una “transición energética ordenada, soberana y con justicia social”.

En el caso del hidrógeno verde, Pemex trabaja en conjunto con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para implementar esquemas de blending en turbinas de ciclo combinado, reduciendo así las emisiones de generación eléctrica sin modificar completamente la infraestructura existente.

El anuncio se produce en un momento clave, cuando el sector energético mexicano espera avances concretos en la Estrategia Nacional de Hidrógeno Renovable prometida por el Gobierno. Este instrumento debería sentar las bases técnicas, regulatorias y fiscales para el desarrollo de un mercado que podría superar los 4000 millones de dólares en la próxima década.

A esto se suma un contexto dinámico: recientemente se adjudicaron 3,3 GW de capacidad renovable y 1,2 GW en almacenamiento en la primera gran convocatoria, y la segunda ronda —que debía lanzarse en enero— aún no se ha concretado, lo que genera expectativa en el sector privado.

En paralelo, la CFE anunció un plan de 29.000 millones de pesos para incorporar más de 1.500 MW de nueva capacidad entre renovables y almacenamiento, fortaleciendo su rol como operador clave en la transición y siguiendo los lineamientos de la planeación vinculante.

En este escenario, el movimiento de Pemex aparece como una señal para el sector: la transformación energética ya no es solo un tema regulatorio o ambiental, sino una variable estructural del sistema energético mexicano, donde el despliegue real de proyectos marcará la diferencia entre liderazgo o rezago.

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Con la mirada puesta en la escalabilidad, la fundación Kara Solar planea desplegar 100 “peque-peques eléctricos” y 25 estaciones de carga solar en la provincia de Pastaza durante los próximos tres años.

Aunque la visión de largo plazo es aún más ambiciosa: alcanzar 10.000 embarcaciones eléctricas navegando en la Amazonía para 2030, en un modelo de movilidad sustentable pensado desde el territorio.

Dichos barcos son ligeros, diseñados con un motor de 5 kW, equivalente a los clásicos a gasolina de 9 HP. 

“Ya fabricamos estos motores pensados para la Amazonía y pronto ingresarán 10 unidades al territorio”, explicó Walter Washikiat, técnico solar de Motores Amazonas, empresa de sociedad anónima,  que nace de Kara Solar para diseñar y producir los motores con tecnología avanzada propia adaptada a las condiciones del bosque tropical.

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Esta hoja de ruta no parte de cero. Kara Solar ya desarrolló 12 embarcaciones comunitarias impulsadas por energía solar, actualmente en funcionamiento en Ecuador, Perú, Brasil, Surinam y las Islas Salomón. Los barcos, equipados con paneles solares en los techos o estaciones en tierra, transportan un promedio de 15 pasajeros y 1.200 kg de carga.

“Más que una solución energética, es una forma de frenar el avance de las carreteras que destruyen la selva”, manifestó Nantu Canelos, presidente de Kara Solar. El sistema evita el uso de gasolina, reduce el ruido y previene la contaminación de los ríos por lubricantes.

Solo en Ecuador, las embarcaciones recorren en promedio 423  km por mes. Este volumen de operación evita 6.500 galones de gasolina y 52 toneladas de CO₂ al año. 

Para Canelos, “esto no es solo un discurso, sino un hecho que muestra que todo es posible en la Amazonía”.

Los equipos producidos por Motores Amazonas son simples, robustos, reparables y están pensados para operar en ambientes con alta humedad, lluvias intensas y difícil acceso.

Además de los barcos, el ecosistema incluye centros solares comunitarios, donde se realiza la recarga de baterías y se suministra energía a escuelas, centros de salud, turismo o monitoreo ambiental.

Para sostener esta expansión, Kara Solar capacitó a más de 50 técnicos indígenas calificados y a cientos de personas con formación básica. Son ellos quienes mantienen en funcionamiento los sistemas solares, embarcaciones y estaciones de carga.

Junto con diseñar motores eléctricos hechos para la selva, Kara Solar también está desarrollando modelos financieros accesibles para la Amazonía.  A través del programa Ríos Solares, las comunidades acceden a los equipos mediante esquemas de pago a largo plazo, similares al leasing. Esto permite superar la barrera del capital inicial en territorios donde la liquidez es limitada.

Expansión regional y visión territorial 

Kara Solar no se propone replicar su modelo de forma rígida. Al contrario, su expansión se basa en la adaptabilidad cultural y territorial, con participación directa de las comunidades. 

“No lo imponemos: cada comunidad decide si quiere implementarlo”, afirmó Canelos.

El prototipo ya ha despertado interés en otros territorios y pueblos indígenas. La experiencia de las comunidades achuar —que participaron activamente en el diseño de los peque-peques eléctricos— se proyecta como una guía para nuevos despliegues en la región.

Canelos remarcó que para que esta expansión sea viable, es necesaria una articulación con el Estado. 

“Así como se subsidia el transporte urbano, se deberían financiar sistemas fluviales sostenibles en territorios indígenas”, subrayó.

La movilidad fluvial solar no solo resuelve el transporte. También conecta servicios esenciales, facilita actividades productivas, fortalece la bioeconomía y evita la apertura de carreteras que llevan a la deforestación y ponen en riesgo los objetivos nacionales de biodiversidad y clima.

Más allá de lo técnico, la iniciativa tiene un trasfondo cultural profundo. “Kara significa sueño en nuestro idioma. El nombre viene de una visión ancestral: un pez eléctrico que navegaba nuestros ríos”, recordó el presidente. Hoy, esa visión ancestral toma forma en embarcaciones eléctricas que impulsan una transición energética desde y para la Amazonía.

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Comienza la cuenta regresiva para FES Iberia  Renewables & Storage: el próximo jueves 12 de febrero, la ciudad de Madrid será sede de la primera parada de la gira 2026 de Future Energy Summit (FES). 

Con foco en el almacenamiento como eje estratégico para la transición energética, el encuentro reunirá a referentes del más alto nivel ejecutivo, autoridades gubernamentales y empresas líderes del sector de las energías renovables en un momento determinante para el desarrollo energético de la Península Ibérica.

A sólo una semana del evento, ya se encuentran confirmados más de 40 speakers, entre ellos CEOs de compañías clave, responsables de políticas públicas y representantes de las Comunidades Autónomas, configurando una plataforma única de análisis, intercambio y networking de alto valor.

🔗 Las entradas aún están disponibles en: https://live.eventtia.com/es/fes-iberia26

Entre los principales ejecutivos que encabezarán los paneles se destacan Julio Castro, CEO de Iberdrola Renovables; Álvaro Pérez de Lema, CEO de Saeta Yield; Rafael Esteban, Global Chief Business Development Officer de Acciona Energía; Miguel Giné, CEO de Soletrax; Miguel Sánchez Praena, CEO de Altano Energy; y Pablo Landa Labiano, CEO de Factiun. 

Por parte del sector público, se destaca la presencia de Carmen López Ocón, directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), y Fátima García Señán, subdirectora general de Almacenamiento y Flexibilidad del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO).

Justamente, la presencia de dichas referentes y la realización de FES Iberia llega en un momento clave para el sector renovable y de almacenamiento, ya que hay 50 nuevos proyectos ingresados en tramitación ambiental por un total de 2155,8 MW de nueva potencia ERNC y 485,9 MW BESS, según un informe elaborado por Energía Estratégica, disponible de forma gratuita y que incluye datos, proyectos y claves para conocer las oportunidades de negocio en el país.

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Además, recientemente el MITECO lanzó la consulta pública del primer proceso de subasta de energía eólica offshore en España, abriendo formalmente el camino hacia el despliegue competitivo de esta tecnología, que ya tiene más de 20 GW a la espera. 

A ello se debe agregar que esta edición Future Energy Summit también contará con representación activa de gobiernos regionales, incluyendo autoridades de la Junta de Andalucía, la Xunta de Galicia; Castilla y León; y el gobierno de Canarias, quienes aportarán una perspectiva territorial en contexto de transformación del sector renovable. 

Asimismo, participarán representantes de empresas como EDP, Galp, GameChange, Chemik Group, SMA Ibérica, Ignis Energía, Yingli Solar, Huawei, Schletter, Sonnedix, Greenyellow, Grupo Elecnor, Tera Batteries, Capture Energy, Zelestra, Verbund Green Power Iberia, Enagás, Templus y Lightsource bp, consolidando una agenda empresarial diversa y altamente especializada.

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Estas condiciones hacen que FES Iberia se configure como un espacio estratégico para anticipar tendencias, analizar marcos regulatorios emergentes y explorar alianzas comerciales. 

A lo largo del evento se desarrollarán sesiones temáticas que abordarán, entre otras cuestiones, la visión ejecutiva de grandes energéticas, la evolución de la cadena de valor industrial, el futuro del almacenamiento integrado en fotovoltaica, y el papel de los gobiernos regionales en el despliegue territorial de soluciones energéticas sostenibles.

Además de los debates técnicos, FES Iberia se distingue por sus espacios de networking, donde se congregarán cientos de representantes de empresas para promover contratos, intercambios de conocimiento y acuerdos que impulsan la transición energética en España y el resto del sur de Europa.

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 España avanzó con la tramitación ambiental de 1609,1 MW renovables en el país en solo tres semanas, según un relevamiento realizado por Energía Estratégica, que revela el movimiento de proyectos entre el 14 de enero y el 3 de febrero de 2026.

Del total de potencia, 464,6 MW corresponden a tecnología eólica, mientras que 1144,5 MW son fotovoltaicos, lo que representa un 71% del volumen gestionado. Mientras que Forestalia, Galp e Iberdrola emergen como los actores más activos del período, en un contexto de aceleración de tramitaciones que responde a la necesidad de los promotores por asegurar permisos ambientales, capacidad de acceso y viabilidad técnica en un contexto de fuerte competencia territorial.

La primera empresa mencionada impulsa más de una docena de desarrollos en distintas fases regulatorias. ERn Huesca, presentó solicitudes para ocho nuevas plantas solares que incluyen Gondul (22,9 MW), Bor (18,27 MW), Olrun (18,27 MW) y Berilio (23,1 MW), las cuales ingresaron al procedimiento ordinario de evaluación ambiental.

Además, obtuvo declaración de impacto ambiental favorable (DIA) para otros proyectos como Glen (88,4 MW), Kara, Buri y Magnética, todos también en la misma provincia. Y en paralelo, gestiona los parques eólicos Sición (48 MW) y Silvano (42 MW) en Zaragoza, ambos con DIA publicada desde mediados de enero.

Iberdrola destaca con la hibridación del parque Cofrentes I en Albacete, incorporando una planta fotovoltaica de 154,7 MW al sistema eólico existente y la autorización del proyecto Capiruza II de 41,8 MW, igualmente ubicado en Castilla-La Mancha. En el mismo sentido, Capital Energy tramitó la planta La Herrada Solar (41 MW) para su integración con un parque eólico de 52 MW, configurando una instalación híbrida de 55 MW de potencia instalada.

En tanto que Galp figura entre las empresas más dinámicas a partir del informe publicado por Energía Estratégica, que identificó 50 proyectos ingresados en tramitación ambiental durante los últimos dos meses, especialmente a través de esquemas híbridos.

La información del BOE también confirma el avance de Repsol con los parques El Páramo (92,4 MW) y su ampliación (50,8 MW) en León, con trámites culminados de declaración de impacto ambiental favorable. Asimismo, Solaria, Naturgy y Morisca Wind figuran con proyectos en fases diversas.

Distribución territorial y tecnológica

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El Ministerio de Minas y Energía de Colombia convocó por cuarta vez un mecanismo de contratación a largo plazo para proyectos de generación con fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER) que se enmarca en los Decretos 1091 de 2025, con respaldo en las leyes 143 de 1994, 1715 de 2014 y 2099 de 2021, y hace parte del conjunto de herramientas que buscan facilitar el cumplimiento de la obligación de abastecimiento con FNCER el 10% de la demanda  por parte de los comercializadores.

Este mecanismo no reemplaza las subastas del Cargo por Confiabilidad, sino que busca dar señales de ingreso estable especialmente para tecnologías como solar, eólica y el almacenamiento de energía eléctrica, así como mitigar la exposición a la volatilidad de los precios en la Bolsa de los compradores de energía. 

Esta nueva versión presenta novedades en lo relacionado con productos y con la flexibilización de requisitos para los participantes. Además, incluye medidas inéditas en el país, como la posibilidad de incorporar sistemas de almacenamiento y un modelo de sesiones controladas para garantizar cumplimiento.

“La subasta que se está estructurando actualmente recoge las bondades de los mecanismos anteriores, pero incorpora de manera explícita las lecciones aprendidas; por eso, el diseño se encuentra en etapa de comentarios hasta el 3 de febrero, con el objetivo de recoger y analizar las perspectivas del sector antes de su versión definitiva”, señaló Sara Pulgarín, ingeniera con trayectoria en estructuración de contratos de energía. 

El mecanismo se organiza en dos horizontes temporales: proyectos que inicien operación comercial hasta el 1 de enero de 2030, los cuales para participar deberán contar con punto de conexión y aquellos que lo hagan hasta el 1 de enero de 2035 a los cuales para participar no se les exigirá punto de conexión y contratarán energía constante durante las 24 horas del día. 

Además,se diseñaron productos específicos para proyectos que incorporen almacenamiento de energía, reconociendo que estos recursos tienen un perfil distinto de entrega y aportan mayor valor en ciertas franjas horarias, alineado con lo establecido en la Ley 2099 de 2021, la Resolución MME 40283 de 2022, el proyecto de decreto de 2025 expedido por el MME y el reciente proyecto de Resolución CREG 701 103 de 2025.

Juanita Villanueva, abogada especialista en regulación eléctrica, destacó que el diseño «busca incentivar tecnologías clave para la transición energética, como los sistemas de almacenamiento de energía con baterías (SAEB), sin dejar de lado la necesidad de firmeza en el suministro». 

No obstante, advirtió que la incorporación de baterías en este mecanismo, sin que aún se encuentren definidas las reglas de comercialización de los servicios SAEB, ni se encuentren en firme las condiciones de conexión, remuneración e integración en el sistema, genera señales de desarmonización con la regulación existente.

Otro elemento distintivo del mecanismo son las cesiones controladas de obligaciones. A diferencia de procesos anteriores, donde el incumplimiento era inflexible y activaba una serie de acciones regladas en el contrato.

“Esta flexibilización puede poner en jaque a la demanda al no ser garantizada la entrega de la energía contratada en las condiciones pactadas en la adjudicación, que es lo que ha venido ocurriendo con las subastas anteriores”, subrayó Natalia García, CEO de Enermant. 

Según explicó, “el Gobierno Nacional transfiere el riesgo de la inversión al inversionista pero es garante de la prestación del servicio, por lo que se requiere la mayor intervención de este en el apoyo para el desarrollo de los proyectos y el fortalecimiento de del seguimiento y control  a los inversionistas para que el sistema pueda reaccionar con anticipación”.

Si bien el proceso promueve una mayor estabilidad para los desarrolladores, las tres especialistas coincidieron en que el diseño aún presenta desafíos relevantes. 

Para Claudia Ballesteros, abogada con más de 12 años en el sector eléctrico colombiano, una de ellas es la necesidad de coordinación institucional entre el Ministerio, la CREG, la ANLA, la UPME y CNO, para asegurar que los proyectos adjudicados puedan avanzar en trámites clave como puntos de conexión, estudios de red y licencias ambientales.

“Sin el acompañamiento post-adjudicación, existe el riesgo de que el mecanismo repita los problemas de otros procesos. No basta con adjudicar contratos: hay que garantizar que los proyectos se puedan ejecutar”, señaló García.

García también remarcó que el éxito del mecanismo dependerá de la claridad y estabilidad normativa que incentive la participación de los agentes en el mercado: “Si las reglas cambian durante la ejecución, o si no hay certeza sobre el comportamiento del mercado, la banca y los inversionistas se van a retraer. Se necesita confianza, y la confianza se construye con reglas claras y estables”.

El mecanismo de contratación a largo plazo representa un paso relevante en la estrategia de transición energética del país y aporta elementos innovadores en el mercado. Sin embargo, como señalan las especialistas, el instrumento solo será efectivo si se acompaña de gestión institucional, apoyo técnico continuo y estabilidad regulatoria. 

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El gobierno de República Dominicana formalizó la transformación de la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) en una sociedad anónima estatal a través de la emisión del Decreto 55-26. La medida no se limita a un cambio formal: redefine el rol de la empresa dentro del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), al dotarla de autonomía operativa, capacidad contractual y un objeto social ampliado que incorpora la prestación de servicios auxiliares.

Este último punto es clave. Según el análisis de AABI Group, el nuevo encuadre legal habilita a ETED a implementar sistemas de almacenamiento energético tipo stand-alone BESS, es decir, baterías conectadas directamente a la red de transmisión y operadas de manera independiente de plantas generadoras.

“El marco jurídico ya permite que ETED incorpore BESS sin reformar leyes. Las baterías pueden actuar como servicio público auxiliar bajo su gestión directa”, evaluó la consultora especializada.

Es decir que estas soluciones no solo son compatibles con el marco legal vigente, sino que además resuelven limitaciones operativas y aumentan la eficiencia del sistema.

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La firma destaca que “la incorporación de sistemas de almacenamiento como activos de transmisión resuelve limitaciones técnicas del sistema”.

Estos sistemas permiten almacenar energía en horas de baja demanda y liberarla durante picos de consumo, además de ofrecer soporte ante contingencias, variabilidad renovable o caídas de frecuencia.

La discusión cobra aún más relevancia a partir de la publicación de la resolución SIE-017-2026-MEM, por parte de la Superintendencia de Electricidad. Esta normativa establece una “metodología para el estudio de evaluación de la capacidad de intercambio de potencia regional” y reconoce que la operación actual del sistema presenta desafíos de estabilidad, con consecuencias económicas y de calidad de servicio.

La metodología de la SIE incorpora el uso de modelos de análisis horario, simulaciones de flujo de carga y escenarios de crecimiento de demanda y generación renovable. Uno de los objetivos declarados es identificar puntos de congestión, cuellos de botella y la necesidad de soluciones como “almacenamiento, reactivos o refuerzos”, según se especifica en el documento oficial.

En este contexto, el almacenamiento BESS emerge como una de las herramientas más relevantes, especialmente para zonas con alta variabilidad renovable o sensibilidad ante cambios de carga. AABI Group señala que estos sistemas pueden desplegarse “en nodos con condiciones de red y costos de energía favorables”, permitiendo maximizar el beneficio técnico y económico.

El Decreto 55-26 también establece que ETED podrá financiar estas actividades con recursos propios, aportes del Estado, ingresos por prestación de servicios o cooperación internacional. Además, la empresa ya no requiere autorización legislativa para desarrollar proyectos que estén dentro de su objeto social, como los sistemas de baterías en transmisión.

De esta forma, el país cuenta con una base legal, técnica y regulatoria para avanzar con soluciones de almacenamiento sin modificar el marco normativo. La decisión estratégica de implementarlos dependerá de la planificación operativa de ETED y de la priorización que le otorgue el Ministerio de Energía y Minas.

A medida que el SENI incorpore más renovables variables, el almacenamiento se convertirá en un activo clave para garantizar seguridad, continuidad y eficiencia. República Dominicana ya tiene el marco para hacerlo posible.

Decreto 55-26_0

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La historia personal de Rosilena Lindo Riggs está marcada por una visión de servicio público, justicia social y vocación científica que la llevó a convertirse en una de las principales arquitectas de la transición energética panameña. Su recorrido atraviesa instituciones como el Canal de Panamá, el Ministerio de Ambiente, el PNUMA y la Secretaría Nacional de Energía, desde donde impulsó políticas pioneras con enfoque inclusivo, técnico y territorial.

En una entrevista con Energía Estratégica, la ingeniera y asesora global repasa su trayectoria, desafíos, aprendizajes y visión para el futuro de la región.

—¿Qué la impulsó a estudiar ingeniería y, más adelante, especializarse en energía y gestión ambiental? ¿Hubo un momento clave en su vida?

A los 8 años, durante unas vacaciones, le conté a mi abuela que quería diseñar espacios para estudiar y proteger la naturaleza. Soñaba con trabajar en Naciones Unidas, hablar cuatro idiomas, viajar por el mundo y generar oportunidades para que las mujeres lideraran. Agradezco a Dios porque me permitió convertir mis sueños de niña en realidad.

Mi padre es ingeniero civil, lo que influyó en mi decisión de estudiar esa carrera. Cuando un profesor me ofreció colaborar en la instalación del Nodo NASA en Panamá, conocí el mundo de la energía. Mi primera tarea fue leer las guías del IPCC y recopilar datos para calcular emisiones del sector energético. Ahí me enamoré de la energía, de su rol económico, pero también del potencial de transformar un modelo de desarrollo basado en combustibles fósiles.

—¿Cómo fue el tránsito profesional hasta llegar a la Secretaría Nacional de Energía?

Al regresar de mis estudios en Alemania, trabajé en la ampliación del Canal de Panamá en control de calidad de las superficies hidráulicas. Fue una experiencia valiosa, técnica y humana, donde conocí a un mentor que me animó a volver al sector energético.

Después, asumí la Dirección Nacional de Cambio Climático en la antigua Autoridad del Ambiente. Junto a un equipo de 34 personas, creamos la primera Contribución Nacionalmente Determinada de Panamá, transformamos la ANAM en el Ministerio de Ambiente e incluimos el cambio climático en la ley ambiental. También negociamos el Acuerdo de París en temas de bosques y dimos voz internacional a los pueblos originarios.

Más tarde, como especialista senior en UNEP, lideré el proyecto de calentamiento solar de agua y contribuí al análisis de la transición energética en América Latina. Organizamos un encuentro con representantes del sector energía de los candidatos presidenciales para presentar el estudio “Carbono Cero América Latina”. Uno de ellos, ya como secretario de Energía, me invitó a ser parte de su equipo como subsecretaria.

—¿Qué desafíos enfrentó como la primera mujer secretaria de Energía en Panamá?

Fue un proceso lleno de desafíos, pero también de aprendizajes. La sororidad nacional, regional y global jugó un papel clave. Gracias a esa red de mujeres, logramos impulsar la agenda energética con una mirada técnica e inclusiva.

Uno de los grandes desafíos fue construir una metodología participativa durante la pandemia. Logramos que cada persona que participó en las estrategias pudiera identificar sus aportes reflejados en los documentos. Diseñamos políticas como la Estrategia de Acceso Universal a la Energía, la de Generación Distribuida, de Eficiencia Energética, de Innovación del Sistema Interconectado, entre otras. Más de 16.500 horas persona fueron invertidas en el diseño de estos instrumentos.

Panamá cubre el 75% de su matriz energética con renovables: ¿Cuáles son las empresas que la sostienen?

Como secretaria, tuve apenas siete meses de gestión, en plena contienda electoral. No logramos presentar la ley de transición energética. Me llevo como lección que ese tipo de reformas deben plantearse desde el primer año. También comprendí que, aunque el sector es masculinizado, el proceso de construcción de la Hoja de Ruta “Nexo Mujer y Energía” fue el más participativo. En Panamá, hombres y mujeres están dispuestos a construir un sector en igualdad.

—¿Cuál considera su mayor contribución en términos de política pública energética?

Destaco con orgullo la Estrategia Nacional de Generación Distribuida, que comencé a moldear desde que ingresé a la Secretaría. Fue elaborada con apoyo técnico del BID y nos tomó tiempo definir su alcance. Hoy Panamá pasó de 30 MW a más de 200 MW instalados, y si se cumplen los compromisos, se espera un crecimiento exponencial en los próximos dos años.

También considero transformadores el Plan de Electrificación Rural Georreferenciado y la Estrategia de Acceso Universal, porque plantean que no es aceptable pasar de no tener energía a vivir en pobreza energética. Defienden el derecho a un consumo eficiente y suficiente, sin ciudadanos de segunda clase.

—¿Hay algún proyecto que recuerde especialmente por su impacto social?

La Estrategia de Comunicación para la Transición Energética fue única por su enfoque. Partimos de un estudio del Banco Mundial sobre la percepción energética en Panamá, que reveló intereses diferenciados por género y región. Decidí estudiar un diplomado en comunicación y marketing para poder liderarla.

Es fundamental que la población tenga acceso a información clara y culturalmente representativa, para que pueda tomar decisiones informadas al adoptar tecnologías energéticas. Por ejemplo, que una dueña de salón de belleza sepa que un aire acondicionado eficiente puede reducir su factura en un 70 %.

—¿Qué experiencia profesional la marcó profundamente en el sector de renovables?

Diseñar e implementar el programa de capacitación en energía solar fotovoltaica para mujeres de la Comarca Ngäbe-Buglé cambió mi vida por completo. Ver el crecimiento de 85 mujeres rurales fue inspirador.

Invité a una de ellas, Lilibeth Jiménez, a un evento en Brasil. Allí me compartió algo que transformó mi forma de entender la transición energética: “Al programa le faltó brindar apoyo psicológico para gestionar el impacto cultural de convertirse en mujeres generadoras de ingresos”. Comprendí que la transición energética también transforma culturas y debe ser gestionada con sensibilidad.

—¿Cuál es el principal reto de la región en materia energética?

Latinoamérica y el Caribe deben acelerar la inversión en renovables y el diseño regulatorio para electrificar la economía, en un contexto de fragmentación geopolítica, ciberseguridad y crisis climática.

Necesitamos romper con regulaciones que favorezcan una sola tecnología. La riqueza de la transición está en la diversidad de fuentes y esquemas. Pero el cuello de botella es claro: movilizar capital a bajo costo y ampliar la infraestructura de transmisión. Sin eso, no podremos sacar de la pobreza a los 162 millones de personas que hoy la padecen en la región, según CEPAL.

—¿Qué mensaje daría a las jóvenes que están comenzando en este sector?

La igualdad de género no es un tema de mujeres, es un imperativo del desarrollo global. Necesitamos medidas especiales para compensar las desigualdades estructurales y defender la justicia social con datos claros.

A las jóvenes les digo que expandan su red de colaboración con todos los actores, sin importar género. El talento no tiene etnia, rostro ni género. La sororidad ha demostrado ser clave para el crecimiento de las mujeres en energía, y hay que seguir comunicando estratégicamente para contrarrestar las voces que subestiman la igualdad.

—¿Qué legado le gustaría dejar en el sector energético y climático?

Quiero seguir construyendo puentes entre gobiernos, sector privado, cooperación internacional, comunidades y juventudes. Sueño con una economía basada en más de 80 % de energía renovable, y con personas respirando aire limpio.

Seguiré trabajando con determinación para que las juventudes tengan más oportunidades que yo y para que las mujeres —de todas las edades y etnias— encuentren en el sector energético un espacio pleno para desarrollar sus talentos. Todo esto mientras cuidamos juntos nuestra casa común.

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SilverBlue anunció la adquisición de Solage, empresa de financiamiento especializada en proyectos de energía distribuida y de almacenamiento para empresas comerciales e industriales en México, así como su plan de inversión por un monto superior a 500 millones de pesos mexicanos. 

La adquisición de Solage se produce en un contexto favorable para el sector de las energías renovables en el país. Se estima que el mercado de energía renovable en México crezca de 36.57 GW en 2025 a 40.27 GW en 2026 y alcance 65.2 GW en 2031, con una tasa de crecimiento anual compuesta (CAGR) del 10.12% entre 2026 y 2031. 

Como parte de SilverBlue, Solage busca contribuir a cerrar la brecha entre el capital y los proyectos energéticos con potencial, otorgando financiamiento mediante contratos comúnmente conocidos como PPAs. Su modelo de negocio y financiamiento está diseñado para adaptarse a las distintas etapas de los proyectos, desde su evaluación inicial hasta su implementación y seguimiento, manteniendo el rigor técnico y la disciplina financiera. La empresa busca soluciones financieras y técnicas a la medida que aceleran la transición hacia una matriz energética más limpia y eficiente.

En los últimos años, la inversión en energía limpia en México registró un crecimiento cercano al 77% en 2024, al alcanzar aproximadamente 40,075 millones de pesos, frente a 22,750 millones de pesos en 2023. 

“El cierre de la adquisición de Solage confirma que existe una demanda clara de soluciones financieras más flexibles y especializadas en el mercado mexicano. El objetivo es acompañar proyectos sólidos con capital bien estructurado, gobernanza y una visión de largo plazo que permita transformar oportunidades en crecimiento tangible”, señaló César Urrea, quien encabeza las operaciones de SilverBlue en México. 

Actualmente, Solage evalúa proyectos de inversión rentables y sustentables por más de 170 millones de pesos. Con este vehículo financiero, SilverBlue avanza en la consolidación de su plataforma en México, reafirmando su compromiso de operar bajo estándares internacionales de análisis, gestión de riesgos y gobierno corporativo.

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El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) lanzó la consulta pública del primer proceso de subasta de energía eólica offshore en España, abriendo formalmente el camino hacia el despliegue competitivo de esta tecnología.

El borrador propuesto establece un modelo de contrato por diferencia (CfD) con entrega física, e incorpora variables adicionales como impacto ambiental, empleo y localización. En tanto que la consulta estará abierta hasta el 24 de febrero, permitiendo que empresas, asociaciones y administraciones puedan enviar observaciones que ayuden a definir los términos finales de la convocatoria.

“La licitación se centrará en la tecnología flotante”, indica el documento oficial, alineado con las características geográficas de los fondos marinos del país.

Este anuncio se produce más de un año después de la aprobación del marco jurídico para la eólica costa fuera, y pocos meses tras la publicación del Real Decreto 962/2024, que regula la producción de electricidad renovable en instalaciones marítimas. La medida completa el andamiaje legal necesario para que el país avance en la construcción de este nuevo mercado.

Europa cuenta actualmente con 37 GW de potencia offshore instalada, mayoritariamente con cimentación fija; y en el caso español, la Hoja de Ruta para el Desarrollo de la Eólica Marina fija un objetivo de entre 1 y 3 GW instalados hacia 2030, meta que dependerá directamente del ritmo de adjudicación de capacidad y de la ejecución de los proyectos en cola.

En paralelo, el gobierno ha puesto en marcha programas de apoyo clave como PORTS 5.0 y EOLMAR, gestionados por Puertos del Estado y el IDAE, y financiadas con fondos del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR) que movilizan más de 200 millones de euros para fomentar inversiones en innovación, digitalización portuaria, integración de energías renovables e infraestructuras logísticas adaptadas al offshore.

El programa busca adaptar muelles, explanadas y superficies operativas, mejorar servicios para su puesta en marcha y facilitar las operaciones de fabricación, ensamblaje e instalación.

Cabe recordar que, tanto el sector privado como distintas administraciones autonómicas venían reclamando con fuerza que se sentaran las bases para la primera subasta, advirtiendo que la indefinición estaba congelando inversiones clave.

Galicia ha sido una de las regiones más activas, exigiendo un calendario claro de subastas y una planificación eléctrica coherente con el cierre progresivo de centrales térmicas. Por su parte, Canarias se posiciona como territorio estratégico para la implementación de proyectos piloto, gracias a sus condiciones técnicas, alto coste del sistema eléctrico y experiencia previa en renovables.

En este contexto, el FES Iberia 2025 fue escenario de un llamado multisectorial a acelerar el despliegue regulatorio. Allí, Pablo Fernández Vila , director general de Planificación Energética y Minas de la Xunta de Galicia, declaró: «En Galicia, queremos participar en la primera subasta de energía eólica marina».

Mientras que, Alberto Hernández Suárez , director general de Energía del Gobierno de Canarias, señaló que la región aspira a liderar el desarrollo de la energía eólica offshore en España y exigió acciones inmediatas. Esta temática será un eje clave en la próxima edición, FES Iberia 2026, que tendrá lugar el 12 de febrero en Madrid, y ya cuenta con entradas disponibles.

Más de 40 proyectos en marcha: el ecosistema industrial ya se prepara para competir

Según un relevamiento de Energía Estratégica, más de 40 preproyectos de eólica marina están actualmente en tramitación en España, con una potencia acumulada superior a 20.000 MW. Esta cartera refleja el interés sostenido del ecosistema privado, que desde hace más de un año espera definiciones para avanzar en permisos, estudios de impacto y compromisos financieros.

Los proyectos se distribuyen a lo largo de las costas de Galicia, Canarias, Cataluña, Andalucía, Comunidad Valenciana y Baleares, y están promovidos por actores clave del sector como Iberdrola, BlueFloat Energy, Ocean Winds, Capital Energy, Greenalia, Naturgy, Cobra, Acciona, Saitec, Vestas, RWE y TotalEnergies, entre otros.

En Galicia, uno de los territorios con mayor proyección industrial, sobresale el proyecto Nordés, impulsado por Greenalia, con una potencia prevista de 540 MW frente a la costa norte. También han presentado solicitudes otras empresas como BlueFloat Energy y Capital Energy, con desarrollos en distintas zonas del litoral gallego.

Canarias concentra propuestas clave por su alto coste eléctrico, independencia del sistema peninsular y condiciones técnicas favorables. Allí destaca el parque Granadilla Offshore, de 240 MW, promovido por Naturgy y Cobra. Además, firmas como Plenitude (Eni), BlueFloat y Capital Energy han solicitado autorización para instalar plataformas flotantes en el archipiélago.

En la costa catalana, el Parque Tramuntana, desarrollado por BlueFloat y Cobra, se posiciona como uno de los proyectos más avanzados de todo el país, con una potencia estimada de 500 MW. Su ubicación y grado de madurez lo convierten en un candidato fuerte para participar en la primera subasta.

En Andalucía, Iberdrola ha registrado el proyecto Costa Afuera, aún en fases iniciales pero con fuerte interés estratégico por su cercanía a puertos industriales y acceso a red eléctrica.

La Comunidad Valenciana y Baleares también forman parte de la hoja de ruta del offshore nacional, con iniciativas presentadas por la alianza BlueFloat-Vestas, que busca desplegar tecnología flotante en ambos territorios, aprovechando su cercanía a nodos logísticos y zonas de alta demanda.

Por su parte, Capital Energy mantiene una estrategia territorial extensa, con solicitudes distribuidas en todo el arco norte y este del país, cubriendo desde el Cantábrico hasta el Mediterráneo.

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La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) recibió ocho proyectos renovables en el vigente llamado del año del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), correspondiente al cuarto trimestre de 2025. 

Las iniciativas en conjunto suman 737,9 MW de potencia y solicitan prioridad de despacho, aunque la capacidad mínima solicitada por los proyectos alcanza los 551 MW, mientras que el máximo se eleva a 635 MW.

Los ocho proyectos se distribuyen en cinco solares (544 MW) y tres eólicos (193,9 MW). Las iniciativas fotovoltaicas se ubican en Buenos Aires, Corrientes, Formosa, Catamarca y San Juan, y solicitan un mínimo conjunto de 529 MW. 

Por su parte, los tres parques eólicos compiten exclusivamente en la provincia de Buenos Aires, con potencias solicitadas que van de 22 a 91 MW, dentro del corredor Patagonia – PBA.

Sin embargo, el escenario técnico es complejo: el sistema de transporte eléctrico impone serias limitaciones para este llamado, ya que sólo 50 MW cuentan con disponibilidad plena para inyectar energía sin restricciones, ubicados exclusivamente en el corredor Misiones – NEA – Litoral, según el Anexo III publicado por CAMMESA.

Por ende, sólo dos proyectos compiten bajo el MATER Pleno, es decir, con prioridad de despacho efectiva e inmediata:

• PS Aluar Abasto (24 MW), de la compañía Aluar, una de las mayores productoras de aluminio del país
• PS El Sol de V.G Güemes (30 MW), impulsado por la firma Ambiente y Energía que posee una proyección de 400 MW solares entre 2026 y 2027

Del RenovAr al MATER: ¿Cuánto cuestan las renovables en Argentina y qué esperar a futuro? 

El resto de la capacidad solicitada se encuentra sujeta a la modalidad de asignación Referencial “A”, un esquema que implica la posibilidad de hasta un 8% de curtailment (limitación de generación) hasta tanto se habiliten las obras de infraestructura necesarias, repartida de la siguiente manera. 

• Patagonia – Buenos Aires: 190 MW disponibles + 200 MW adicionales si los proyectos son solares.
• Centro – Cuyo – NOA: sólo 32 MW adjudicables, exclusivamente para tecnología eólica.
• Misiones – NEA – Litoral: hasta 475 MW con posibilidad de prioridad sin limitaciones, aunque sólo 50 MW de ellos son considerados sin restricciones.

MATER 360: obras de infraestructura en análisis

Entre los proyectos presentados se destacan dos parques solares que contemplan obras asociadas a infraestructura de transmisión y/o sistemas de almacenamiento de energía, bajo el esquema MATER 360. Ambas iniciativas pertenecen a la firma Genneia con 450 MW de potencia en conjunto y que se ubican en el corredor Centro – Cuyo – Noroeste Argentino:

• PS Sol del Valle (300 MW): incluye la compensación Shunt Malvinas 132 kV, el reemplazo del capacitor serie en la ET Recreo, y la ampliación de la transformación en la ET La Rioja Sur 132/500 kV. 
• PS Tocota III (150 MW): abarca la adecuación de la ET Bauchaceta, la normalización de la LAT Calingasta–Rodeo y la incorporación de un sistema BESS (Battery Energy Storage System).

De este modo, la mayor generadora renovable del país repite la estrategia que ha implementado en anteriores convocatorias, sumando a su portafolio de más de 1500 MW proyectos de almacenamiento, obras de transmisión eléctrica y abastecimiento a grandes consumidores como data centers. 

La convocatoria de CAMMESA cerró el pasado 16 de enero, y ahora se espera la definición de los posibles desempates para que, el próximo 13 de febrero, finalmente se anuncien los proyectos adjudicados.

MATER T4-2025 – Solicitudes de Prioridad Presentadas.xlsx – MATER 43-2025

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Colombia puso en marcha una nueva subasta a largo plazo que modifica aspectos clave del diseño anterior, con el objetivo de corregir las dificultades que enfrentaron las convocatorias de 2019 y 2021. Entre los principales cambios se destacan la inclusión del almacenamiento como tecnología central, productos adaptados a los perfiles reales de generación y un horizonte de obligaciones extendido hasta 2035, lo que permite mayor bancabilidad y competitividad en los proyectos.

Álvaro Pérez Ramírez, Manager en AFRY, explicó que el nuevo mecanismo introduce mayor flexibilidad para los generadores y un diseño más complejo. La posibilidad de declarar curvas horarias reales, incorporar baterías y ampliar los plazos responde directamente a los cuellos de botella que enfrentaron los desarrollos anteriores, muchos de los cuales no llegaron a operar, principalmente por demoras en licencias, transmisión y cierre financiero.

“En Colombia, construir un proyecto renovable grande toma más tiempo del que se pensaba en las primeras subastas”, señaló Pérez Ramírez, en referencia a que las condiciones anteriores no contemplaban la madurez real del mercado local ni los tiempos regulatorios para la ejecución de obras de gran escala.

En ese sentido, los nuevos plazos permiten alinear los contratos con los ciclos reales de desarrollo, reduciendo el riesgo de penalizaciones y generando mayor confianza para actores internacionales.

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

La experiencia acumulada en los últimos siete años evidenció la necesidad de rediseñar el mecanismo, no solo para garantizar que los proyectos adjudicados se construyan, sino también para permitir una integración más eficiente al sistema.

El esquema anterior, con bloques planos de energía, ofrecía certezas a la demanda pero penalizaba tecnologías como la solar, cuyo perfil no es constante a lo largo del día. Ahora, los productos permiten declarar curvas reales de generación y se introducen opciones específicas como los híbridos solar + baterías, orientados a cubrir la demanda entre las 17:00 y las 21:00, uno de los momentos más críticos del sistema.

Esta diferenciación técnica también considera a los sistemas de almacenamiento como soluciones autónomas. Un proyecto de baterías stand-alone puede desplazar energía desde las horas más baratas hacia los picos de consumo, lo que no solo mejora la confiabilidad sino que también ayuda a reducir emisiones al reemplazar generación fósil en esas franjas horarias.

El nuevo esquema marca un punto de inflexión en el reconocimiento del almacenamiento como activo de confiabilidad del sistema, no solo como respaldo renovable.

“Se muestra una clara intención de que el almacenamiento con baterías se convierta en pieza central dentro del mix de generación”, remarcó el especialista de AFRY.

La publicación del decreto CREG 701 103 de 2025, que establece un marco para los Sistemas de Almacenamiento en Baterías (SAEB), fue un paso previo en esa dirección, aunque aún queda trabajo pendiente en términos de operación y servicios complementarios.

Entre los aspectos que aún deben afinarse, destaca la necesidad de una regulación clara sobre cómo despachar, valorar las desviaciones e integrar los sistemas de almacenamiento al mercado de servicios auxiliares. A esto se suma la persistente problemática en la ejecución de obras de transmisión, que sigue siendo uno de los principales riesgos estructurales del sector. Si estas infraestructuras no avanzan a tiempo, los proyectos podrían volver a quedar sin conexión, como ya ocurrió en ciclos anteriores.

En cuanto a las señales de precio, uno de los puntos técnicos más finos del diseño, Pérez Ramírez advirtió que los techos deben ser lo suficientemente flexibles como para permitir el ingreso de tecnologías como el almacenamiento.

Las baterías operan por arbitraje, cargando energía en momentos de bajo precio y entregándola en las horas más caras del día, que coinciden con las de mayor tensión para el sistema; por lo que limitar artificialmente los precios de esas horas podría neutralizar el incentivo económico de estas tecnologías y restringir su desarrollo.

A esto se suma un punto ineludible para garantizar la continuidad de la inversión: la estabilidad institucional. Sin reglas claras y sostenidas en el tiempo, incluso los mejores mecanismos pierden tracción.

“Si las reglas cambian cada pocos años, la inversión se retrae”, advirtió el ejecutivo.

La nueva subasta colombiana representa así un intento de aprendizaje institucional que busca consolidar un ecosistema de contratación eléctrica más robusto, previsible y alineado con los desafíos técnicos de la transición energética. Queda ahora por verse cómo responde el mercado ante esta mayor complejidad de productos y condiciones, y si la demanda mostrará el apetito necesario para acompañar la transformación.

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La Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) lanzó una convocatoria urgente para fomentar proyectos de energías limpias en América Latina y acelerar el financiamiento.

La iniciativa invita a desarrolladores y gobiernos a presentar propuestas de inversión antes del 1 de marzo de 2026, fecha límite para asegurar una prioridad de evaluación en la agenda multilateral, a fin que puedan ser catalizadores de cambio en la matriz energética regional, desde la solar y eólica hasta soluciones innovadoras de bioenergía y tecnologías de respaldo energético.

Los proyectos seleccionados podrán ser considerados para financiamiento a través de la Plataforma de Inversión Climática (CIP por sus siglas en inglés) y la plataforma de Financiamiento para la Aceleración de la Transición Energética (ETAF) de IRENA, por lo que las iniciativas se beneficiarán de acceso potencial a financiamiento, alianzas de inversión e instrumentos de reducción de riesgos para acelerar su desarrollo.

Mientras que los países elegibles son Argentina, Belice, Bolivia, Brasil, Chile, Colombia, Costa Rica, Cuba, Ecuador, El Salvador, Guatemala, Honduras, México, Nicaragua, Panamá, Paraguay, Perú, República Dominicana, Surinam, Uruguay y Venezuela.

¿Cómo aplicar? Para ser elegibles para el CIP, los proyectos deben superar la etapa conceptual y estar alineados con los Objetivos de Desarrollo Sostenible de las Naciones Unidas y las prioridades nacionales de acción climática.

En tanto que la plataforma ETAF se centra en proyectos de mediana a gran escala que requieren una inversión de capital significativa, lo que significa que dichas iniciativas deben haber completado estudios de viabilidad y demostrar su disponibilidad para recibir financiamiento.

El CIP es una iniciativa conjunta de IRENA, el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) y Energía Sostenible para Todos (SEforALL), en colaboración con el Fondo Verde para el Clima (FVC). El CIP busca impulsar la movilización de capital y la inversión de impacto en energías renovables en países en desarrollo.

Criterios de elegibilidad para el CIP:

• El proyecto apoya la transición hacia la energía limpia, las prioridades nacionales de acción climática y los Objetivos de Desarrollo Sostenible.
• El proyecto ha superado la etapa conceptual, habiéndose completado los estudios de prefactibilidad o preliminares.

Criterios de elegibilidad para ETAF:

• Requisitos de gasto de capital de al menos USD 25 millones para proyectos privados o asociaciones público-privadas (APP) y USD 10 millones para proyectos del sector público.
• Un nivel de preparación que incluye un estudio de viabilidad completo, disponibilidad de la red, acuerdos de compra y preparación financiera.

Además, la convocatoria de IRENA coincide con un momento en que organismos como la Organización Latinoamericana de Energía (OLACDE) resaltan la importancia de la cooperación regional para alcanzar ambiciosos objetivos —como la iniciativa RELAC, que apunta a que el 70 % de la generación eléctrica provenga de renovables para 2030— y a multiplicar la capacidad solar en la región en las próximas décadas.

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Quantum America llevará adelante el 23º Seminario Internacional de Regulación de Servicios Públicos y Cálculo de Tarifas del 13 al 17 de abril de 2026 en Foz de Iguazú, Brasil, una de las ciudades más relevantes del sur del país y destino turístico reconocido a nivel mundial por albergar las Cataratas del Iguazú, una de las siete maravillas naturales del mundo.

El encuentro se desarrollará en el JL Hotel by Bourbon y reunirá a profesionales, directivos y funcionarios del sector energético y de los servicios públicos de toda Latinoamérica, en una propuesta que combina formación técnica de alto nivel, intercambio regional y networking, en un entorno pensado para potenciar la experiencia integral de los participantes.

A lo largo de cinco jornadas, el seminario propone una experiencia inmersiva, diseñada para abordar los principales desafíos actuales de la regulación, el diseño tarifario y la transición energética en la región, integrando teoría, práctica y análisis comparado.

“Vivir una experiencia en el marco de una de las maravillas del mundo es parte del concepto del seminario. Es un espacio para aprender y hacer networking, conectar con la naturaleza y llevarse una experiencia vivencial junto a todos los asistentes”, explicó Mariana Galeotti, coordinadora general del evento, en diálogo con Energía Estratégica.

La elección de Foz de Iguazú responde a esta mirada integral: una ciudad estratégica por su ubicación en la triple frontera entre Brasil, Argentina y Paraguay, que combina infraestructura, conectividad regional y un entorno natural que favorece el intercambio y la construcción de vínculos profesionales.

Una agenda flexible, adaptada a cada perfil profesional

Con más de dos décadas de trayectoria, Quantum America ha desarrollado una sólida experiencia en formación ejecutiva, respaldada por la realización de 22 seminarios internacionales y la participación de más de 1.500 asistentes de Latinoamérica, a lo que se suman numerosas capacitaciones in company realizadas en la región. 

“Además de brindar servicios de consultoría especializada en regulación y cálculo de tarifas, apostamos a la transferencia de conocimiento, formando profesionales y equipos técnicos que hoy participan de manera directa en los procesos regulatorios y tarifarios”, añadió Galeotti.

El seminario cuenta con 44 presentaciones en sesiones simultáneas, que serán dictadas por expositores con experiencia de más de 20 años en consultoría y como oradores en congresos internacionales. 

A su vez, el programa académico se estructura en tres grandes ejes temáticos, que permiten un abordaje progresivo y flexible de los contenidos: Fundamentos Teóricos, Teoría Aplicada y Estado del Arte. 

Uno de los diferenciales del evento es su formato modular, que permite a cada participante diseñar su propia agenda según el sector de interés -Electricidad, Gas Natural o Agua y Saneamiento- y el nivel de profundización requerido.

Este esquema brinda una inmersión equivalente a un programa ejecutivo de 30 horas, focalizado en regulación, tarifas, tendencias y soluciones aplicables al contexto latinoamericano.

“Necesitamos profesionales que sean abanderados del cambio. Es importante que quienes actúan en las empresas y organismos regulados se formen. Además, el fortalecimiento de las asociaciones de defensa de los consumidores que aporten su visión con conocimiento técnico al proceso regulatorio es esencial para permitir la existencia de un consumidor protagonista”, señaló Fernando Damonte, gerente general de Quantum America.

Además, Damonte agregó que “los participantes podrán adquirir un conocimiento transversal de toda la región para entender las mejores prácticas, tendencias y soluciones que se aplican en Latinoamérica y en el mundo, para luego implementarlas en su ámbito de actuación”.

“Este evento es ideal para quienes buscan mantenerse actualizados sobre los últimos avances en la regulación y desean conocer las mejores prácticas, ya que aporta un conocimiento en profundidad sobre aspectos clave de la regulación de los servicios públicos”, concluyó.

A quiénes está dirigido el seminario

El seminario está orientado a directores, gerentes y profesionales de empresas de Electricidad, Gas Natural, Agua y Saneamiento; funcionarios y equipos técnicos de entes reguladores; y profesionales —abogados, economistas, ingenieros, contadores y administradores— involucrados en la relación regulador–empresa–consumidor.

La agenda completa, el programa detallado y los costos de inscripción se encuentran disponibles en la página web oficial de Quantum America. Quienes se inscriban de parte de Energía Estratégica accederán a un descuento adicional durante todo el mes de febrero, presentando el código SEMINARIO26.

Para más información, los interesados pueden comunicarse vía WhatsApp al +54 9 351 205 2299 o escribir a mcgaleotti@quantumamerica.com o lferreyra@quantumamerica.com

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Iberdrola y Norges Bank Investment Management han alcanzado los 1500 MW de capacidad renovable en operación a través de su alianza estratégica a largo plazo. Esta nueva aportación incluye las plantas fotovoltaicas de Caparacena (330 MW) y Ciudad Rodrigo (316 MW), situadas en Granada y Salamanca (España).

Al igual que en anteriores incorporaciones, Iberdrola mantendrá una participación mayoritaria del 51 % en estos activos.

Con estas aportaciones, las empresas siguen reforzando su sociedad de co-inversión de más de 2.000 millones de euros en España y Portugal. De hecho, se espera que en un futuro próximo se aporten a la empresa conjunta, creada en 2023 para acelerar la electrificación, activos que se encuentran actualmente en fase avanzada de construcción, centrándose inicialmente en la Península Ibérica, pero con potencial de expansión a otras zonas geográficas.

En concreto, Caparacena y Ciudad Rodrigo ya producen energía limpia para abastecer a más de 800.000 personas al año en las regiones de Granada y Salamanca, y contribuyen a evitar la emisión de 85.000 toneladas de CO2.

Norges Bank Investment Management gestiona activos por valor de alrededor de 1,7 billones de euros y tiene participaciones en más de 9.000 empresas de todo el mundo, lo que supone una media del 1,5% de todas las empresas cotizadas a nivel mundial y del 2,5% en toda Europa.

Norges Bank Investment Management es uno de los mayores accionistas de Iberdrola desde hace más de siete años, con una participación cercana al 3%. Aprovechando esta larga relación, Norges Bank Investment Management se ha asociado con Iberdrola para realizar su primera inversión directa en activos renovables en España.

Esta alianza reúne a dos líderes en su sector: Iberdrola, la mayor utility de Europa por capitalización bursátil, y Norges Bank Investment Management, uno de los mayores fondos soberanos del mundo. Juntos, refuerzan una alianza estratégica a largo plazo que podría expandirse a nuevas oportunidades renovables en otros mercados.

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El Ministerio de Energía de Chile inició la consulta pública de la actualización de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde 2026-2030. A seis años del lanzamiento del documento original, la nueva propuesta reduce las metas de producción, ajusta al alza los costos proyectados y prioriza la consolidación de capacidades locales antes que la exportación masiva.  

El cambio más relevante frente a la estrategia 2020 es la reformulación de los objetivos cuantificables. En lugar de los 25 GW de capacidad de electrólisis propuestos para 2030, ahora se proyecta producir entre 100 kt/año y 200 kt/año de hidrógeno verde equivalente para consumo interno al comienzo de la siguiente década, además de 300 a 700 kt/año al 2035 para exportación y alcanzar entre 2 y 3,5 millones de toneladas al 2050. 

Es decir que en 2020, el éxito se medía en gigavatios, pero la administración saliente ha decidido cambiar la métrica, reemplazándola por hitos regulatorios y de infraestructura necesarios para habilitar la industria.

Mientras que a nivel de costos, se abandona la ambiciosa meta de 1,5 USD/kg, sino que ahora se estima menos de 4 USD/kg al 2030 y bajo los 2 USD recién hacia el año 2045 (600 USD/tonelada para el amoníaco verde).

El documento actualizado argumenta que consolidar el consumo local es «esencial para apalancar la exportación» y «reducir riesgos a partir de proyectos pequeños o medianos». La idea es utilizar a la industria nacional (minería, refinerías) como un laboratorio de pruebas y escala antes de lanzarse masivamente a los puertos internacionales.

Este ajuste de ambición responde al ritmo más lento del mercado global, la caída más moderada en los precios de electrolizadores y las dificultades para lograr economías de escala fuera de China que puedan reducir significativamente su costo. 

De todos modos, el gobierno reconoce que el país encabeza las inversiones en hidrógeno verde en Latinoamérica, cumpliendo la meta de USD 5000 millones y de 5 GW de capacidad de electrólisis, contabilizando lo declarado por los proyectos de H2V en operación, construcción y aquellos presentados el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), como también información de la Corporación de Bienes de Capital.

Derivados y demanda: el nuevo eje del desarrollo

Uno de los cambios más visibles es el protagonismo que adquieren los derivados del hidrógeno, como el amoníaco, metanol y e-fuels. De hecho, el documento incorpora el cambio de título oficial a “Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde y Derivados”, reconociendo su rol fundamental para la viabilidad logística y comercial del sector.

Al mismo tiempo, el nuevo enfoque reposiciona la demanda interna como pilar de corto y mediano plazo. Frente al impulso exportador dominante en 2020, hoy se apuesta por generar condiciones para una industria local robusta, con aprendizajes técnicos, capital humano calificado y encadenamientos productivos, a fin de generar transferencia tecnológica necesaria para la etapa exportadora.

La actualización también fija hitos habilitantes al 2030, como la instalación de infraestructura logística portuaria, un sistema nacional de certificación, el uso de agua desalada o reciclada para la electrólisis y programas piloto en educación técnica. Estas medidas buscan asegurar que el despliegue sea sostenible en términos económicos, sociales y ambientales.

En paralelo, se proyectan inversiones de hasta 32 mil millones de dólares para 2035, y la creación de entre 36.000 y 85.000 empleos directos, impulsando no solo el crecimiento del sector, sino también la diversificación productiva en regiones clave como Magallanes y Antofagasta.

La consulta pública de esta estrategia está abierta hasta el 15 de febrero de 2026 en el sitio web del Ministerio de Energía (www.energia.gob.cl). En tanto que la versión final se publicará en marzo, incorporando los comentarios recibidos. 

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La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) oficializará un cambio en su denominación para incluir explícitamente al almacenamiento entre sus objetivos estratégicos. 

La entidad mantendrá su tradicional acrónimo, pero actualizará su estatuto para adoptar el nombre Cámara Argentina de Energías Renovables y Almacenamiento, reflejando así el creciente protagonismo de esta tecnología en el país.

“El storage en CADER tiene un rol, un comité y un lugar donde empujar sus requerimientos, sus propuestas y viabilizarlas. La idea de CADER es ser cada vez más federal, crecer en el número de socios y la incorporación del almacenamiento de forma activa”, manifestó Marcelo Álvarez, presidente de la Cámara, en diálogo con Energía Estratégica. 

El rediseño llega en un momento clave para el sector. Tras el éxito de la licitación AlmaGBA, que adjudicó más de 700 MW de almacenamiento en el Área Metropolitana de Buenos Aires, el sector aguarda expectante el lanzamiento de una convocatoria orientada a replicar el modelo en otras regiones del país, bajo la denominación de AlmaSADI. 

“Con la licitación AlmaSADI, habrá mucho movimiento en el sector de almacenamiento en Argentina durante 2026. Hay varios nodos donde poner storage es más barato que combustible diésel importado, es decir que se puede reemplazar generación forzada”, afirmó Álvarez. 

“Ya hay una curva de aprendizaje de las baterías, bajaron los precios en forma exponencial, por lo que sumado a la posibilidad de reemplazar generación forzada y los eventuales cortes eléctricos, hace que el almacenamiento sea un paso indispensable para la gestión de fuentes variables”, añadió.

Y según anticipó este portal de noticias (ver nota), el nuevo proceso contempla una capacidad estimada de entre 500 y 600 MW de sistemas BESS, que se instalarán en nodos saturados conectados a líneas de 132 kV, especialmente en NOA, NEA y zonas de la Patagonia.

Aunque el marco regulatorio actual establece que la demanda sea quien contrate estos servicios, aún se discute si CAMMESA actuará como offtaker, lo que podría facilitar la adjudicación de los contratos, o si finalmente serán las distribuidoras quienes deban ocupar ese rol. 

Reformas regulatorias, generación distribuida y nuevos instrumentos de financiamiento

Más allá del almacenamiento, CADER también impulsa una actualización del marco regulatorio para garantizar previsibilidad a largo plazo. El objetivo es darle continuidad a la Ley N° 27191, asegurando al menos estabilidad fiscal, y en lo posible, recuperar algunos de los incentivos que promovieron el despegue de las renovables en los últimos años.

“Para generar un clima de inversiones atractivo, se necesita una Argentina que en lo macro esté por debajo de los 500 puntos de riesgo país, ya que el mercado de capitales baja mucho comparado con lo que teníamos el año pasado, y da un mini clima de estabilidad”, sostuvo el presidente de CADER.

“Que haya una ley que diga que el Estado Nacional asegura 20 años de intangibilidad es suficientemente bueno desde el punto de vista de declaración de principios”, continuó. 

En ese sentido, la Cámara promueve que estos principios sean incorporados en la futura Ley de Transición Energética, cuyo proyecto esperan que tome estado parlamentario en el primer semestre de 2026.

En paralelo, la generación distribuida se mantiene como una prioridad, especialmente en la articulación con provincias, a fin de remover barreras tanto de costos de transacción como de financiamiento, y replicar modelos que están funcionando bien, como el de Córdoba, la jurisdicción con mayor avance en la materia bajo la Ley N° 27424 con 1470 usuarios – generadores que suman 39 MW de capacidad (más del 30% a nivel país). 

Asimismo, CADER proyecta acuerdos con el INTI y el Gobierno Nacional para establecer un sistema de certificación técnica en la generación distribuida, que garantice calidad en las instalaciones con respaldo de banca pública o privada.

Finalmente, la Cámara busca consolidarse como nodo de referencia técnica y financiera del sector, incluyendo el diseño de una “bolsa de proyectos” voluntaria, destinada a facilitar el encuentro entre desarrolladores e inversores, y servir como insumo para los gobiernos a la hora de identificar oportunidades. 

“CADER se volvería un facilitador de esos procesos, poniendo foco en el financiamiento de corto, mediano y largo plazo”, concluyó Álvarez.

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Sara Aagesen, vicepresidenta del Gobierno y ministra par la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, ha inaugurado esta mañana el 4º Día del Hidrógeno de Enagás, y ha anunciado que “en los próximos meses se presentará un anteproyecto de ley que abordará la trasposición del paquete europeo del hidrógeno, para crear un sistema nacional del hidrógeno y un nuevo mercado regulado, impulsar la demanda de hidrógeno y los gases renovables, reforzar la competitividad y, por supuesto, habilitar las herramientas necesarias para el desarrollo de la infraestructura”.

La vicepresidenta, tras recordar que hasta el momento se han puesto más de 3.000 millones de euros en ayudas al hidrógeno renovable, ha concretado que el Anteproyecto diseñará “un marco para ofrecer más visibilidad y más estabilidad, a medio y a largo plazo, al objeto de favorecer todas las inversiones y adaptar de forma progresiva los distintos mercados para la incorporación de estas nuevas moléculas verdes”.

Durante su intervención, Aagesen ha hecho otros anuncios, como el lanzamiento a pública audiencia de un real decreto con las bases reguladoras y la convocatoria para la concesión directa de un mínimo de 415 millones en ayudas para proyectos españoles que participen en de la próxima subasta del Banco Europeo del Hidrógeno, bajo el esquema comunitario de subastas como servicio. Estas ayudas se destinarán a la producción de hidrógeno, con un tercio reservado a proyectos que abastezcan al sector marítimo y la aviación.

También bajo el esquema de subastas como servicio, ha indicado que hoy inicia la fase de audiencia pública otro real decreto con las bases reguladoras para la concesión directa de un mínimo de 50 millones para proyectos que electrifiquen procesos de calor industrial o consuman directamente combustible renovable, en el ámbito la próxima subasta del Banco Europeo de Descarbonización Industrial.

Ambos reales decretos aprovechan fondos del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia.

SOSTENIBILIDAD DEL HIDRÓGENO Y OTROS GASES RENOVABLES

Aagesen ha destacado la importancia de que la producción de hidrógeno y otros gases de origen renovable reúna las máximas garantías ambientales, y ha invitado a los asistentes a contribuir a la Consulta pública previa para la regulación del sistema nacional de verificación de la sostenibilidad y la reducción de las emisiones de CO2 de estos gases, que asimismo inicia hoy su audiencia pública.

Esta normativa, ligada al Proyecto de real decreto de impulso a la descarbonización del transporte y fomento de los combustibles renovables, actualmente en tramitación, creará un sistema de trazabilidad y certificación de los gases renovables que permitirá reducir costes de auditoría y verificación con relación a los regímenes voluntarios existentes, permitiendo que todo el sistema gasista español pueda ser considerado de forma integral –en el Tanque Virtual de Balance– y no de manera fraccionada.

La vicepresidenta, finalmente, ha apuntado que se ha remitido a los interesados la propuesta de resolución de los primeros concursos de capacidad de acceso a demanda a la red eléctrica, al objeto de que puedan hacer las alegaciones que consideren. Estos concursos, convocados el pasado mes de julio, permitirán la conexión de proyectos industriales muy relevantes, con varios ligados al hidrógeno de origen renovable.

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Con más del 55% de los votos, Laura Fernández se convirtió en la primera mujer en liderar el Poder Ejecutivo de Costa Rica desde 1949. Su llegada a la presidencia abre una etapa que, para el sector energético, combina continuidad con una agenda renovada, orientada a la eficiencia, la modernización del sistema y el fortalecimiento de alianzas estratégicas.

Costa Rica cuenta con una de las matrices eléctricas más limpias del mundo. Más del 99% de su generación eléctrica proviene de fuentes renovables. El reto ya no es producir energía verde, sino gobernar mejor el sistema: hacerlo más competitivo, eficiente y capaz de responder al aumento sostenido de la demanda.

En este contexto, William Villalobos, CEO de Core Alliance, planteó que “la victoria de Laura Fernández abre un escenario de continuidad con ajustes relevantes en la política pública energética”, y añadió que el nuevo gobierno deberá “conducir un sistema más competitivo y preparado para una demanda creciente, sin perder eficiencia ni seguridad jurídica”.

En los últimos años, el país recuperó el dinamismo perdido tras una década de parálisis. El ICE relanzó licitaciones bajo la Ley 7200, cooperativas rurales accedieron a nuevos proyectos de generación y se concretaron inversiones en transmisión, subestaciones y sistemas de medición inteligente, con apoyo de banca multilateral. Este proceso permite a la nueva presidenta asumir con una base sólida, aunque con pendientes urgentes.

Modernización regulatoria, alianzas y nuevas tecnologías

El plan energético de Fernández se apoya en la reorganización del sistema de gobernanza. Propone reforzar el rol rector del MINAE, mejorar la coordinación institucional y elevar la calidad regulatoria. Esto incluye aplicar evaluaciones de impacto regulatorio previas y posteriores, prácticas habituales en otros sectores pero históricamente ausentes en el eléctrico.

La política tarifaria —competencia de la ARESEP— también podría verse influida por una visión más integral del Ejecutivo. Sin interferir en sus funciones, el nuevo gobierno busca impulsar mecanismos de colaboración que contribuyan a la eficiencia del sistema y a una mejor señal de precios.

En paralelo, las alianzas público-público y público-privadas ganarán protagonismo. Fernández ya ha destacado que la colaboración entre instituciones estatales, empresas municipales y actores privados será clave para sostener la competitividad. El modelo no implica reemplazar al Estado, sino permitir que el sector privado funcione como aliado estratégico.

En este esquema, cooperativas de electrificación rural, CNFL e ICE podrán trabajar con generadores independientes bajo contratos de compraventa de energía (PPA), en esquemas que garanticen energía segura, limpia y asequible para el usuario final.

El nuevo ciclo también contempla el impulso de tecnologías complementarias que refuercen la resiliencia del sistema: almacenamiento, biogás, biometano y valorización energética de residuos. Estas fuentes, además de diversificar la matriz, promueven una gestión circular de los recursos.

Reformas clave y clima de inversión

A nivel legislativo, el Ejecutivo espera retomar proyectos estratégicos que quedaron estancados: geotermia de baja y media entalpía, marco normativo para residuos valorizables y participación de cooperativas en el Mercado Eléctrico Regional (MER). También se anticipa una revisión técnica del proyecto de armonización del sector eléctrico, hoy criticado por su fragmentación.

Villalobos advirtió que “el texto actual presenta un exceso de soluciones parciales” y pidió “una discusión más acotada y técnicamente enfocada, que permita evitar distorsiones en el mercado y proteger la estabilidad financiera de las distribuidoras”. Desde su mirada, cualquier reforma debe ser gradual, basada en datos reales y diseñada para mantener la seguridad jurídica del sistema.

El fortalecimiento de la institucionalidad, junto con un clima de negocios en recuperación, proyecta una mayor atracción de capitales para nuevos proyectos. Muchas empresas eléctricas ya tienen identificado un pipeline de iniciativas listas para atender la expansión de la demanda, especialmente desde sectores electrointensivos.

“La búsqueda de mayor eficiencia, junto con un mejor manejo del sistema, permite anticipar un escenario positivo para el sector energético nacional”, concluyó Villalobos.

Con reglas claras, planificación técnica y apertura al diálogo, la nueva administración busca posicionar a Costa Rica no solo como referente en generación limpia, sino como un modelo de eficiencia operativa e innovación energética en la región.

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El gobierno de Ecuador, a través del Ministerio de Ambiente y Energía (MAE), gestionó USD 500000 en cooperación técnica no reembolsable de la CAF – Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe – para el programa “Apoyo Integral a CELEC para la Expansión del Sistema Eléctrico”, que se ejecutará en 36 meses.

Los recursos se destinarán a fortalecer a CELEC EP, acelerar la expansión del Sistema Nacional de Transmisión y estructurar una cartera de proyectos eléctricos estratégicos listos para financiamiento futuro, cumpliendo estándares técnicos, ambientales y sociales internacionales. Esta planificación anticipada es clave frente a los desafíos estructurales del sistema, considerando que la demanda eléctrica del país crecerá hasta un 76 % hacia 2034.

La cooperación contempla la ejecución de estudios técnicos y socioambientales, análisis de alternativas de trazado, Estudios de Impacto Ambiental y Social (EIAS), así como estudios de ingeniería y perfiles financieros de proyectos prioritarios. Adicionalmente, se desarrollarán acciones de fortalecimiento institucional, orientadas a optimizar procesos, gestión y herramientas tecnológicas, y a destrabar cuellos de botella históricos del sistema eléctrico.

Como resultado, se espera una CELEC EP con mayor capacidad de gestión y ejecución, proyectos eléctricos listos para inversión, cumplimiento de cronogramas y estándares internacionales, y un aporte directo a la transición energética justa, en línea con los Objetivos de Desarrollo Sostenible, particularmente el ODS 7 (Energía asequible y no contaminante) y el ODS 13 (Acción por el clima).

De manera complementaria, la CAF otorgó al Ecuador USD 2 millones en cooperación técnica no reembolsable para el “Programa Integral de Fortalecimiento del Sector Aéreo”, enfocado en estudios de factibilidad, rehabilitación de infraestructura aeronáutica, adquisición de equipamiento y fortalecimiento del rol del Estado como planificador y regulador.

La suscripción de estas cooperaciones se realizó en el marco de un foro internacional desarrollado en Panamá, con la participación del Ministerio de Ambiente y Energía, y ratifica que las relaciones internacionales del Ecuador están generando resultados concretos, basados en confianza, credibilidad y una visión clara de desarrollo sostenible.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Nuevo contexto político tras el cambio presidencial

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El sector exige un marco que acompañe el ritmo del despliegue

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Incentivos, barreras y oportunidades: la otra cara del mercado

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Avance renovable en México: planes estatales y privados

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Almacenamiento como respuesta estructural

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ENTRADAS DISPONIBLES

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

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

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

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

ENTRADAS DISPONIBLES

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

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

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

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

ENTRADAS DISPONIBLES

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

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

ENTRADAS DISPONIBLES

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Reglas nuevas, mercado nuevo

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

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

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

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

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

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

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

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

Panamá: contratos firmes, pero con pliegos aún en revisión

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

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

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

Costa Rica: año electoral y expectativas contenidas

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

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

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

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

República Dominicana: nueva convocatoria ERNC y regulación de baterías

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Un contexto de expansión renovable

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Entre retrocesos federales y una regulación sin dirección

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

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

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

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

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

Una posición ambivalente en la región

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Integración regional bajo presión

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Esto implica diseñar simultáneamente:

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

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

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

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

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

El sistema BESS como núcleo de la estabilidad eléctrica

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

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

Un BESS correctamente diseñado cumple múltiples funciones simultáneas:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Permisología, curtailment y transmisión: los límites del crecimiento

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Carta adjunta

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

Estimados Vicepresidentes Ejecutivos y Comisarios:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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