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FES Perú y la X Semana de la Energía: Dos eventos clave que definirán la agenda energética de América Latina la próxima semana

La próxima semana será decisiva para el futuro energético de América Latina. Dos encuentros de alto nivel concentrarán la atención del sector entre el 29 de septiembre y el 3 de octubre: Future Energy Summit (FES) Perú, en Lima, y la X Semana de la Energía, organizada por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) en Santiago de Chile. Ambos espacios reunirán a funcionarios, empresas y organismos multilaterales con el objetivo de consolidar el rumbo de la transición energética regional.

Energía Estratégica estará presente en ambas citas realizando una cobertura integral, con reportes en tiempo real, entrevistas a protagonistas y análisis técnico para una audiencia especializada.

FES Perú se llevará a cabo el lunes 29 de septiembre, en el Hotel InterContinental Lima Miraflores, con la participación de altas autoridades del Gobierno, CEOs de empresas líderes y asociaciones empresariales que darán forma al futuro del mercado energético peruano.

El foro abordará temas como la planificación energética nacional, el desarrollo de nuevas líneas de transmisión, próximos procesos de licitación pública para proyectos , avance del almacenamiento en sistemas BESS, promoción del hidrógeno verde y la generación distribuida, así como las condiciones regulatorias necesarias para facilitar inversiones de largo plazo.

En un contexto de fuerte dinamismo y expansión del mercado renovable, el evento apunta a convertirse en la principal plataforma de networking y discusión técnica del país. Según confirmaron desde la organización, quedan disponibles las últimas entradas, lo que refleja la alta expectativa que genera esta edición.

ÚLTIMAS ENTRADAS

En paralelo, entre el 30 de septiembre y el 3 de octubre, se desarrollará la X Semana de la Energía, organizada por la OLADE en Santiago de Chile. Este año, el evento presentará un formato renovado, con sesiones más breves —de 45 minutos— para abordar una mayor variedad de temas. El enfoque estará centrado en cuatro ejes estratégicos: recursos naturales, sector eléctrico, descarbonización de la demanda y transiciones energéticas justas.

Una de las principales innovaciones será la realización de mesas sectoriales de diálogo previas al Consejo Empresarial, en las que participarán representantes de los sectores de minería, hidrocarburos, eléctrico, industria y transporte.

Estas mesas permitirán sistematizar las necesidades y propuestas del sector privado para integrarlas en el debate político. Las conclusiones serán elevadas a los ministros de Energía de los 27 países miembros de OLADE, que se reunirán durante el evento para trazar los mandatos regionales del próximo año.

El encuentro también incluirá la presentación de una nueva serie de acuerdos ministeriales, que serán definidos por consenso y marcarán la agenda institucional para 2025. Todos los eventos públicos serán transmitidos online, garantizando el acceso amplio a los debates.

Uno de los hitos de esta edición será el lanzamiento del Libro Blanco de Almacenamiento de Energía, un documento técnico que sistematiza recomendaciones regulatorias, experiencias internacionales y lineamientos estratégicos para acelerar la adopción de tecnologías de almacenamiento en la región.

La articulación entre ambos encuentros también se expresa institucionalmente: OLADE es partner oficial de FES Perú, lo que refuerza la convergencia entre el liderazgo político de la región y las iniciativas del sector empresarial para acelerar la transición.

Desde ambos espacios, Energía Estratégica cubrirá en profundidad cada uno de los debates, anuncios y definiciones que marquen el rumbo de la energía en América Latina, acercando información exclusiva, entrevistas clave y análisis en tiempo real para tomadores de decisiones del sector.

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Redinter lanza licitación pública nacional e internacional para obras de ampliación de transmisión en Chile

Redinter anunció el lanzamiento de una Licitación Pública nacional e internacional para la construcción de un nuevo reactor de línea 1x220kV en la ruta Nueva Pozo Almonte – Roncacho, específicamente en la Subestación Eléctrica (S/E) Nueva Pozo Almonte. Esta iniciativa se enmarca en las obras de ampliación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de Chile.

El proyecto, que busca fortalecer la infraestructura de transmisión en el norte del país, cuenta con un plazo constructivo estimado de 42 meses y un valor de inversión referencial de US$4.742.657. La obra fue previamente publicada en el Decreto Exento N°266 de 2024 del Ministerio de Energía.

Esta licitación se realiza en el marco de lo dispuesto por la Ley N°21.721 de 2024, que modifica la Ley General de Servicios Eléctricos, y la Resolución Exenta N°98 de 2025 del Ministerio de Energía. Dicha normativa habilita al propietario de las obras a realizar el llamado a licitación para la adjudicación para la construcción y ejecución esta importante ampliación, asegurando transparencia y eficiencia en estos procesos licitatorios.

Las Bases de Licitación estarán disponibles de manera pública y gratuita en la página web del Coordinador Eléctrico (https://www.coordinador.cl/desarrollo/documentos/licitaciones/obras-de-ampliacion-ley-21-721/2025-obras-de-ampliacion-decreto-n266/propietario-redenor/). 

Adicionalmente, el Instructivo de Adquisición de Bases y el Registro de Participantes podrán ser consultados en el sitio web de Redinter en Chile (https://www.redinter.cl/es/licitaciones/decreto-266-nueva-pozo-almonte-roncacho), a partir del 26 de septiembre de 2025.

Podrán adquirir las bases e inscribirse en el Registro de Participantes personas jurídicas, tanto chilenas como extranjeras, quienes podrán participar de forma individual o como parte de un consorcio o asociación. Los interesados deberán cumplir con las exigencias y requisitos establecidos en la Ley General de Servicios Eléctricos y en las Bases de Licitación, garantizando así la transparencia y eficiencia del proceso.

 

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La minería impulsa la transición energética en Perú y agiliza inversiones para responder a la demanda creciente

Con más del 55% del consumo eléctrico del mercado libre, la minería peruana se consolida como el principal motor de la transición energética en el país. Las grandes compañías del rubro están acelerando la firma de contratos renovables, adoptando tecnologías de autogeneración y preparándose para una matriz eléctrica más limpia, competitiva y resiliente. Este proceso responde tanto a presiones del mercado global por productos con menor huella de carbono como a una visión compartida con el Gobierno nacional.

“El Gobierno impulsa una minería moderna, inclusiva y sostenible, que genere desarrollo y bienestar para las comunidades”, afirmó el ministro de Energía y Minas, Jorge Luis Montero Cornejo, durante su participación en PERUMIN 37. Esta visión se alinea con los compromisos climáticos del país, que buscan una reducción del 40% en las emisiones del sector energético hacia 2030 y una matriz 81% renovable al final de la década.

El cambio de paradigma ya se traduce en hechos concretos. En 2020, Southern Peaks Mining fue la primera empresa minera del país en certificar el uso de energía 100% renovable, tras firmar un contrato con Statkraft Perú para abastecer su mina Condestable con 18 MW hasta 2033, respaldado con certificados de energía renovable. Un año más tarde, Anglo American elevó la apuesta con Quellaveco, la primera mina de gran escala del país abastecida completamente con energía eólica, gracias a un contrato con ENGIE que destina la producción del parque Punta Lomitas —260 MW— a cubrir su demanda.

Estos precedentes ya comienzan a replicarse. Southern Copper, Antamina, Cerro Verde, Las Bambas y Yanacocha han manifestado públicamente su interés por transicionar hacia fuentes renovables, tanto para reducir emisiones como para controlar sus costos energéticos. En el caso de Antamina, incluso su socio BHP–Mitsubishi ha firmado acuerdos regionales de abastecimiento eléctrico renovable. Estas decisiones se alinean con metas globales de sostenibilidad y presionan al resto del sector minero peruano a acelerar su transición.

Más allá de los contratos, las mineras también están adoptando estrategias de autogeneración en sitio. Se están evaluando soluciones como parques solares en unidades remotas, sistemas de almacenamiento con baterías para recortar picos de consumo, electrificación de flotas —por ejemplo, camiones eléctricos con cargadores solares— y mejoras en eficiencia energética.

El nuevo marco regulatorio bajo la ley 32249 o está facilitando esta transformación La eliminación del requisito de potencia firme para firmar PPAs, la introducción de licitaciones por bloques horarios y los incentivos a la generación distribuida abren una nueva etapa para los contratos de largo plazo con energías limpias. Las empresas mineras están mejor posicionadas para aprovechar este escenario y firmar acuerdos a precios competitivos.

Empresas como Orygen ya están aprovechando este contexto. La compañía anunció un plan de inversión de US$3.000 millones en 10 proyectos híbridos —que combinan energía solar y eólica— distribuidos en regiones como Lambayeque, Cajamarca, Ica, Arequipa y Moquegua. Esta expansión se suma a su portafolio actual de 13 plantas de generación y 2,3 GW de capacidad instalada que integran tecnologías solar, eólica, hidroeléctrica y térmica a gas.

Uno de sus proyectos más emblemáticos es Wayra Solar, que será la primera planta híbrida de gran escala del país, ubicada en Marcona (Ica), y cuya operación comercial está prevista para el último trimestre de 2026. A través de alianzas con empresas del sector minero, como Las Bambas, Raura, Corona y Andalucita, Orygen ya ha incrementado significativamente el suministro de energía renovable certificada al sector, pasando de 0,1 TWh en 2019 a más de 1,5 TWh proyectados para 2025.

El crecimiento de la demanda minera también es un factor clave. En febrero de 2024, el sistema alcanzó un récord de 7.761,9 MW de demanda máxima. El COES proyecta que entre 2027 y 2030 ese pico superará los 9,5 GW, con una expansión anual del 3,3%. En términos de energía consumida, 2024 cerró con cerca de 60.728 GWh, un 3% más que el año anterior. Este ritmo obliga a incorporar nueva capacidad de generación para evitar déficits desde 2025–2026. La minería, con su capacidad de firmar PPAs y desarrollar proyectos de autogeneración, será un actor central para sostener la oferta energética. 

Este marco puede observarse en el reporte del mercado renovable peruano, elaborado por Energía Estratégica y Future Energy Summit. El documento, disponible para descarga gratuita, ofrece análisis especializado, visión integral del mercado y herramientas estratégicas, consolidándose como guía clave para empresas e inversores.

Cabe destacar que el próximo lunes 29 de septiembre se llevará a cabo el encuentro Future Energy Summit (FES) Perú, donde participarán más de 400 stakeholders, principalmente ejecutivos y referentes del sector público. 

Durante el evento se desarrollará el Panel 8 “Inversiones estratégicas en Perú: minería y renovables”, el cual contará con la participación de ejecutivos como Walter Vargas (FMO), Alejandro Martínez Pulido (DIPREM Perú), Andrés Vásquez Mena (Lader Energy), Tamiko Hasegawa (Anglo American) y Carlos Claux (Cía. de Minas Buenaventura). Se debatirán los impactos del nuevo marco legal, los desafíos para consolidar la minería verde, la competitividad de los PPAs renovables y el rol del almacenamiento.

Además participarán referentes de peso como Marco Fragale (CEO de Orygen), Walter Sciutto (CEO de Pluz Energía Perú), Cristian Remolina (gerente general de ISA Energía) y César Butrón (presidente del Directorio del COES),  junto con ejecutivos de Luz del Sur, EDF Perú y Acciona Energía, así como representantes de compañías tecnológicas como Huawei, JA Solar, Jinko Solar y Trina Solar, que presentarán innovaciones en energía solar y almacenamiento.

La convergencia entre minería y energías limpias ya no es un objetivo lejano. Es un proceso en marcha, sostenido por decisiones empresariales, condiciones regulatorias y una demanda creciente. El desafío será consolidarlo con visión de largo plazo, coordinación público-privada y planificación estratégica. Perú tiene la oportunidad de posicionarse como líder regional en producción de minerales con valor ambiental agregado.

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Centroamérica entra en juego en los planes de LONGi para liderar el mercado solar

LONGi Solar trazó una hoja de ruta clara para ampliar su presencia en El Salvador y en el resto de Centroamérica y el Caribe, con una estrategia que combina tecnología de punta, expansión comercial y adaptación a marcos regulatorios locales. Según explicó Eduardo Ventura, Sr. Sales Manager Central America & Caribbean, Utility Business Group de LONGi Solar a Energía Estratégica, la empresa se enfocó en tres pilares: “Nuestra estrategia se enfoca en introducir módulos de última generación, fortalecer nuestra cobertura comercial y ofrecer soluciones adaptadas a cada país”.

Entre esas innovaciones destacó el uso de módulos Back Contact, particularmente el modelo Hi-MO 9, ampliamente utilizado en proyectos de gran escala en Latinoamérica. Esta tecnología ofrece un alto rendimiento incluso en climas tropicales, lo que la hace especialmente adecuada para el mercado centroamericano. “Estamos colaborando con desarrolladores locales y otros con presencia regional para implementar soluciones con módulos back-contact Hi-MO 9”, manifestó Ventura.

En la actualidad, la empresa se encuentra en fase de evaluación y desarrollo de múltiples proyectos en la región, particularmente en el segmento de generación a gran escala. Aunque no se revelan detalles específicos por acuerdos de confidencialidad, la apuesta es clara: aprovechar la tecnología de alta eficiencia para consolidarse como actor clave en mercados emergentes.

Mercado salvadoreño: proyección y desafíos

LONGi estimó que El Salvador tendrá un crecimiento solar anual de entre 50 y 80 MW en el corto plazo, impulsado por contratos PPA con empresas privadas y oportunidades en el mercado spot. “El país tiene un momento muy interesante, con una proyección de crecimiento en la demanda que nos debe derivar en un nuevo proceso de licitación pública”, sostuvo Ventura.

A esto se suma la expectativa por una nueva regulación que habilite mejores condiciones para contratos con empresas privadas. Desde la perspectiva técnica, el ejecutivo remarcó: “Nuestra tecnología permite a nuestros clientes un mejor LCOE para sus proyectos, así como una mejora en la eficiencia energética”.

Sin embargo, el desarrollo de nuevos proyectos no está exento de obstáculos. Entre los principales desafíos se encuentran retrasos en permisos, limitaciones en la capacidad de interconexión y la incorporación del almacenamiento energético en los marcos regulatorios. “Las autoridades siempre están trabajando para volver el proceso más ágil, como todo lo relacionado con estudios previos, almacenamiento o interconexión”, reconoció Ventura.

No obstante, LONGi propuso soluciones técnicas para sortear estos cuellos de botella: inversores inteligentes, sistemas de almacenamiento híbrido y coordinación temprana con los operadores de red para facilitar una integración eficiente. “Como tecnólogos, siempre estamos en disposición de proponer soluciones técnicas que permitan una integración más eficiente de nuestros sistemas”, señaló.

Otro de los puntos clave que abordó LONGi en sus operaciones regionales fue la bancabilidad de los proyectos. En ese sentido, Ventura explicó que los elementos más valorados por los prestamistas internacionales son la estabilidad regulatoria, la claridad contractual, los estudios técnicos sólidos, las garantías de interconexión y el respaldo de proveedores reconocidos. “Ofrecemos soporte técnico y documentación detallada que facilita la evaluación de riesgo por parte de prestamistas internacionales”, afirmó, y destacó que los módulos de LONGi cuentan con certificaciones internacionales que refuerzan la confianza de los inversores.

La compañía también tuvo experiencia participando en licitaciones públicas, con resultados que calificó como positivos pero desafiantes. “Los requisitos técnicos suelen ser exigentes, lo cual es positivo para elevar el estándar de calidad”, indicó Ventura. No obstante, el ejecutivo advirtió que los tiempos de respuesta y adjudicación pueden ser extensos, lo que puede ralentizar el avance de algunos proyectos.

En cuanto a los precios observados, LONGi detectó que los LCOE en la región oscilan entre 45 y 65 dólares por MWh, como se ha visto recientemente en procesos en Guatemala y Panamá. Para las siguientes rondas, anticiparon una mayor competitividad, especialmente con tecnologías Back Contact y soluciones de almacenamiento.

Finalmente, Ventura consideró que los gobiernos deben enviar señales claras de compromiso con la transición energética, incluyendo metas renovables ambiciosas, incentivos fiscales y marcos regulatorios estables. “Recomendamos simplificar los procesos de licitación, establecer plazos definidos para adjudicación y permitir la participación de tecnología avanzada”, puntualizó. Como propuesta adicional, sugirió que se creen mecanismos de garantía para contratos PPA, que ayuden a reducir el riesgo financiero y a incentivar mayor inversión privada.

Con base en estos pilares —tecnología de vanguardia, flexibilidad ante los desafíos locales y visión de largo plazo—, LONGi proyectó su liderazgo regional. “Nuestro objetivo es posicionarnos como el proveedor líder en soluciones solares de alta eficiencia”, resumió Ventura, reforzando el compromiso de la compañía con el desarrollo sostenible del mercado energético en El Salvador y en toda la región centroamericana.

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Luz del Sur acelera su expansión renovable en Perú con proyectos eólicos, solares e hidroeléctricos

Luz del Sur se destaca como un líder innovador en el sector eléctrico peruano, impulsando un cambio significativo hacia la sostenibilidad a través de inversiones estratégicas en generación y distribución. Con ello, la empresa demuestra un compromiso firme enfocado en el desarrollo de proyectos que además de generar energía limpia, también fortalecen su posición en el mercado.

Actualmente, la empresa viene trabajando en el proyecto de la Central Hidroeléctrica Santa Teresa II, en Cusco, cuya construcción está prevista para iniciar en el primer semestre de 2027 y su puesta en operación, para el primer semestre de 2031. 

El proyecto Santa Teresa II avanza de manera sólida. A la fecha, contamos con el certificado de inexistencia de restos arqueológicos, la renovación de la carta fianza y nos encontramos en la etapa de revisión de la ingeniería, todo lo anterior nos permite estar dentro del cronograma de ejecución de obras que hemos gestionado ante el MINEM”, informó Mario Gonzales, gerente general de Luz del Sur.

Este proyecto constituye la segunda etapa de la Central Hidroeléctrica Santa Teresa I (Cusco), que Luz del Sur construyó, aprovechando el caudal del río Vilcanota y que opera exitosamente en la actualidad. “Con estos avances, continuamos demostrando nuestra capacidad de gestión y articulación para implementar exitosamente este tipo de proyectos”, indicó Gonzales.

En este contexto, Carlos Travezaño fue designado como nuevo gerente general adjunto de Inland Energy, subsidiaria de Luz del Sur. Desde este cargo gestionará los proyectos hidroeléctricos, solares y eólicos del portafolio de la empresa. Travezaño cuenta con amplia experiencia en el sector energético y ha liderado importantes compañías de los rubros de energía, infraestructura e Industria, combinando una visión estratégica con capacidad de ejecución. 

Apuesta por las energías renovables

En 2023, Luz del Sur adquirió los parques eólicos “Tres Hermanas” y “Marcona” (Ica) con una capacidad instalada de 129.3 MW y las plantas de energía solar “Majes” y “Repartición” (Arequipa) con una capacidad instalada de 40 MW.

Durante el proceso de operación de todos estos proyectos, se han realizado mejoras que han permitido incrementar la eficiencia operativa de estas nuevas centrales con el aprovechamiento máximo de los recursos renovables y asegurando así los flujos económicos asociados a estas inversiones y su sostenibilidad en el tiempo.

“Estas inversiones a largo plazo nos consolidan como uno de los principales promotores de las energías renovables del país, demostrando que no solo invertimos, sino que operamos con eficiencia”, recalcó Mario Gonzales, Gerente General de Luz del Sur.

Además, Luz del Sur suscribió en el mes junio de este año un acuerdo para adquirir el 100% de las acciones del Parque Eólico San Juan de Marcona (Ica) con una capacidad instalada ya de 135,7 MW y un valor de hasta US$253 millones. La operación está sujeta al cumplimiento de condiciones establecidas en el contrato, incluida la aprobación del Indecopi.

Cabe recordar que la compañía estará participandó el próximo lunes 29 de septiembre en el encuentro Future Energy Summit (FES) Perú, que reunirá a más de 400 asistentes, entre ellos CEOs de compañías líderesautoridades nacionales, asociaciones del sector y organismos multilaterales clave. Mario González del Carpio, CEO de Luz del Sur, estará presente en el panel 2 «La visión estratégica de los grandes actores para el impulso de la Transición Energética de Perú».

Inversiones inteligentes

La empresa indicó que, en el 2024, invirtió US$ 117.9 millones, sobre todo en proyectos para mejorar la calidad y continuidad del servicio.

Adicionalmente, Luz del Sur automatizó parte de los circuitos de redes de media tensión e implementó sistemas de telemando para reducir el tiempo reposición del servicio. Además, 50 mil nuevos clientes se beneficiaron con energía eléctrica a través de los programas de electrificación.

Entre las metas principales de este año están la instalación de 90 mil medidores inteligentes en las zonas de Chosica y Cañete, los que permitirán, en un futuro, poner a disposición de los clientes más información sobre sus consumos. Por otro lado, se continúa con la promoción de la electromovilidad, el objetivo es renovar el 100% de la flota operativa de la empresa. Hoy, se cuenta con 106 unidades eléctricas que han recorrido un total de 2.5 millones de kilómetros, evitando la emisión de 496 toneladas de CO2 equivalente.

“Comprometidos con la mejora continua, adoptamos una estrategia basada en la implementación de tecnologías avanzadas y la promoción de la innovación. Esto se refleja en inversiones significativas en infraestructura para optimizar la eficiencia en la distribución de energía y seguir mejorando la calidad de atención a nuestros clientes”, aseguró Gonzales.

Con el objetivo de poner a disposición de los clientes un canal de atención las 24 horas, durante todo el año, se repotenciaron las plataformas digitales de la empresa, desde donde, por ejemplo, podrán verificar la causa y el tiempo de reposición del servicio en caso de una interrupción, además de poder reportar un poste de alumbrado apagado, descargar y pagar su recibo, solicitar una nueva conexión, verificar si cuentan un trabajo programado, entre otras consultas.

Sólidos resultados financieros

En el primer semestre del 2025 las ventas de energía crecieron en 1.7%, y los clientes aumentaron en 2.9%, respecto al mismo periodo del año anterior. Además, la utilidad neta pasó de S/ 364.3 millones al 30 de junio de 2024 a S/ 485.2 millones al 30 de junio de 2025, lo que demuestra los excelentes niveles de gestión y el crecimiento sostenido.

También consolida su fortaleza financiera con una exitosa colocación de bonos por S/100 millones a 5 años, logrando el mejor spread de su historia, además de ser reconocida con el premio “Mejor Emisión de Deuda Local” en los Perú Golden Awards 2024/25, organizados por El Dorado Investments.

En este marco, Luz del Sur continuará liderando el sector en los próximos años. Para más información y la Memoria Integrada 2024 visita www.luzdelsur.pe

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Tamaulipas refuerza su red eléctrica y busca atraer más inversión renovable con 2 GW eólicos en desarrollo

Tamaulipas se consolidó como una de las regiones más dinámicas de México en materia de energías renovables. Con 13 parques eólicos en operación y 7 en desarrollo, el estado avanza en una hoja de ruta ambiciosa que contempla más de 2.000 MW eólicos adicionales en carpeta, junto con una infraestructura eléctrica que permita evacuar esa capacidad de forma eficiente y confiable.

“Actualmente somos el segundo lugar nacional en capacidad instalada, pero aspiramos a consolidarnos como el principal estado productor de energía eólica del país”, manifestó el secretario de Desarrollo Energético de Tamaulipas, Walter Julián Ángel Jiménez, en diálogo con Energía Estratégica. El funcionario detalló que con los proyectos en desarrollo, la capacidad superará los 3.700 MW hacia finales de la década, en plena sintonía con las metas nacionales de generación limpia.

Una de las claves para acompañar este crecimiento es el fortalecimiento de la red eléctrica, y por ello el Gobierno estatal anunció la construcción de nueve nuevas subestaciones en puntos estratégicos como Tampico, Matamoros, Reynosa y Nuevo Laredo. Estas obras permitirán incrementar la capacidad de transformación y distribución, aliviar la saturación de circuitos actuales y reducir la vulnerabilidad del sistema.

“Una vez en operación, estas instalaciones podrían contribuir a una reducción de entre 10% y 15% en las fallas de suministro en los corredores más saturados”, destacó el secretario. Esto permitirá no solo mejorar la confiabilidad del servicio para hogares, comercios e industrias, sino también sentar las bases para atraer nuevas inversiones.

¿Cómo evolucionan las inversiones energéticas en Tamaulipas?

El entorno favorable para las inversiones fue uno de los pilares del posicionamiento energético del estado. Tamaulipas combinó condiciones naturales óptimas, como vientos constantes, cercanía al Golfo de México y amplias extensiones disponibles, con factores estructurales clave: acceso a centros de consumo, cercanía con Estados Unidos, promoción activa desde la Secretaría, disponibilidad de terrenos y acompañamiento técnico a los desarrolladores.

“Contamos con mano de obra calificada, capacidades técnicas instaladas y una cadena de suministro especializada que reduce las barreras de entrada para nuevos proyectos”, subrayó Ángel Jiménez. Además, indicó que se estaba desarrollando una plataforma digital para visualizar el sistema energético estatal y facilitar decisiones de inversión.

Uno de los emblemas de esta estrategia fue el proyecto Central Eólica 24 Wind en Mier, con una inversión superior a 2.630 millones de pesos, que apuntó a consolidar un nuevo polo de desarrollo en el norte del estado. Pero también hay proyectos relevantes en carpeta como el Parque Eólico Huizaches y Reynosa de ZUMA, Los Molinos, Delaro y Montecristo de Thermion, San Carlos de Acciona, El Chorro de Mexion, Nuevo Laredo I de Notus, y la central solar Altamira del Grupo Cúbico.

Precisamente sobre Altamira, el secretario detalló que el Gobierno estatal estaba trabajando activamente para que el proyecto avanzara según el cronograma y lograra una integración segura al sistema nacional. “Acompañamos a los desarrolladores en los trámites, permisos, derechos de vía y vinculación con comunidades locales”, aseguró, y agregó que el objetivo era garantizar certidumbre jurídica y social para transformar al municipio en un polo estratégico de desarrollo limpio.

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Altia nace del legado de Termoyopal y se constituye como plataforma energética multifuente para fortalecer la matriz energética de la región

Con operaciones que parten de Colombia y un plan de expansión hacia la región norte de América Latina, Altia anunció su lanzamiento como plataforma energética multifuente, un modelo que integrará generación eléctrica, procesamiento de hidrocarburos, comercialización de energéticos y servicios logísticos en un mismo ecosistema. Con esta propuesta, la compañía busca fortalecer la seguridad energética y contribuir al fortalecimiento de la matriz de Colombia y la región.

Altia nace del legado y experiencia de Termoyopal, empresa que durante más de dos décadas ha garantizado suministro confiable desde Casanare. La plataforma amplía esa base operativa para convertirse en un actor con vocación regional y visión de largo plazo, capaz de escalar proyectos, diversificar fuentes y atraer inversión de calidad.

La estrategia de la compañía se apoya en dos pilares: energía con propósito, que busca que cada iniciativa se traduzca en desarrollo económico y social para las regiones; y adición energética, un modelo que integra distintas fuentes, solar, hídrica y térmica, de manera complementaria, asegurando confiabilidad y sostenibilidad para el sistema.

“Altia nace con el propósito de ir más allá de la generación de energía: queremos ser un verdadero motor de desarrollo para el país y la región. Nuestra meta es crecer de manera ordenada, diversificar las fuentes de generación y generar valor para el sistema, los inversionistas y las comunidades”, afirmó Nicolás Azcuénaga, CEO de Altia

Actualmente, Altia opera 200 MW de generación térmica a través de Termoyopal, produce en la planta de secado de gas 2300 barriles por día entre GLP y nafta atendiendo el 10% de la demanda nacional, además produce 20 MW provenientes de proyectos solares en Honda, Tolima. En el corto plazo, prevé incorporar 100 MW adicionales, fortaleciendo su papel en la seguridad energética de Colombia y sentando las bases para su expansión regional.

Con este crecimiento como punto de partida, la compañía proyecta inversiones por US$250 millones para ampliar su capacidad instalada y desarrollar nuevos parques solares en diferentes departamentos del país. Su plan a 2040 es alcanzar cerca de 1.000 MW de capacidad instalada, integrando tecnologías como almacenamiento de energía y desplegando infraestructura logística que conecte mercados y eleve la competitividad del sistema energético.

Con la solidez financiera y reputacional que la respalda, la compañía está preparada para atraer inversión de calidad y sellar alianzas estratégicas en la región. Su apuesta es convertirse en un referente de innovación en el sector, desarrollando proyectos que inspiren confianza y generen un impacto duradero en las comunidades y en el sistema energético. 

“Altia no es solo energía, es propósito. Nacemos para aportar estabilidad al sistema, oportunidades a las comunidades y confianza a los inversionistas. Creemos en una energía que une, que inspira y que impulsa el futuro de la región”, concluyó Azcuénaga.

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Desmitifcando 5 mitos: lo que hay que saber sobre la instalación solar sin rieles en techos metálicos

La fijación solar sin rieles sigue ganando terreno a medida que la industria solar prioritiza el costo, la velocidad, la logística y el rendimiento de los componentes de montaje. Sin embargo, persisten ciertas ideas erróneas que pueden generar dudas entre instaladores y propietarios de proyectos a la hora de adoptar estos métodos más eficientes, especialmente al compararlos con los sistemas tradicionales de montaje con rieles. Estas percepciones suelen basarse en suposiciones obsoletas, desconocimiento o resistencia al cambio.

Pero la verdad es esta: los techos metálicos son la plataforma ideal para la fijación solar sin rieles. A diferencia de en otros tipos de techos, los sistemas sin rieles aprovechan las propias características de los techos metálicos—utilizando los trapecios o ondulaciones estructurales y los engargolados como rieles integrados. Esto elimina la necesidad de rieles voluminosos, reduce materiales y permite una fijación directa y segura. Además, con la opción de fijación sin perforación, la integridad del techo se mantiene intacta y se garantiza una distribución uniforme de cargas sin comprometer las garantías del fabricante.

Autor Mark Gies, experto solar de S-5!

Autor Mark Gies, experto solar de S-5!

Comparado con los techos de teja o asfalto, donde la instalación requiere perforaciones, tapajuntas y soluciones complicadas, el techo metálico—especialmente el de engargolado—ofrece menos componentes, cero penetraciones y un rendimiento superior a largo plazo. Su vida útil de hasta 70 años supera ampliamente la de un sistema FV, evitando costosos desmontajes y reinstalaciones a mitad de su ciclo de vida.

A continuación, analizaremos y desmentiremos cinco de los mitos más comunes; con datos, experiencia y principios de diseño inteligentes.

Mito 1: La fijación sin rieles es más costosa

Realidad: La fijación sin rieles suele ser considerablemente más económica—tanto en materiales como en mano de obra. El ahorro en materiales proviene de eliminar los perfiles de aluminio largos y reducir el número de componentes. En muchos casos, se utiliza un 85% menos de aluminio y menos de un tercio de las piezas en comparación con sistemas tradicionales con rieles.

Los costos logísticos también disminuyen considerablemente. El envío de rieles es costoso y tedioso, especialmente para proyectos grandes que requieren camiones completos. En cambio, los sistemas sin rieles pueden transportarse en envíos mucho más livianos y compactos—a veces en un solo pallet o incluso en la cajuela de un auto. Esto se traduce a ahorros en fletes, equipos de elevación y coordinación en obra.

Mito 2: La instalación sin rieles lleva más tiempo

Realidad: La fijación sin rieles es, de hecho, más rápida que las instalaciones tradicionales con rieles. Contrario al mito, es en la mano de obra donde la instalación sin rieles realmente destaca. Los instaladores reportan que, con una buena planificación, la instalación a nivel de módulo puede completarse en menos de dos minutos por módulo FV. Al eliminar la necesidad de medir, cortar, ubicar y alinear los rieles, y al reducir el número de componentes utilizados, los sistemas sin rieles minimizan el tiempo del proyecto, especialmente el costoso tiempo sobre el techo.

La eficiencia se maximiza cuando la preparación de los módulos—incluyendo electrónica preinstalada y cables organizados—se realiza previamente en tierra o en un área de armado. Combinado con esquemas de strings bien diseñados y diagramas de cableado claros, este enfoque puede reducir drásticamente el tiempo de cableado en techo. En proyectos comerciales grandes, este método ha reducido el tiempo de cableado en techo. En proyectos comerciales grandes, este método ha reducido el tiempo de instalación entre un 30% y 50%.

Mito 3: La gestión de cables es más complicada sin rieles

Realidad: El manejo de cables no es más complicado —solo diferente. De hecho, muchos instaladores afirman que puede ser más fácil y eficiente con una buena planificación. En sistemas con rieles, los cables suelen sujetarse con bridas, lo cual puede derivar en instalaciones ineficientes, desordenadas e inconsistentes.

Los sistemas sin rieles promueven una planificación detallada que resulta en instalaciones más limpias y rápidas. Con preparación previa, electrónica preinstalada y diseño estratégico de strings, el cableado se vuelve sencillo y organizado. Cuando se planifica correctamente, los módulos pueden instalarse de forma plug-and-play, con menor manipulación y disminuyendo tiempo sobre el techo. 

Mito 4: Los techos metálicos no son estructurales

Realidad: Los techos metálicos sí son estructurales y pueden soportar cargas significativas cuando se instalan correctamente. Ya sean engargolados, corrugados o trapezoidales, todos ofrecen resistencia estructural cuando están fijados a una estructura. De hecho, OSHA exige que los techos soporten al menos 200 lb de carga puntual—y los techos metálicos cumplen fácilmente este requerimiento.

Cuando se aplican cargas—como nieve, viento o tránsito peatonal—el panel puede flexionarse ligeramente, pero su estructura metálica resiste daños gracias a su alta resistencia a la tracción. La resistencia exacta depende del material, espesor y diseño del panel metálico, incluyendo la altura y separación de las costillas, que añaden rigidez y reducen la deformación.

Esta capacidad estructural es clave al instalar paneles solares. Con sistemas sin rieles, las cargas de viento o nieve se transmiten a través de los módulos al techo metálico y luego a la estructura del edificio. Cada conexión—clips, fijaciones y puntos de anclaje—debe diseñarse para resistir estas fuerzas. Cuando se hace correctamente, los techos metálicos no solo soportan estos sistemas, sino que son una de las mejores opciones para instalarlos.

Mito 5: Los rieles ayudan a moverse con seguridad en el techo

Realidad: Aunque los rieles pueden servir temporalmente como puntos de apoyo, no están diseñados ni certificados para soportar personas—y confiarse de ellos puede fomentar hábitos inseguros.

Con un enfoque bien planificado, los instaladores que trabajan con sistemas sin rieles suelen encontrar mayor facilidad al moverse de forma vertical en techos inclinados utilizando andamios o sistemas de anclaje con líneas de vida, en lugar de tener que esquivar los voluminosos rieles. En este caso, lo ideal es instalar los módulos por columnas, desde el alero hasta la cumbrera, y luego mover el andamio a la siguiente sección.

Además, el acceso mediante andamios o zonas controladas con arneses puede adaptarse de manera eficiente a los sistemas sin rieles, facilitando el movimiento y reduciendo el riesgo de dañar los módulos por el tránsito en techo.

¿Por qué los techos metálicos y los sistemas sin rieles son la combinación perfecta?

El uso de techos metálicos data de hace más de 3,000 años, pero en las últimas cuatro décadas su popularidad se ha disparado gracias a la mejora en los procesos de fabricación y a costos menores. Hoy en día son reconocidos por:

  • Durabilidad: Vida útil de hasta 70 años, superando ampliamente los 32.5 años promedio de un sistema FV
  • Ligereza: 85% más livianos en el techo comparado con sistemas con rieles y mejor distribución de carga en un 25%
  • Sostenibilidad: 98% de contenido es reciclado y cero residuos enviados a relleno sanitario
  • Ecoeficiencia: 90% menos energía utilizada en la producción de componentes sin rieles en comparación con los sistemas con rieles
  • ROI a largo plazo: Elimina la necesidad de reemplazar el techo durante la vida útil del sistema solar

A diferencia de otros techos que requieren desmontar el sistema FV al momento de retechado, el techo metálico evita ese gasto y complicación. Una vez instalado, el techo y el sistema solar funcionan como un sistema integrado de largo plazo, reduciendo el mantenimiento y maximizando el retorno de inversión.

Conclusión: Una forma más inteligente y sencilla de fijar paneles solares

La instalación solar sin rieles en techos metálicos es una solución comprobada que resuelve muchos de los retos asociados con rieles tradicionales. En una industria que valora la eficiencia, seguridad y durabilidad, aferrarse a mitos obsoletos solo retrasa el progreso. Es momento de adoptar una forma más  inteligente, ligera y eficiente de instalar sistemas FV en techos metálicos. Con un diseño adecuado y las herramientas correctas, la fijación sin rieles no solo es viable, sino que muchas veces es la mejor opción.

Sobre el autor

Mark Gies es Director de Estrategia y Desarrollo de Mercado en S-5!, empresa líder en soluciones de fijación solar para techos metálicos, reconocido por su sistema sin rieles PVKIT. Con 16 años de experiencia en la industria solar, Mark ha trabajado en desarrollo de productos, operaciones, instalación, cumplimiento, normativas, ventas y desarrollo comercial. Es vicepresidente del Comité de Fabricantes de Sistemas de Montaje de SEIA, miembro del Comité FV de SEAOC y miembro fundador del Panel Técnico de la norma UL 2703.

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El sector renovable de Perú mantiene expectativas por un cronograma y reglamento claro que habilite 13700 MW

La Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) mantuvo una reunión clave con el presidente del Consejo de Ministros, Eduardo Arana, acompañado por el ministro de Energía y Minas, Jorge Montero, y el viceministro de Electricidad, Francisco Mendoza. En el encuentro, la SPR destacó la urgencia de avanzar con la reglamentación adecuada y oportuna de la Ley 32249, promulgada en enero de este año.

La comitiva fue encabezada por el nuevo presidente, Juan Pedro Aramburú, junto a la gerente general, Raquel Carrero, y el past presidente, Brendan Oviedo. Durante la reunión, remarcaron que la ley abre el mercado eléctrico a la competencia y constituye un punto de inflexión para el desarrollo del sector renovable en el Perú.

“La diversificación y descentralización de la matriz energética no solo garantiza la seguridad y sostenibilidad del sistema eléctrico, sino que además mejora la competitividad de las industrias nacionales”, expresó Aramburú ante las autoridades del Ejecutivo.

En la reunión se subrayó que el país dispone de un potencial eólico y solar que supera los 450.000 MW, con factores de planta superiores al promedio mundial, lo que reafirma la eficiencia de estos recursos. A este panorama se suma una cartera de proyectos que las empresas asociadas a la SPR tienen en marcha o en desarrollo, que supera los 13.700 MW y representa más de 12.900 millones de dólares en inversiones, además de la creación de miles de empleos en distintas regiones.

Desde la SPR insistieron en que la reglamentación de la Ley 32249 debe alinearse con los objetivos de eficiencia y competencia que inspiraron su aprobación. En esa línea, se solicitó que el proceso avance con un cronograma de publicación claro y previsible, capaz de ofrecer certidumbre a los inversionistas.

“Para que la reforma tenga éxito, es indispensable que los reglamentos respondan al espíritu de la ley y se publiquen a la brevedad”, señaló Carrero durante la exposición de la SPR.

El presidente del Consejo de Ministros coincidió en la importancia estratégica del sector. Arana remarcó que el Gobierno busca atraer nuevas inversiones al mercado eléctrico y que las renovables jugarán un rol central en el cumplimiento de los compromisos climáticos asumidos por el país. Asimismo, aseguró que el proceso de reglamentación será “ordenado, informado y transparente”, para generar confianza entre los actores privados.

En tanto, el ministro de Energía y Minas, Jorge Montero, afirmó que la reglamentación de la Ley 32249 es una prioridad de su gestión, y anticipó que el objetivo es que los reglamentos estén listos antes de fin de año.

En paralelo al plano regulatorio, el contexto energético es favorable. Según el informe mensual de la SPR basado en datos oficiales, el 13% de la generación eléctrica nacional de agosto provino de fuentes renovables. En total, se produjeron 705,10 GWh, con la energía eólica como principal fuente, seguida por la solar y las mini hidroeléctricas. Ica y La Libertad lideraron en generación eólica, mientras que Arequipa y Moquegua se destacaron en solar.

El pico máximo de generación renovable no convencional (eólica y solar) se dio el 31 de agosto a las 15:00 h, con una participación del 24,9% en el SEIN. Además, se evitó la emisión de más de 318 mil toneladas de CO2 a la atmósfera gracias a la generación renovable del mes.

El uso de combustibles fósiles para generación fue de 36.700 toneladas equivalentes de petróleo (TEP), de las cuales el 97% fue gas natural. Aun así, la producción eléctrica total del sistema nacional aumentó apenas un 0,3% interanual, lo que contrasta con el incremento del 64,3% en la generación solar respecto a agosto de 2024.

En este escenario, Oviedo fue categórico: “Creemos que los primeros avances deberían verse en los próximos meses. Es indispensable contar con un cronograma de trabajo transparente y público, que brinde la certidumbre necesaria para que los inversionistas puedan avanzar”, afirmó en diálogo con Energía Estratégica.

Consultado sobre el impacto de la reglamentación, agregó: “En el corto plazo reducirá la incertidumbre y dará confianza a los desarrolladores. En el mediano plazo, permitirá que más proyectos entren en ejecución, diversificando la matriz y posicionando al Perú como un hub atractivo para la inversión en transición energética”.

Al referirse a la cartera de proyectos que supera los 13,7 GW, Oviedo fue enfático: “La reglamentación es la pieza clave para que esa cartera deje de ser ‘pipeline’ y se convierta en inversión real. Los cambios en la estructura de contratación del mercado eléctrico abrirán el acceso a nuevos inversionistas y ofrecerán más opciones para estructurar el financiamiento de proyectos. Con ello, y con la competencia que viabilizará la reglamentación, podemos esperar que los proyectos más eficientes de esos 13.700 MW sean desarrollados”.

El llamado cobra aún más relevancia a una semana del encuentro Future Energy Summit (FES) Perú, el foro clave del sector renovable, donde se espera la participación de 500 stakeholders de compañías con fuerte presencia regional. Entre los panelistas se destacan Marco Fragale, CEO de Orygen, y Walter Sciutto, CEO de Pluz Energía Perú, quienes abordarán los desafíos que presenta el marco regulatorio.

En representación del sistema de transmisión, Cristian Remolina, gerente general de ISA Energía, y César Butrón, presidente del directorio de COES, ofrecerán un análisis técnico sobre la infraestructura y el balance del sistema eléctrico en un contexto de fuerte crecimiento proyectado. La reglamentación de la Ley 32249 será, sin dudas, uno de los temas más observados por inversores y desarrolladores del sector.

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Solis refuerza su catálogo con más inversores Solarator y sistemas BESS para proyectos en LATAM

Solis, el tercer mayor fabricante de inversores fotovoltaicos del mundo, continúa ampliando su portafolio de soluciones para Latinoamérica con el lanzamiento de nuevos inversores de la serie Solarator y una propuesta de sistemas de almacenamiento de energía (BESS) orientada a proyectos de hasta 6 MW.

Las novedades fueron presentadas durante el webinar “Solis impulsa la independencia energética 24/7 ante cualquier clima”, realizado en conjunto con Energía Estratégica, donde Sergio Rodríguez, Chief Technology Officer (CTO) de Solis LATAM, explicó que la nueva gama de inversores híbridos está pensada para proyectos residenciales, comerciales, industriales y utility scale.

“Cada configuración responde a una necesidad técnica específica: desde el tipo de carga hasta la estructura de red y las condiciones climáticas del sitio”, manifestó Rodríguez.

El producto destacado del encuentro fue la serie de inversores Solarator. Dicha serie ofrece rangos de potencia flexibles, múltiples métodos de conexión, configuración de modos de operación y sobrecarga del backup, así como el uso de baterías en modo peak shaving, todo pensado para aplicaciones exigentes donde la energía 24/7 es una necesidad crítica.

“Además de los productos que ya están en el mercado, a finales del 2025 o principios del 2026 lanzaremos un nuevo inversor de almacenamiento de 75/100/150 kW en 440/480v. Todos esos inversores serán paralelizables hasta 6 y, con ello, superar 0,5 MW de potencia”, afirmó el especialista. 

Dicho inversor mantendrá una de las ventajas diferenciales: ser compatible con más de 30 marcas de baterías, lista que se actualiza constantemente.

Por otro lado, el CTO para LATAM reveló que la compañía incursionará en sistemas de baterías bajo el nombre Solis Storage, que introduce una solución BESS escalable. Su producto insignia será PrimePower, que utilizará celdas CATL y permitirá un alto nivel de personalización.

“Nuestro enfoque será el rango residencial, comercial e industrial de hasta 1-2 MW de capacidad. Y los productos de Solis Storage irán a la par de nuestros inversores, que ya pueden operar all in one”, confirmó Rodríguez durante el webinar exclusivo. 

“El primer sistema PrimePower, es una celda de CATL podrá tener 6 módulos de 109 kW por inversor y se podrá tener hasta 10 inversores de 50 kW en paralelo (500 kW de capacidad en inversores) y hasta 6 MW de potencia en almacenamiento”, precisó. 

Esta solución será aplicable a redes trifásicas en 380-415 V, con inversores de 29 a 60 kW, así como modelos en 220/230 V de 30K-LV y 35K-LV. Mientras que la compatibilidad con diferentes marcas de baterías será una constante en la estrategia de la empresa.

Además, Rodríguez anunció que el sistema de monitoreo actual Solis Cloud evolucionará hacia Solis Storage, en línea con los nuevos productos de almacenamiento, para ofrecer gestión inteligente en tiempo real de los flujos energéticos.

Con esta nueva gama de productos, la compañía consolida su presencia en América Latina y refuerza su apuesta por una oferta energética integral, confiable, escalable y adaptada a los desafíos de una región marcada por la urgencia de asegurar el suministro continuo de energía renovable.

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¡Queda menos de una semana! FES Perú pondrá foco en las nuevas licitaciones renovables y más oportunidades de inversión

El próximo lunes 29 de septiembre, el Hotel InterContinental Lima Miraflores será sede del evento más importante del sector energético en Hispanoamérica: Future Energy Summit (FES) celebrará su primera edición en Perú, congregando a más de 400 asistentes, entre ellos CEOs de compañías líderes, autoridades nacionales, asociaciones del sector y organismos multilaterales clave.

Esta primera edición de FES en Perú llega en un momento clave para el país, que enfrenta el desafío de acelerar su transición energética con reglas claras para nuevas licitaciones, mecanismos robustos para contratos de largo plazo y soluciones que integren almacenamiento y eficiencia tecnológica en el desarrollo de proyectos.

Es por ello que la apertura del evento estará a cargo de empresas líderes como Acciona Energía, JA Solar y Statkraft, quienes brindarán su visión sobre el estado de la energía solar fotovoltaica en Perú y se analizarán los cuellos de botella y las perspectivas del mercado solar peruano. Asimismo, se abordarán temas como la competitividad de la tecnología, barreras para la conexión de proyectos, tiempos administrativos y señales de mercado.

Acto seguido será el turno de la visión estratégica de los grandes actores para el impulso de la Transición Energética del país, en el cual dirán presente firmas como Orygen, ISA Energía, Fénix y Luz del Sur para debatir sobre el camino que debe seguir el país para acelerar su transición energética. Por lo que se discutirán temas como próximos pasos u objetivos prioritarios para los próximos años, compromisos o apuestas estratégicas para acelerar la transición energética, cambios concretos esperados hacia el 2030 y cómo se preparan las empresas para aprovechar dicho escenario. 

Por otro lado, el enfoque tecnológico será abordado de la mano de Gonvarri Solar Steel, Sungrow, Trina Solar, Jinko Solar y Zelestra, quienes revelarán las soluciones más avanzadas para incrementar la eficiencia de los sistemas solares, incluyendo almacenamiento con baterías, automatización, digitalización y nuevos modelos de integración que permiten mejorar el rendimiento operativo de las plantas solares.

Mientras que la energía eólica tendrá un espacio protagónico durante la jornada gracias a la mirada de Nordex Acciona Windpower, IGNIS Energía y AFRY. Los especialistas de dichas compañías expondrán las condiciones actuales para el desarrollo de parques eólicos onshore en el país y aspectos vinculados a las inversiones necesarias, los permisos ambientales y sociales, la competitividad frente a otras fuentes de energía y la participación de actores internacionales en nuevos desarrollos.

FES Perú tendrá otro momento de relevancia en la conversación destacada sobre política energética y visión renovable del Perú al 2050, que contará con autoridades nacionales y referentes técnicos con capacidad de decisión sobre la política energética del país.

Es por ello que dirán presente Roberto Tamayo Pereyra, ex director general de Electricidad del MINEM, Renzo Rojas, director de Proyectos de Electricidad de PROINVERSIÓN, Cesar Butrón, presidente del Directorio de COES, y Raquel Carrero, gerenta general de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR), que explorarán el horizonte regulatorio, las metas de descarbonización y las oportunidades para posicionar a Perú como un hub regional de energías limpias.

En la segunda mitad del evento, se pondrá foco en los sistemas BESS y las oportunidades de negocio para acelerar la diversificación de la matriz energética, que ofrecerá una discusión concreta sobre cómo combinar generación renovable con almacenamiento para garantizar confiabilidad y flexibilidad al sistema.

CAPO Energy, CATL, Sungrow y Trina Storage presentarán casos prácticos, tecnologías disponibles y proyecciones de mercado que justifican inversiones en este tipo de soluciones integradas.

La jornada también incluirá un panel vinculado a inversiones estratégicas en minería y renovables, un espacio clave que conectará dos sectores fundamentales para la economía del país. Se analizará cómo avanzar en proyectos de energías renovables al servicio del consumo eléctrico del sector minero, explorando modelos de contratos, esquemas de financiamiento y la relación entre sostenibilidad y competitividad.

Todo esto redunda en que el nivel de los participantes confirma el carácter estratégico del evento. Se darán cita compañías globales como JA Solar, Trina Solar, Jinko Solar, CATL, Solar Steel, Sungrow, Solax Power, Luz del Sur, Hernández & Cía, Elecnor Perú, Canadian Solar, Yingli Solar, GCL y Haitai Solar, junto a desarrolladores, fabricantes y operadores como CAPO Energy, Nordex, ACCIONA, DIPREM, AFRY, Alurack, DQD, ISA Energía, Great Power y BLC Power Generation.

Asimismo, participarán actores institucionales y multilaterales como FMO, que compartirá su visión sobre financiamiento climático, y asociaciones como SPR, H2 Perú, Perú Renovables, ACESOL y OLADE, que enriquecerán el debate con marcos regulatorios, políticas públicas regionales y proyecciones hacia una matriz energética sostenible.

Con un enfoque técnico, político y comercial, y con espacios especialmente diseñados para el networking entre empresas, instituciones y autoridades, FES Perú 2025 se consolidará como el espacio de referencia donde se define el rumbo del sector energético en el país y en la región andina.

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Solax Power refuerza su estrategia en Perú con foco en utility scale y almacenamiento

Solax Power proyecta un posicionamiento sólio y a largo plazo en el mercado peruano. La compañía, reconocida por su portafolio integral en tecnología fotovoltaica y almacenamiento, define su estrategia regional apostando primero al segmento Utility. “Queremos que se nos reconozca como una empresa orientada a tecnología de Utility, que también tiene soluciones a nivel comercial, industrial y residencial”, manifestó Luis González Castillo, LATAM & The Caribbean – Sales Manager, en diálogo con Energía Estratégica.

La firma prevé introducir dos líneas de producto clave en Perú. Por un lado, soluciones de inyección a red a partir de 1 MW en adelante, integradas en formato monomarca, con cabinas de transformación propias. Por otro, sistemas de almacenamiento a gran escala desde un megavatio hora, con los que busca posicionarse como un actor de referencia en la región. “Solax es una compañía que en su portafolio no tiene huecos de potencias”, destacó González Castillo. Esta lógica de posicionamiento responde a una visión clara: construir confianza desde lo más robusto del portafolio hacia los segmentos más pequeños.

González Castillo ha recorrido toda la cadena de valor energética: fabricantes, desarrolladores, instaladores, financieros y gobierno. Desde esa perspectiva, asegura que el próximo paso lógico de la transición energética es claro: “Las renovables no dejan de tener su carácter intermitente, y el siguiente paso tecnológico es complementar con niveles de almacenamiento que se necesitan”.

El representante de la compañía considera que las soluciones de almacenamiento deben evolucionar hacia estructuras financieramente eficientes. “El objetivo es que no eleven el costo al doble, como está pasando hoy, sino que sí haya un costo adicional, pero que no vuelva inviables los proyectos desde el punto de vista financiero”, indicó. En ese sentido, espera que la tecnología avance lo suficiente como para reducir la necesidad de incentivos regulatorios: “Que la misma tecnología se vuelva lo suficientemente eficiente como para que esto sea una realidad en el corto plazo, hablo de los próximos cinco o diez años”.

Desde el punto de vista comercial, Solax Power se propone objetivos concretos. Para el segmento comercial e industrial —específicamente proyectos de hasta 500 kW— busca establecer un modelo de distribución sólido con no más de dos canales por país. “Queremos distribuidores que puedan dar buen soporte técnico, excelente servicio, y que no se desincentiven al vender por falta de márgenes”, señala el ejecutivo.

En paralelo, la compañía espera materializar sus primeros proyectos en generación centralizada o generación más almacenamiento a nivel Utility en los próximos dos a tres años, con metas iniciales de 10 a 20 MW. “Eso sería un buen comienzo para el mercado peruano, que aún no está tan maduro como otros como el dominicano o el colombiano”, afirmó González Castillo.

Solax Power será uno de los speakers del Future Energy Summit (FES) Perú, evento al que asiste con expectativas elevadas. “Vengo siendo parte de los FES hace tiempo. Es muy interesante ver cómo mejora la calidad de los asistentes, y cómo crece el valor del networking”, resaltó.  El ejecutivo valora especialmente la participación de entes gubernamentales en estos encuentros: “Es una muy buena oportunidad para que el sector público plantee sus hojas de ruta y reciba feedback directo de fábrica”.

Cabe recordar que el encuentro reunirá a más de 500 stakeholders del sector energético, incluyendo CEOs, directores y responsables técnicos de las principales empresas de energías renovables de la región, entre ellos Mario González del Carpio, CEO de Luz del Sur, Jaime Toledo, CEO Sudamérica de Acciona Energía, Marco Fragale CEO de Orygen, Guillermo Grande, CEO de EDF Perú, entre otros.

En esa línea, considera que los planes de los gobiernos deben estar alineados con las capacidades tecnológicas reales. “Si escuchamos que Perú quiere crecer en renovables y almacenamiento Utility a cierto nivel, pero desde el lado tecnológico vemos que eso no es viable, ese contraste es muy valioso para ajustar expectativas y planes”, opinó.

El ejecutivo advirtió: “Entre menos maduro esté el mercado, menor es la calidad de la información que se da, y pueden generarse expectativas casi imposibles”. Por eso, destaca que uno de los mayores valores de FES es generar un “mapa” integral del estatus energético de cada país, algo clave para fabricantes y desarrolladores.

El contacto humano también ocupa un lugar central en la estrategia de la firma. “Al final los negocios los hacen las personas naturales convencidas de las calidades humanas y de las capacidades profesionales. El networking que permite el FES, vale más que años de exploración de mercado”, comentó el ejecutivo.

En este marco, González Castillo deja un mensaje claro: Solax Power llega a Perú para quedarse. “Estamos haciendo un trabajo muy consciente para que nuestra permanencia sea sólida. No queremos cometer los errores de otras compañías chinas que atomizan su presencia. Queremos que el cliente perciba que, al firmar con nosotros un proyecto a 10, 15 o 20 años, vamos a tener personal para poderlo atender”.

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Cuenta regresiva para la Semana de la Energía: OLADE redefine su agenda regional

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) se prepara para una nueva edición de la Semana de la Energía, que se celebrará del 30 de septiembre al 3 de octubre de 2025 en Santiago de Chile, con un formato renovado que busca optimizar el diálogo técnico y político en la región.

Una de las principales innovaciones será el cambio en la duración de las sesiones, que pasarán de 90 a 45 minutos, a fin de lograr “más dinamismo en cuanto a los temas”, según explicó Gastón Siroit, asesor técnico de la organización.

Esta modificación permitirá abordar una mayor variedad de tópicos dentro de una agenda regional cada vez más compleja. “Los temas que siempre tratamos de destacar giran en torno a la integración energética regional y al diálogo. Son transversales a todas las sesiones”, afirmó el asesor técnico de la Organización Latinoamericana de Energía. 

En esta edición, OLADE trabajará sobre cuatro pilares principales: recursos naturales, sector eléctrico, descarbonización de la demanda y transiciones energéticas justas. Además, se incorporarán mesas sectoriales de diálogo previas al Consejo Empresarial, con la participación de representantes de los sectores de minería, hidrocarburos, eléctrico, industria y transporte. 

“Abrimos cuatro mesas previas para minería, hidrocarburos, sector eléctrico, e industria y transporte”, señaló el especialista. El objetivo será sistematizar los desafíos y oportunidades identificados por el sector privado para presentarlos de manera estructurada a los ministros.

“Tener esta sesión previa nos permite canalizar todo el know-how y las iniciativas del sector privado para después integrarlas mejor en el Consejo Empresarial”, destacó Siroit, subrayando la necesidad de ordenar el creciente volumen de aportes que llegan a la organización. La metodología fue diseñada para garantizar que el diálogo ministerial se nutra de aportes sólidos, pero también manejables.

La reunión anual con ministros de los 27 países miembros volverá a ser un momento central de la Semana. Allí se presentarán los balances del año en curso y se definirán los lineamientos de trabajo para 2025. “Se trabaja siempre con una misma lógica: los ministros nos dan mandatos para que la Secretaría Ejecutiva trabaje”, explicó el funcionario.

Estas decisiones se formalizarán en una serie de acuerdos ministeriales que están siendo preparados de forma anticipada. “Sí, va a haber decisiones ministeriales. Ese es el objetivo de esta reunión”, confirmó Siroit, aunque aclaró que los contenidos específicos aún no pueden compartirse públicamente.

La participación política será acompañada por una fuerte apuesta a la diversidad temática y regional. “Tratamos de que se represente la mayor diversidad posible respecto a los temas, a las regiones y a los países”, indicó. Todos los eventos públicos serán transmitidos online, con el objetivo de garantizar un acceso amplio a los debates.

El enfoque también apunta a una mejora continua. “Parte del rol de los que estamos en OLADE es tratar de mejorar lo que se hizo el año anterior”, concluyó Siroit. Desde la organización confían en que esta edición fortalecerá la articulación entre gobiernos, sector privado y organismos multilaterales, consolidando a la Semana de la Energía como el principal espacio de gobernanza energética regional.

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JA Solar refuerza su presencia en Argentina con suministro para un proyecto minero en Catamarca

JA Solar refuerza su participación en el mercado renovable de Argentina. La compañía suministró sus módulos fotovoltaicos para un proyecto híbrido que ya se encuentra en operación en Fiambalá, provincia de Catamarca, y que pertenece a la firma Liex SA, subsidiaria de la minera china Zijin Mining.

La construcción del parque se inició en diciembre de 2024 y JA Solar entregó en enero de 2025 los módulos JAM66D45 de 650 W de potencia, modelo que se destaca por su amplio espectro de aplicación y robusto track récord.

«Este proyecto representa un excelente caso de éxito para seguir ampliando la presencia del módulo JAM66D45 en distintos ecosistemas, regiones y climas de Latinoamérica. Al tratarse de un módulo ampliamente probado, con resultados sólidos en condiciones muy diversas, refuerza la confianza de nuestros clientes para con nuestros módulos, y demuestra la robustez y consistencia del producto”, indicó Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM de JA Solar

“Cada nueva instalación consolida aún más su historial de desempeño y fortalece nuestro track record como socio confiable para el sector minero y energético”, añadió en diálogo con Energía Estratégica.

“Es un proyecto insignia, ya que los parques solares tienen muy buena aplicación en proyectos mineros o que estén alejados de la red de distribución, y con ahorros importantes en costos. Es una de las soluciones más eficientes. Sabemos que en muchos proyectos de minería no hay red eléctrica cercana o hay que construir una nueva y tener un parque solar ayuda bastante”, continuó.  

El modelo JAM66D45 de 650 Wp de potencia máxima provisto para esta instalación cuenta con certificaciones como RETC y destaca por su desempeño bajo condiciones ambientales diversas y con resultados sólidos, de manera que “es un módulo de aplicación muy amplia” de JA Solar, con bajos niveles LCOE, lo que optimiza la logística y garantiza generación de energía a bajo costo. 

“Cumple los test más rigurosos, no sólo los mínimos requeridos, y eso es muy importante ya que disminuye el riesgo del cliente, punto muy importante ya que muchos proyectos de parques solares, el factor de reducir el riesgo lo más que se pueda es fundamental”, complementó el Head of Sales South LATAM de JA Solar. 

La ventaja de este modelo es que al ser tan amplio su espectro de aplicación en varios segmentos, también está disponible en los distribuidores locales en Argentina, como por ejemplo Multiradio, una empresa con una sólida reputación y una extensa trayectoria en la importación y comercialización de productos tecnológicos. 

“Asimismo, para el mercado argentino contamos con modelos del rango de potencias de 450-470 / 500-530 / 620-645 / +640/710-730 W. Es decir que tenemos una amplia gama de productos disponibles y flexibilidad técnica para proyectos de todos los segmentos, residencial C&I y utility scale”, señaló el especialista. 

Estrategia de expansión en LATAM

La participación en el proyecto de Fiambalá se enmarca dentro de una estrategia más amplia de JA Solar para consolidar su presencia en Argentina y Sudamérica. La compañía está creciendo fuertemente en el país, tanto en los segmentos utility como generación distribuida en el país y posee un market share global del 14%. 

En el mercado argentino, JA Solar apuesta por una oferta basada en tecnología avanzada y fuertemente probada. Para este año, liderará su catálogo con módulos bifaciales de tecnología TOPCon N-Type, disponibles en las  potencias mencionadas precisamente, a fin de mejorar la eficiencia energética y el rendimiento operativo, complementandose con soluciones de almacenamiento para responder a una demanda en crecimiento.

Y cabe recordar que para afianzar su posicionamiento, en 2024 JA Solar expandió su red de distribución en Argentina con Multiradio, que se distingue por gran amplitud y variedad de productos para fotovoltaica, post-venta local con laboratorio de reparación y ensayos y beneficios exclusivos para clientes, garantizando la disponibilidad inmediata de los productos y un servicio post-venta local de primera calidad. 

Pero el foco no se centra sólo a nivel local, sino que Donzino destacó que existe una óptica regional que la compañía está adoptando en América del Sur. 

“Estamos mirando fuerte la región, en particular yo estoy viendo Ecuador, Perú, Chile, Argentina, Uruguay, Paraguay, Bolivia. Además, en Perú somos los mayores exportadores de módulos y estamos buscando reforzar fuerte nuestra presencia en Chile, detalló. 

Con ello la empresa continúa su expansión con foco en soluciones técnicas avanzadas, soporte local y disponibilidad inmediata, consolidando así su presencia en proyectos de gran escala, en este caso para un sector estratégico como la minería.

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Puerto Rico apuesta al almacenamiento energético para blindarse ante la inestabilidad y las trabas regulatorias

Puerto Rico avanza hacia una disyuntiva estructural: consolidar su transición energética o quedar amarrado al gas natural por otra década. En ese escenario, el almacenamiento con baterías (BESS) se perfila como el componente clave para garantizar resiliencia, integración renovable y autonomía frente a los apagones.

Para el experto del sector energético, Luis Aníbal Avilés, el panorama fue claro: “El almacenamiento energético será el corazón de la resiliencia”, sostuvo.

Su implementación permitirá absorber la generación solar durante el día, sostener el sistema eléctrico en momentos de interrupción y activar microredes comunitarias en eventos climáticos extremos.

“Sin baterías, la isla queda a merced de las restricciones de curtailment de LUMA y de la volatilidad del gas”, manifestó Avilés, señalando los riesgos de continuar dependiendo de combustibles fósiles e infraestructuras vulnerables a los vaivenes regulatorios.

A pesar de su importancia estratégica, la implementación masiva de sistemas BESS enfrenta un entorno incierto, principalmente por obstáculos regulatorios y legales. Según el especialista, “hay licitaciones activas y planeadas para proyectos solares y de almacenamiento”, pero su avance está condicionado a la estabilidad normativa. Uno de los principales factores de incertidumbre es la ofensiva legal de la Junta de Supervisión Fiscal (FOMB) contra la Ley 10-2024, normativa que protege la medición neta en la isla.

“El avance depende de reglas claras y de incentivos que contrarresten la incertidumbre creada por la demanda de la FOMB contra la Ley 10-2024”, advirtió. La medida legal no solo impacta a los prosumidores, sino que genera un efecto cascada sobre toda la cadena de inversión en infraestructura energética limpia.

A esto se sumó una serie de trabas impuestas por LUMA Energy, empresa encargada de la transmisión y distribución eléctrica. Una de las más controvertidas fue el intento de imponer curtailment sin compensación, lo que implica limitar la energía renovable disponible incluso cuando puede inyectarse a la red. “LUMA intenta imponer curtailment sin compensación, lo cual limita la energía renovable aun cuando está disponible”, remarcó el experto.

Otro obstáculo clave fue el cobro de 300 dólares a los prosumidores, una medida que en la práctica desalienta inversiones residenciales en almacenamiento y retrasa la descentralización del sistema. “Sin resolver ese frente regulatorio, la adopción masiva de BESS seguirá en riesgo”, afirmó Avilés.

La tensión se amplificó por la contradicción estructural entre la política pública vigente y las decisiones políticas que se están tomando. Según Avilés, “el principal desafío hoy es la contradicción entre la política pública escrita —que ordena la transición a renovables— y la insistencia de la Gobernadora González en amarrar al país al gas natural”. El caso más concreto fue la negociación de un contrato de entre 7 y 10 años con New Fortress Energy, empresa que, además, enfrenta problemas financieros. “Se busca cerrar un contrato con una empresa casi insolvente”, subrayó.

Pese a las tensiones, el sector renovable mantuvo sus expectativas activas de cara a los próximos años. Avilés destacó tres frentes que marcarán el rumbo del sistema eléctrico insular: la adjudicación de proyectos de almacenamiento a gran escala, la habilitación de microredes resilientes y la defensa legal de la Ley 10-2024.

“Los próximos meses marcarán si Puerto Rico consolida su ruta a 100% renovables o si queda anclado en gas natural por otra década bajo New Fortress”, concluyó Avilés.

Con el almacenamiento energético como pieza clave del sistema futuro, las decisiones que se tomen hoy —tanto regulatorias como contractuales— definirán si la isla avanza hacia la soberanía energética y la resiliencia climática, o si continúa atada a modelos fósiles en crisis.

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Centroamérica acelera su infraestructura verde con renovables y USD 10000 millones en financiamiento multilateral

Centroamérica está experimentando una transformación silenciosa pero profunda en su infraestructura energética y ambiental. Con más de 918 MW en proyectos solares planificados entre 2025 y 2026, y el respaldo de hasta US$10.000 millones en financiamiento multilateral, la región comienza a consolidar una agenda verde en respuesta a su elevada vulnerabilidad climática.

“La infraestructura verde no es un lujo, sino una herramienta esencial para mitigar riesgos y fomentar el desarrollo inclusivo”, manifestó el director general de Grupo Aldesa México, Diego Hernández Martins.

El mercado latinoamericano de infraestructura verde alcanzará los US$491.830 millones en 2025, creciendo desde los US$464.500 millones del año anterior, con una tasa compuesta del 4,2% hasta 2034. Esta dinámica incluye tanto infraestructura física —como corredores biológicos, parques urbanos y sistemas hídricos— como generación y almacenamiento de energías renovables. México y Centroamérica enfrentan amenazas crecientes: fenómenos climáticos extremos podrían aumentar un 25% para 2030, afectando directamente sectores como el turismo, la agricultura y el abastecimiento hídrico.

Las tecnologías renovables más dinámicas en la región son la energía solar fotovoltaica y la eólica, seguidas por geotermia y biomasa en menor medida. En total, 31 nuevos proyectos solares agregarán 918 MW, particularmente en Panamá, Nicaragua, Costa Rica y El Salvador.

“El énfasis en solar y eólica se debe a la rapidez de despliegue, la caída en costos y su facilidad de integración en redes híbridas”, explicó Hernández Martins. Asimismo, el respaldo financiero tiende a alinearse con estas tecnologías por su menor huella de carbono y alta escalabilidad.

Costa Rica lidera la región con una matriz casi 100% renovable, además de un marco normativo sólido. Panamá y El Salvador han simplificado permisos para atraer inversión, mientras Guatemala se destacó por su apertura a subastas competitivas y capital extranjero. Entre las recomendaciones clave para mantener la competitividad destacan la agilización de permisos, subastas tecnológicamente neutras, incentivos fiscales, metas claras hacia 2030 y 2050, y la inversión en redes inteligentes y formación técnica local.

El impulso regional tiene un pilar clave: el financiamiento multilateral. Solo en 2025, instituciones como el Banco de Desarrollo de América Latina (CAF) y la Corporación Financiera Internacional (IFC) canalizarán hasta US$10.000 millones hacia proyectos de almacenamiento energético, redes de distribución adaptadas al clima, restauración de manglares e hidrógeno verde. “Estos fondos abren oportunidades enormes para tecnologías con resiliencia climática como las baterías, redes inteligentes o las microrredes en zonas rurales”, resaltó el directivo de Aldesa.

Aldesa y el liderazgo empresarial en infraestructura resiliente

Aldesa se posiciona como uno de los actores con mayor proyección para ejecutar proyectos clave en Centroamérica. Con presencia consolidada en México y operaciones en Perú, Chile y Uruguay, la empresa busca expandirse a la región a través de megaproyectos e infraestructura resiliente. “Nuestra experiencia en APP y energías renovables nos posiciona como socio ideal para iniciativas como las plantas solares de Baja California o corredores como el Tren Interoceánico”, señaló Hernández Martins.

La empresa apuesta por tres pilares estratégicos: participación en asociaciones público-privadas (APP), aún subutilizadas en la región; integración de soluciones verdes urbanas con eficiencia energética y biodiversidad; y expansión hacia corredores logísticos, con aportes en resiliencia costera y monitoreo climático. “Aldesa no solo construye; genera valor duradero. Con 2.000 profesionales, invertimos en materiales bajos en emisiones y tecnologías de monitoreo”, enfatizó.

Pese al avance, persisten obstáculos estructurales. Uno de ellos es la escasez de áreas verdes en ciudades del norte de México, documentada en febrero de 2025. Otro es el débil marco jurídico para APP en varios países centroamericanos, lo que limita la captación de capital privado. “Las APP representan una oportunidad subestimada para atraer inversión sin sobrecargar las finanzas públicas”, afirmó Hernández Martins.

También urge garantizar equidad en la distribución territorial de los beneficios de esta transición, especialmente en comunidades rurales aisladas. Para ello, los gobiernos deben acelerar marcos regulatorios y reducir barreras burocráticas que aún frenan el despliegue de tecnologías limpias. “Sin reglas claras para almacenamiento y nuevos vectores energéticos, la región podría quedar rezagada frente a competidores como Chile o Brasil”, subrayó el Director General de Aldesa México.

El camino hacia una Centroamérica resiliente, verde e inclusiva está en marcha, pero requerirá acciones políticas audaces, regulación eficiente y una mayor articulación entre sector público, privado y multilaterales. “El cambio climático no espera, pero nosotros sí estamos preparados para actuar”, concluyó Hernández Martins.

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La Martina: un proyecto pionero que consolida la transición energética en Colombia

La energía del futuro ya está en marcha, Erco marca un hito en la transición energética del país, combinando generación solar y almacenamiento para garantizar energía limpia, económica y digital. Con la inauguración de La Martina y más de cinco proyectos de almacenamiento en ejecución en los departamentos de Tolima, Antioquia, Bolívar y Cesar, junto a más de 100 MWh en proyectos en fase de estructuración y desarrollo, Erco está redefiniendo el sistema energético en Colombia.

Después de meses de esfuerzo, dedicación y el trabajo coordinado de múltiples áreas, La Martina ya es una realidad. Pero no es una planta común: es el reflejo de lo que representa Erco. Un equipo que asume grandes desafíos con audacia y determinación, que va más allá de “hacer las cosas bien” para transformar el futuro energético del país.

La Martina es la primera granja solar en Colombia que incorpora un sistema de almacenamiento de energía a gran escala. Con más de 34000 paneles solares que suman 16,7 MWp y una batería de última generación con capacidad de 6,9 MWh, esta planta logra producir cerca de 22,5 GWh anuales de energía limpia. Eso significa 2,5 GWh adicionales comparados con una planta solar tradicional, gracias a que ningún kilovatio hora del sol se desperdicia. 

Esta eficiencia energética se traduce en una disminución estimada de 339 toneladas de CO₂ anuales, equivalentes a la captura de carbono de 2372 árboles plantados. Una descarga completa de la batería instalada equivale a la energía necesaria para alimentar aproximadamente 495.000 teléfonos móviles.

La batería permite aprovechar al máximo la energía generada durante el día: se carga en horas de alta radiación y libera electricidad en la noche, justo en los picos de mayor demanda, contribuyendo así, a mejorar la tensión de la red y a evitar apagones. Este es solo el comienzo. Las siguientes generaciones de proyectos avanzan hacia tecnologías con capacidad de grid forming, que representan un antes y un después en el sector energético. Con estas soluciones, no solo será posible desplazar energía en el tiempo, sino también gestionar la estabilidad y operación completa de la red, algo impensable hace apenas unos años.

Pero este logro va más allá de la tecnología. Durante su construcción, La Martina generó empleo directo para más de 150 personas, demostrando que las energías renovables también pueden traducirse en oportunidades reales para las comunidades. Con este tipo de proyectos, Erco contribuye al crecimiento del país, apostando por una matriz energética limpia, la promoción del empleo digno y el fortalecimiento del dinamismo económico.

Con más de 13 años en el desarrollo de soluciones energéticas inteligentes y 365 MWp construidos, Erco reafirma su compromiso con la eficiencia, la innovación tecnológica y la sostenibilidad. La Martina representa un avance estratégico en la transición energética de Colombia y Latinoamérica, al integrar en un solo sistema generación solar y almacenamiento a gran escala.

Este proyecto no solo mejora la confiabilidad y estabilidad del sistema eléctrico, sino que posiciona a Erco como un referente en la implementación de infraestructuras energéticas de última generación. Ingresa aquí y descubre cómo está transformando el sistema energético en Colombia y Latinoamérica con innovación, tecnología y sostenibilidad.

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Lanzan un proyecto PPP entre Wilo y GIZ para impulsar plantas modulares de hidrógeno verde en Latinoamérica

Se realizó el lanzamiento oficial del proyecto de cooperación público-privada (PPP) “H2 Power Plants for LATAM: Scaling Modular Green Hydrogen for Industrial Transformation in Brazil and Chile”, liderado por Wilo y la Agencia Alemana de Cooperación Internacional (GIZ), en colaboración con las Cámaras Alemanas de Comercio e Industria en Chile (AHK Chile) y Brasil (AHK Rio).

El evento, que contó con la presencia de representantes de la industria, el sector público, la academia y asociaciones sectoriales, incluyó la firma del acuerdo, la presentación de los objetivos del programa H2Uppp del Ministerio Federal de Economía y Energía de Alemania (BMWK) y un diálogo sobre los factores clave para escalar el hidrógeno verde en la industria chilena, moderado por la Asociación Chilena de Hidrógeno (H2 Chile).

El proyecto, que se ejecutará entre agosto de 2025 y septiembre de 2026, tiene como propósito impulsar el desarrollo del mercado de hidrógeno verde en Chile y Brasil a través de soluciones modulares integrales de generación, almacenamiento y reconversión de hidrógeno en instalaciones industriales. Además, considera la realización de estudios de prefactibilidad, modelos de negocio y programas de formación para fortalecer las capacidades locales y acelerar la adopción de esta tecnología.

“Este proyecto contribuirá al desarrollo del mercado de H₂/PtX verde en Brasil y Chile, impulsando la implementación y el desarrollo de soluciones basadas en hidrógeno, abriendo nuevas oportunidades de negocio para empresas de ingeniería y promotores de proyectos locales, y mejorando la competitividad de la industria local. Nos enorgullece formar parte de este acuerdo con GIZ, que nos permite seguir avanzando con entusiasmo hacia un futuro más verde, fortaleciendo la cooperación con América Latina y liderando la evolución hacia un modelo energético sustentable con hidrógeno”, declaró la Ing. Giannina De Nicola, coordinadora de Ingeniería de Aplicaciones en Wilo

“Como gobierno de Alemania, estamos comprometidos con impulsar este tipo de alianzas en comercio y tecnología. Y el hidrógeno es, sin duda, una oportunidad compartida que vincula a Alemania y América Latina, conectando a la industria y al sector público, uniendo conocimiento con implementación. Buscamos desarrollar conjuntamente soluciones económicas viables para un hidrógeno climático-amigable, sistemas de certificación confiables e infraestructura transfronteriza.

América Latina -y en especial Chile y Brasil- desempeñan un papel central en este sentido. Con abundantes recursos renovables, un claro compromiso político y una base industrial en crecimiento, la región cuenta con todas las condiciones para convertirse en un socio confiable y de largo plazo en la economía global del hidrógeno”, señaló el Dr. Christian Storost, Jefe de la División de Impulso Internacional del Hidrógeno del Ministerio Federal de Economía y Energía de Alemania, quien dio un saludo en video al inicio del evento.

Con este lanzamiento, Alemania, Chile y Brasil reafirman su compromiso con la transición energética y con la creación de un ecosistema de hidrógeno verde que permita descarbonizar industrias intensivas en energía, abrir nuevas oportunidades de inversión y generar empleo calificado en la región.

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Hoy es el webinar de Solis: conéctese gratis y descubra la independencia energética 24/7

¡Hoy es el día esperado! Solis, en conjunto con Energía Estratégica, realizará un webinar exclusivo para Latinoamérica, un encuentro virtual que marcará un antes y un después en la forma de concebir el suministro eléctrico confiable y continuo.

El evento comenzará a las 13:00 hs ARG/URU/CHI – 11:00 hs COL/PER/ECU/PAN – 10:00 hs MEX, y será liderado por Sergio Rodríguez, Chief Technology Officer (CTO) de Solis LATAM. La participación es gratuita y todavía quedan algunas horas para asegurar un lugar de acceso sin costo.

📌 Regístrese aquí sin cargo:
https://docs.google.com/forms/d/e/1FAIpQLScQd1IzaqmsNXk9YC8DCQJbHFE2lTsAaCZVdD104wXgOP2nuA/viewform?usp=sharing&ouid=108248392705476916056

Más allá de la presentación técnica, el encuentro está diseñado para la interacción directa. Los asistentes podrán aprovechar un espacio de networking y chat en vivo, plantear consultas específicas y recibir respuestas en tiempo real de los especialistas de Solis, lo que garantiza un intercambio ágil y enriquecedor.

El gran atractivo de este webinar será la introducción de la Serie Solarator, una solución de inversores híbridos que combina energía solar y generadores diésel. Esta tecnología está pensada para dar respuesta a los desafíos energéticos propios de la región: redes poco confiables, fenómenos climáticos extremos y la necesidad de contar con un suministro estable 24/7.

Solis mostrará cómo la Serie Solarator puede adaptarse a distintos escenarios gracias a su escalabilidad, respaldo instantáneo, compatibilidad con baterías de litio o plomo y monitoreo remoto mediante Solis Cloud. Entre los modelos destacados se incluyen el S6-EH1P(3-8)K-L-PLUS y el S6-EH3P(30-60)K-H, todos ellos diseñados para garantizar energía continua sin interrupciones.

Además, se dará a conocer el Smart Port, una innovación que optimiza la gestión de cargas, mejora la eficiencia en el uso de generadores y amplía la modularidad del sistema. Esto hace que la solución pueda implementarse en viviendas aisladas, industrias que requieren respaldo constante o zonas rurales y urbanas con fallas frecuentes en la red pública.

El CTO de Solis LATAM, Sergio Rodríguez, compartirá insights exclusivos sobre implementación, escalabilidad y beneficios técnicos de la propuesta, entregando información aún no disponible masivamente en el mercado. Para quienes participen, esto significa acceder antes que la competencia a soluciones avanzadas de almacenamiento y respaldo, con aplicaciones concretas y casos reales de éxito.

📌 Inscríbase gratis en este link:
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La cita de hoy no podría ser más oportuna: en una región donde el cambio climático y las limitaciones de infraestructura eléctrica ponen a prueba la estabilidad del sistema, contar con herramientas como la Serie Solarator representa un paso firme hacia la independencia energética.

Quienes se conecten no solo aprenderán cómo garantizar suministro eléctrico 24 horas al día, los siete días de la semana, sino que también podrán interactuar directamente con los expertos y resolver sus dudas técnicas en vivo.

El acceso es totalmente gratuito, pero las inscripciones cierran hoy. No deje pasar la oportunidad de anticiparse y conocer de primera mano cómo Solis está transformando el panorama energético en Latinoamérica.

📌 Regístrese sin costo aquí:
https://docs.google.com/forms/d/e/1FAIpQLScQd1IzaqmsNXk9YC8DCQJbHFE2lTsAaCZVdD104wXgOP2nuA/viewform?usp=sharing&ouid=108248392705476916056

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FES Perú 2025 reunirá a los principales CEOs y autoridades que definirán el futuro renovable del país

El próximo lunes 29 de septiembre, el Hotel InterContinental Lima Miraflores será el escenario de la primera edición de Future Energy Summit (FES) en Perú, un foro clave para el debate estratégico del sector energético en el que se espera la participación de más de 400 asistentes, entre ellos CEOs de empresas líderes, autoridades nacionales, asociaciones clave y organismos multilaterales.

El encuentro contará con transmisión en vivo a través del canal de YouTube de FES, consolidando a esta plataforma como la única en la región que brinda acceso libre y en tiempo real a los principales debates de la transición energética. 

La realización de FES Perú 2025 se da en un momento crítico para el mercado local. Actualmente, el país cuenta con casi 1800 MW de capacidad instalada en energías renovables no convencionales, pero se proyecta que esta cifra podría alcanzar los 4,5 GW hacia 2030

A esta perspectiva se suma un pipeline en rápida expansión: más de 60 proyectos eólicos con una capacidad total de 14881,5 MW y otros 16314 MW solares en distintas fases de desarrollo. Este crecimiento plantea oportunidades concretas de inversión, pero también exige respuestas claras en materia de planificación de redes, diseño regulatorio y acceso al financiamiento.

Por lo que uno de los espacios centrales del encuentro será el panel “La visión estratégica de los grandes actores para el impulso de la Transición Energética de Perú”, que reunirá a ejecutivos de primera línea como Mario González del Carpio, CEO de Luz del Sur, Marco Fragale, CEO de Orygen, Cristian Remolina, gerente general de ISA Energía, y Juan Elías Salinas, gerente general de Fénix. 

La discusión se centrará en los cambios concretos que impulsarán la transición energética en los próximos cinco años y cómo se preparan sus empresas para este escenario, las oportunidades para ampliar sus portafolios renovables, el rol del almacenamiento, obras prioritarias y objetivos estratégicos hacia el final de la década. 

FES Perú también contará con una conversación destacada sobre política energética y visión renovable del país al 2050”, un espacio técnico en el que reguladores, exfuncionarios y representantes de asociaciones analizarán los elementos estructurales del sistema energético peruano. 

Es por ello que dirán presente Roberto Tamayo Pereyra, ex director general de Electricidad del MINEM, Renzo Rojas, director de Proyectos de Electricidad de PROINVERSIÓN, Cesar Butrón, presidente del Directorio de COES, y Raquel Carrero, gerenta general de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR). 

Entre los temas más relevantes, se debatirán las políticas públicas concretas están impulsando para acelerar el despliegue de proyectos, sumado a la fuerte concentración territorial del pipeline renovable en regiones como Arequipa, Moquegua, Ica, Lambayeque y Piura, y se planteará cómo evitar los cuellos de botella en la red en un escenario de crecimiento renovable para los próximos r privado está impulsando ante las autoridades.

Networking de alto nivel y presencia de líderes regionales

FES Perú 2025 se caracteriza, además, por sus espacios de networking de alto nivel, donde decenas de ejecutivos del sector se reunirán para explorar nuevas oportunidades de negocio, consolidar alianzas estratégicas y avanzar en acuerdos concretos que impulsen la transición energética en Perú. 

La presencia de líderes de compañías como JA Solar, Trina Solar, Jinko Solar, CATL, Solar Steel, Sungrow, Solax Power, Luz del Sur, Hernández & Cía, Elecnor Perú, Canadian Solar, Yingli Solar, GCL y Haitai Solar, así como de empresas como CAPO Energy, Nordex, ACCIONA, DIPREM, AFRY, Alurack, DQD, ISA Energía, Great Power y BLC Power Generation, garantiza un entorno propicio para la generación de negocios. 

También estarán presentes organizaciones multilaterales como FMO, que aportará su visión sobre financiamiento climático, y asociaciones como SPR, H2 Perú, Perú Renovables, ACESOL y OLADE, que enriquecerán el debate con marcos regulatorios y perspectivas regionales.

A pocos días del evento, aún es posible adquirir entradas para ser parte de este espacio estratégico donde se definirán las condiciones futuras del sector energético peruano y regional. FES Perú 2025 será una instancia clave para escuchar de primera mano a los principales CEOs y autoridades regulatorias, y conocer cómo se preparan para liderar la transformación energética del país.

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Energía Estratégica presenta el PVBook 2025: el único catálogo internacional del sector fotovoltaico

Hoy se marca un nuevo hito para la industria solar: Energía Estratégica lanza oficialmente el PVBook 2025, el único catálogo internacional del sector fotovoltaico. 

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Se trata de una herramienta estratégica y gratuita que ya está disponible para consulta y descarga en línea, consolidándose como el espacio de referencia para quienes buscan comprender las últimas tendencias en módulos, inversores, trackers y baterías, además de acceder a fichas técnicas, fortalezas de marca y experiencias internacionales que muestran cómo la innovación se traduce en proyectos reales.

El PVBook 2025 no es un simple compendio de información. Su propósito es centralizar y ordenar en un solo lugar los contenidos clave que necesitan fabricantes, generadores, inversores y distribuidores, convirtiéndose en una plataforma que conecta a los actores del mercado global y fortalece la toma de decisiones técnicas y comerciales en un escenario cada vez más competitivo. 

Al reunir en un mismo espacio los principales desarrollos del sector, este catálogo se convierte en un instrumento indispensable para anticipar tendencias, comparar soluciones y potenciar la visibilidad de marcas que buscan consolidarse en mercados emergentes o afianzar su posición en territorios ya desarrollados.

El catálogo también incorpora casos de éxito, proyectos estratégicos y experiencias internacionales que funcionan como guías prácticas y evidencias de cómo la tecnología aplicada logra resultados tangibles. 

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Desde iniciativas que han optimizado la generación solar en condiciones extremas hasta ejemplos de integración con sistemas de almacenamiento y soluciones híbridas, el PVBook 2025 ofrece un panorama concreto de cómo la innovación se materializa en proyectos reales. Esto lo posiciona como un recurso que trasciende lo informativo, al ofrecer un puente entre el desarrollo tecnológico y las oportunidades concretas de negocio.

El PVBook 2025 también representa un escaparate de visibilidad internacional para las empresas participantes. Fabricantes y proveedores líderes como Above, Amara, APsystems, Astronergy, Black & Veatch, CATL, ClouEss, EMD International, EPSE San Juan, Fronius, Genneia, GCL, Gonvarri Solar Steel, Gotion, Great Power, Growatt, Haitai Solar, Hellonext, Huawei, JA Solar y Jinko Solar

Junto con otras firmas de relevancia como Master Battery, PVH, Pylontech, RCT Power, Risen, SAV Digital Power Technologies, Sigenergy, Sisener, S-5!, SolaX Power, Solar DQD, Solis, Solstice Solar Power, Sungrow, Yingli Solar e YPF Luz, ya forman parte de esta edición. 

Su participación refleja la confianza depositada en el catálogo como canal estratégico de posicionamiento global y como un punto de convergencia para marcas consolidadas y emergentes. Y gracias a esta diversidad de actores, el PVBook 2025 se presenta como una herramienta con impacto transversal en la cadena de valor. 

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Para los fabricantes, significa un espacio estructurado donde mostrar su portafolio con claridad y profesionalismo; para los desarrolladores y generadores de energía, implica acceso a información precisa que facilita evaluar tecnologías y reducir tiempos de análisis; para los inversores, aporta insumos confiables que permiten identificar oportunidades de negocio y medir riesgos; y para los distribuidores, abre la puerta a un mercado en expansión al brindar un panorama ordenado de opciones y proveedores.

Otro rasgo distintivo del PVBook es su carácter internacional y abierto. Al estar disponible en formato digital y de acceso gratuito, cualquier profesional del sector puede consultarlo y descargarlo desde cualquier parte del mundo, lo que amplifica su impacto y lo convierte en una plataforma verdaderamente inclusiva. En un contexto donde la competitividad global es cada vez más intensa, la democratización del acceso a la información especializada se vuelve un factor clave para impulsar el desarrollo de nuevos proyectos y fomentar una transición energética más rápida y eficiente.

Con este lanzamiento, Energía Estratégica reafirma su liderazgo en la generación y difusión de conocimiento especializado, aportando un insumo de valor que impulsa la transparencia, la visibilidad y la eficiencia dentro de un mercado en permanente transformación. El PVBook 2025 no solo organiza la información disponible, sino que marca un antes y un después en la forma de acceder, compartir y utilizar el conocimiento estratégico en la industria solar global.

En definitiva, se consolida como el gran punto de encuentro de la innovación fotovoltaica internacional, un hito que refleja la madurez del sector y su capacidad de avanzar hacia un futuro más sostenible con herramientas concretas, accesibles y diseñadas para generar resultados tangibles.

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ENERGUATE proyecta un impulso renovable en Guatemala tras el interés por la licitación PEG-5

Con una participación preliminar de 23 empresas que retiraron las bases, la licitación PEG-5 en Guatemala despertó expectativas dentro del mercado eléctrico. En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, desde ENERGUATE aseguraron que este nivel de interés evidenciaba la magnitud de la oportunidad para el desarrollo de nueva capacidad de generación, aunque aclararon que la diversidad tecnológica aún no podía conocerse, ya que esta información estará disponible recién el 12 de febrero de 2026, cuando se presenten las ofertas técnicas.

“A la presente fecha, 23 empresas han retirado las bases de licitación”, confirmaron desde ENERGUATE. Sin embargo, advirtieron que “en esta etapa no se requiere información sobre la tecnología o diversidad de las ofertas”, por lo que todavía no era posible proyectar el mix tecnológico de los proyectos.

En cuanto a los precios, la distribuidora aclaró que estos estarían determinados por múltiples factores, entre ellos el tipo de tecnología, la escala de los proyectos y la eficiencia con la que se desarrollen. “La disponibilidad de precios del mercado será en función de las tecnologías ofertadas, tamaño de las centrales de generación y eficiencias en el desarrollo de los proyectos”, explicaron. El mecanismo de subasta inversa, previsto para la evaluación económica en 2026, será clave para transparentar el comportamiento del mercado y definir las condiciones comerciales.

Además, desde la empresa recordaron que los proyectos que resulten adjudicados deberán iniciar suministro en 2030, por lo que los costos estarán sujetos a las condiciones tecnológicas que se consoliden hacia ese año. “Las condiciones de los precios de los equipos o avances tecnológicos previstos por los oferentes se revelarán hasta en la fecha de la evaluación económica de las ofertas”, subrayaron.

Desde ENERGUATE también señalaron que las oportunidades para tecnologías renovables no surgían únicamente de la adenda, sino de las propias características de consumo del mercado eléctrico. En esa línea, resaltaron que la estructura de la demanda, reflejada en las bases de la licitación, abriría espacio para múltiples soluciones tecnológicas. “Las bases de licitación ofrecen una curva de consumo con oportunidades para todas las tecnologías y sus características correspondientes”, indicaron.

Sobre la viabilidad financiera de los proyectos, ENERGUATE resaltó que Guatemala contaba con un marco legal sólido, respaldado por la Ley General de Electricidad y sus reglamentos, que permitió una apertura sostenida a la inversión privada en el sector. “El sector de energía ofrece una buena certeza jurídica mediante la Ley General de Electricidad y sus reglamentos que ha permitido la apertura a inversiones privadas”, aseguraron.

Esa apertura fue clave para la transformación del parque generador guatemalteco, que hoy cuenta con un 74% de participación renovable. “No solo se ha elevado el parque de generación con inversiones nuevas, sino que hemos avanzado hasta un 74% de energía renovable”, destacaron desde la compañía.

En términos de bancabilidad, subrayaron que el país contaba con mecanismos que aseguraban el cumplimiento de los contratos. “Como ha quedado demostrado en los más de 25 años de apertura del mercado, se ofrecen las garantías de pago suficientes para que estas inversiones se materialicen”, afirmaron.

El proceso del PEG-5, junto con la licitación PET-3, continúa avanzando con la publicación de adendas que ajustan plazos clave. En el caso del PEG-5, la presentación de ofertas técnicas se realizará en febrero de 2026, y la evaluación económica ocurrirá a mediados de ese año. La expectativa de ENERGUATE es que este proceso consolide la participación renovable en la matriz, fortalezca la competitividad y brinde un entorno atractivo para nuevos inversores.

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La Semana de la Energía marcará un punto de inflexión en la agenda de almacenamiento y transición del Caribe

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) presentará, durante la próxima edición de la X Semana de la Energía, que se llevará a cabo del 30 de septiembre al 3 de octubre de 2025, el esperado Libro Blanco del Almacenamiento de energía en América Latina y el Caribe, que reunirá un análisis técnico y político sobre el estado actual, desafíos y recomendaciones estratégicas del almacenamiento energético en América Latina y el Caribe.

“OLADE va a sacar el Libro Blanco del Almacenamiento durante la Semana de Energía”, afirmó Gastón Siroit, asesor técnico de la organización, quien adelantó que el evento de presentación será el miércoles, segundo día del evento, y contará con la participación del ministro de Energía de Chile.

El almacenamiento energético se posiciona como uno de los temas más relevantes para OLADE este año. No solo por el crecimiento de su adopción en la región, sino también por su incorporación sistemática en licitaciones recientes. 

“El Caribe tuvo varias de estas, como en Barbados, Jamaica o en República Dominicana, donde se adecuaron las bases para garantizar la incorporación de potencia solar con un 50% de capacidad de almacenamiento”, destacó Siroit, señalando una tendencia hacia esquemas que fortalecen la estabilidad del sistema eléctrico en territorios sin interconexión física.

La importancia estratégica del tema motivó el desarrollo del Libro Blanco, cuya elaboración fue liderada por el equipo técnico de OLADE. 

“Este documento tiene todo el detalle de proyecciones, avances por país y precios”, precisó el asesor. Una entrevista técnica más profunda con el autor del informe ya está prevista.

Además del Libro Blanco, OLADE elaboró este año más de una decena de notas técnicas sobre temáticas clave como biocombustibles, electromovilidad, cocción limpia y transmisión eléctrica, disponibles en su portal oficial. 

“Estamos estandarizando la información y ofreciendo contenido técnico actualizado a nuestro ecosistema: todos los primeros martes se publican un informe técnico”, subrayó Siroit. Según explicó, esto permite facilitar el acceso al conocimiento técnico y consolidar la capacidad de toma de decisiones de los actores del sector.

El enfoque en almacenamiento se articula con otro eje clave para la organización: el fortalecimiento de la agenda energética en el Caribe. Durante la presidencia pro témpore de Barbados –que culminará en Santiago con el traspaso a Belice–, OLADE impulsó una serie de acciones que incluyeron una hoja de ruta energética regional y el informe “Navegando la transición energética en el Caribe”, elaborado en conjunto con los 10 países de la subregión.

“Lo que se hizo fue contactar a cada país, entender sus desafíos, prioridades y sistematizar esa información en un documento conjunto”, explicó Siroit. 

El impacto fue significativo, al punto de que los 27 países miembros respaldaron la iniciativa, no solo los 10 del Caribe. “Eso le dio una espalda mucho más grande al trabajo técnico que se hizo durante el año”, agregó el asesor.

La continuidad con Belice es considerada clave para asegurar la ejecución de lo ya planificado. “Creemos que este 2026 puede ayudar a ejecutar varias de las iniciativas que se fueron planteando”, aseguró, haciendo énfasis en que la transición energética requiere estabilidad institucional.

Junto a estos desarrollos, OLADE también incorporó nuevas prioridades estructurales. Entre ellas se destacó la creación de una Red Regional de Mujeres en Energía (REDLACME) impulsada por la dirección de integración, acceso y seguridad energética de la organización, con foco en Centroamérica. 

“Se trata de nuclear agrupaciones nacionales en una iniciativa regional que impulse el liderazgo femenino en el sector energético de la región, a través de la asociatividad y trabajo colectivo”, indicaron desde el organismo.

Además, se reforzó el trabajo en integración gasífera en el Mercosur, planificación energética y mitigación de emisiones de metano. Todos estos esfuerzos apuntaron a consolidar una estructura de conocimiento técnico estandarizado, al servicio de los gobiernos y actores del ecosistema.

La Semana de la Energía será, nuevamente, el espacio donde se articulen políticas, conocimiento y colaboración regional, en busca de acelerar la transición energética justa en América Latina y el Caribe.

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Perú nombra nuevo director general de Electricidad en plena reforma energética

El Gobierno del Perú formalizó la designación de Joel Odilio Solis Barrientos como nuevo director general de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas (MINEM), mediante la Resolución Ministerial Nº 296-2025-MINEM/DM, publicada el 15 de septiembre de 2025.

Solis Barrientos, ingeniero mecánico electricista, cuenta con más de 20 años de experiencia en el sector eléctrico, con trayectoria en generación, transmisión y distribución de energía. Su perfil técnico y de gestión cobra especial relevancia en un contexto donde el país atraviesa una profunda transformación normativa y tecnológica en materia energética.

«En concesionarias de distribución, he sido responsable de planificar la operación a corto, mediano y largo plazo, minimizando costos actualizados y maximizando la confiabilidad del sistema de operación», detalla el nuevo Director General en sus redes sociales. Además, destaca su experiencia en la industria azucarera, donde ha liderado la supervisión del montaje y puesta en marcha de centrales térmicas con biomasa, así como su conexión al sistema interconectado nacional.

Con esta designación, el Ministerio de Energía y Minas avanza en la reorganización de sus cuadros técnicos, luego del reciente nombramiento de Francisco Mendoza como Viceministro de Electricidad. Mendoza asumió el cargo en un momento clave, con el desafío de consolidar un nuevo modelo energético más competitivo, renovable y descentralizado.

Cabe recordar que el Congreso peruano aprobó en diciembre de 2024 la Ley 32249, que moderniza el marco normativo del sector eléctrico, con el objetivo de fomentar la competencia y facilitar la incorporación de energías renovables. Esta reforma busca, entre otros puntos, habilitar contratos PPA entre generadores y usuarios libres, sin la exigencia de respaldo de potencia firme, lo que anteriormente limitaba la participación de fuentes variables como la solar y la eólica.

El propio Ministro de Energía y Minas, Jorge Montero, estimó que la nueva legislación podría atraer inversiones por más de 14.000 millones de dólares en generación limpia.  En paralelo, la Ley 32249 introduce un nuevo régimen de licitaciones al estilo chileno, obligatorio y escalonado por plazos —corto, mediano y largo— para el abastecimiento del mercado regulado. Estas subastas permitirán una mayor integración de tecnologías renovables, gracias a la flexibilización de criterios de potencia y bloques horarios, impulsando la competitividad del sistema.

Además, el reglamento normativo prevé el despliegue de sistemas de almacenamiento con baterías (BESS) y la creación de un mercado de servicios complementarios, donde las baterías jugarán un rol clave para garantizar confiabilidad ante la intermitencia renovable.

Actualmente, Perú cuenta con más de 25 GW de proyectos solares y eólicos en carpeta. Empresas como Enel, ENGIE, Kallpa y Zelestra lideran esta expansión, mientras que nuevas plantas como San Martín (300 MWdc) o Punta Lomitas (260 MW) consolidan polos renovables estratégicos en regiones como Ica y Moquegua.

El nombramiento de Joel Solis ocurre, entonces, en un momento crucial para el futuro energético del Perú. “Este no es un nombramiento más, sino la incorporación de un perfil técnico en un punto de inflexión del sistema eléctrico peruano”, enfatizan fuentes del sector.

La Dirección General de Electricidad será responsable de articular los próximos pasos regulatorios, técnicos y de planificación, en conjunto con OSINERGMIN, COES y el Viceministerio. La misión: transformar el potencial renovable del país en proyectos operativos, garantizar la estabilidad del sistema y promover una transición energética ordenada, eficiente y sostenible.

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SESA advierte que Puerto Rico necesita varios GW en almacenamiento para cumplir su meta al 2050

Puerto Rico se apoya cada vez más en el almacenamiento energético como herramienta clave para fortalecer la resiliencia de su red eléctrica ante fenómenos climáticos extremos. En la actualidad, más de 155.000 de los 170.000 sistemas solares residenciales instalados en la isla cuentan con al menos una batería, lo que representa una capacidad de 775 MW de potencia pico distribuida en los hogares.

“El almacenamiento de energía es esencial por diversas razones”, manifestó Javier Rúa-Jovet, Chief Policy Officer de la Solar + Energy Storage Association of Puerto Rico (SESA).

Este parque de baterías domésticas, además de garantizar continuidad energética individual, ya está generando beneficios sistémicos. “El uso de al menos 70000 de estas baterías en el programa de planta virtual de LUMA (CBES+) está ya evitándole apagones a toda la red eléctrica de la isla en horas de la noche, supliendo los déficits de reserva y generación central”, explicó el especialista.

Frente a un evento extremo con apagón generalizado, la red se beneficia directamente de esta capacidad distribuida. “El hecho de que habría sobre 155.000 hogares autosupliéndose con sus baterías ayuda a que el blackstart de la red sea más fácil, pues reduce la demanda que hay que cubrir”, sostuvo Rúa-Jovet.

La tendencia sigue en crecimiento, con más de 3500 nuevos sistemas residenciales con batería incorporándose cada mes.

Si bien el segmento residencial ha avanzado con rapidez, el desarrollo de almacenamiento a gran escala aún no se ha concretado.

“Según los últimos informes, no se han integrado todavía baterías a gran escala en la red eléctrica. Genera y LUMA tienen planes concretos en esa dirección, pero todavía no se han construido”, indicó el ejecutivo.

Para ampliar el alcance del almacenamiento energético en Puerto Rico, Rúa-Jovet propuso expandir los programas existentes. “Sería muy positivo extender la VPP (CBES) a sistemas más allá de baterías residenciales e incluir específicamente baterías a escalas comerciales e industriales”, afirmó. Esto permitiría dinamizar la participación de nuevos actores y fortalecer la red desde distintos puntos del sistema.

En términos de bancabilidad, el segmento residencial cuenta con un entorno favorable. “Mientras la política de medición neta exista (se protegió por ley hasta el 2030) y sigan, como se prevé que continuarán, las múltiples opciones de financiamiento existentes, todo seguirá bien”, aseguró. Modelos como los arrendamientos tipo TPO y diversas líneas de crédito han permitido un crecimiento sostenido.

Distinta es la situación en los segmentos comerciales e industriales, donde “el obstáculo en general ha sido las limitadas opciones de financiamiento”, reconoció el directivo. Y más compleja aún es la realidad del almacenamiento a escala de utilidad, donde la viabilidad de los proyectos está afectada por la situación financiera del principal offtaker. No obstante, destacó que se están activando alternativas: “Para estas propuestas se busca asegurar fondos federales FEMA y se informa que Genera está encaminando eso de forma concreta”.

En el marco de la meta trazada por Puerto Rico para alcanzar el 100% de energía renovable hacia 2050, el papel del almacenamiento será determinante. “Tenemos que seguir añadiendo baterías, al frente y detrás de los metros y a través de la red eléctrica, hasta alcanzar varios GW”, proyectó Rúa-Jovet. Este despliegue masivo será clave para garantizar firmeza, flexibilidad y resiliencia en una red que busca dejar atrás su dependencia de combustibles fósiles importados.

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Más repercusiones del apagón en Chile: descartan que grandes inyecciones solares provocaran el colapso del sistema

El pasado blackout que dejó a más de 8 millones de hogares sin suministro eléctrico por más de siete horas en Chile sigue como punto de debate tras varios meses. Y lejos de estar vinculado a un exceso de generación renovable, como inicialmente se sugirió en algunos espacios del sector, informes revelaron que el evento se desencadenó por una falla técnica específica en la infraestructura de transmisión, según detallan expertos académicos.

Claudia Rahmann, de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la Universidad de Chile, desmintió cualquier relación entre la crisis y la generación fotovoltaica: “Para evitar mitos o supuestos que no corresponden, no hubo un corto circuito, no hubo una falla, y tampoco hubo ningún problema relacionado con las grandes inyecciones de energía solar en el norte del país”. 

De acuerdo con el análisis técnico, la secuencia de eventos se inició con una falla en el sistema de protección y comunicación de la línea de transmisión Maitencillo – Pan de Azúcar de 500 kV, operada por ISA Interchile. 

El incidente comenzó a las 13:35 horas con una interrupción en las comunicaciones. Posteriormente, a las 15:13 horas se reinició el multiplexor de la subestación Maitencillo, pero dos minutos más tarde, el multiplexor de la subestación Pan de Azúcar ordenó la desconexión de los circuitos, lo que marcó el inicio efectivo de la falla.

“Tras esa desconexión, el Sistema Eléctrico Nacional quedó conectado únicamente a través del enlace de 220 kV, una infraestructura débil para soportar el flujo energético que superaba los 2000 MW provenientes del norte. Esta conexión colapsó después de apenas 1,5 segundos, lo que generó la separación del sistema en dos islas eléctricas”, explicó Rahmann

La isla centro-sur experimentó una caída de frecuencia que provocó su colapso aproximadamente cinco segundos después de la falla inicial. Mientras que cuatro minutos más tarde, la isla norte también colapsó, esta vez por caída de tensión. 

Durante este proceso, se produjeron desconexiones anticipadas de generación que afectaron el equilibrio del sistema. “En esas circunstancias, lo que menos necesitamos es que se nos desconecte la generación, sino que se requería desconectar carga para lograr mantener una especie de balance en el sistema o intentar aspirar al balance”, señaló la especialista.

“Los análisis de informes de falla mostraron que mientras el SEN se mantenía conectado a través de este enlace en 220 kV, se desconectaron casi 500 MW de generación en la isla centro-sur. De esos 500 MW habían seis centrales generadoras, de gran escala, que sumaban en total 100 MW y casi 400 MW de generación distribuida”, agregó. 

Una vez que el sistema se separó completamente, se produjo también la desconexión de 13 centrales convencionales con una potencia inyectada en el instante de la falla de aproximadamente 600 MW. Esta pérdida adicional de generación contribuyó al colapso de ambas islas, revelando debilidades estructurales en la respuesta automática del sistema eléctrico ante contingencias extremas.

Recomendaciones clave del informe técnico

El análisis posterior concluye que el colapso total del sistema podría haberse evitado si se hubiesen respetado protocolos y funcionado adecuadamente los mecanismos de defensa. “Si los Esquemas de Desconexión Automática de Carga (EDAC) no hubiesen desconectado generación PMGD y, por ende, hubiesen cumplido con los montos intuidos, y si se hubiese contado con los recursos de control de contingencia que están dimensionados, el colapso podría haberse evitado”, subrayó Rahmann.

Por ese mismo motivo insistió en la necesidad de implementar el automatismo previsto en el Plan de Defensa contra Contingencias Extremas, asegurar que los EDAC actúen conforme a los montos establecidos, y evitar que los PMGD se desconecten de manera anticipada o fuera de norma.

Estos hallazgos devuelven el foco del debate técnico hacia la confiabilidad y robustez del sistema eléctrico nacional, dejando sin sustento las versiones que culpaban a la generación renovable de un evento que tuvo como raíz una secuencia de errores en la infraestructura de protección y comunicaciones.

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Panamá alcanzó su límite técnico en renovables variables y exige respaldo firme para crecer

Panamá se encuentra en una encrucijada energética. Tras años de crecimiento sostenido en solar y eólica, el sistema alcanzó su capacidad máxima de integración sin respaldo firme. Según advirtió David Vilar Ferrenbach, especialista senior en energía del Banco Mundial, este límite técnico impone la necesidad de incorporar tecnologías complementarias.

“Panamá en los últimos años ha expandido su parque de renovables hasta un punto que ya el sistema está a veces con límites de más expansión, si hablamos de solar y eólica”, manifestó el ejecutivo. La falta de tecnologías firmes o almacenamiento, señaló, hace inviable seguir sumando capacidad renovable intermitente en el corto plazo.

La reciente incorporación de la central térmica Gatún podría marcar un punto de inflexión. “Entiendo que con la entrada de Gatún, la térmica se va a poder desarrollar más renovables en el país”, afirmó Vilar Ferrenbach, quien observó que esta nueva fuente de firmeza habilitará condiciones para una segunda ola renovable, siempre que venga acompañada de planificación y regulación adecuada.

El almacenamiento, sin embargo, no logró aún posicionarse como alternativa concreta. A pesar de su potencial, no existe una regulación que defina su rol, tamaño ni viabilidad económica. “No se entiende muy bien aún el papel del almacenamiento en el sistema panameño”, sostuvo el especialista. Hoy, la firmeza la siguen aportando las plantas térmicas.

“Hasta que no haya una regulación adecuada, no hay oportunidad para baterías aquí en el país”, advirtió. Incluso iniciativas como la implementación obligatoria de un 50 % de potencia firme por parte de cada proyecto renovable, como ocurre en República Dominicana, podrían ser un primer paso: “Esto creo que sería lo más mínimo que debería pedirse”, sugirió.

Expectativas del sector y condiciones del mercado

La falta de un marco normativo claro también afectó las expectativas sobre las licitaciones futuras. Ante el nombramiento del nuevo secretario de Energía, el sector se mantiene expectante, pero sin señales firmes. “Tal y como se planteó la subasta anterior, creo que no va a pasar”, indicó Vilar Ferrenbach, quien previó que el operador del sistema realizará nuevos análisis antes de lanzar esquemas actualizados. “Algo va a hacerse, pero no creo que sea lo mismo que se proponía hace un año”, agregó.

Otro factor que limitó el avance fue el tamaño de los proyectos. En Panamá, predominan iniciativas pequeñas y múltiples, lo que reduce la eficiencia y eleva los costos. “Las renovables en Panamá son demasiado caras”, subrayó. Para bajar precios, el ejecutivo propuso una planificación más clara con proyectos de gran escala. “Una forma de bajar costes es con proyectos más grandes, que es un poquito lo que adolece el sector aquí”, señaló.

En paralelo, la entrada de Gatún impactará directamente en el precio spot. Se espera una reducción que podría modificar la rentabilidad de los proyectos renovables sin contratos PPA. “Las expectativas son que el spot baje con la entrada de Gatún”, remarcó el especialista. Y advirtió: “Creo que han vivido un momento dulce, pero que ahora habrá que ajustarse”.

En cuanto a tecnologías con mayor proyección, el especialista señaló que con la incorporación de nueva térmica, solar y eólica deberían tener condiciones para expandirse. “Con las nuevas térmicas que están entrando, hay potencial de crecimiento de las renovables”, aseguró.

Pero no todo se limita al parque local. Vilar Ferrenbach mencionó posibles proyectos estructurantes que podrían transformar el futuro energético panameño. La interconexión con Colombia es una de ellas: “Puede haber un game changer si la interconexión con Colombia avanza”, indicó. Además, analizó los efectos sobre el sistema de transmisión regional, el SIEPAC, en un contexto de creciente oferta de gas.

El Banco Mundial también observó un posible reposicionamiento de Panamá como exportador regional, especialmente durante años secos. “Es una cosa que estamos viendo como cambios fuertes en el corto o medio plazo”, puntualizó.

De cara a los próximos años, el especialista proyectó poco movimiento inmediato en términos de nuevos proyectos impulsados por licitaciones. Sin embargo, consideró que a partir de 2028–2029 podría comenzar a desarrollarse el almacenamiento en el país. “Yo creo que para 2028 o 2029 es cuando las baterías podrían desarrollarse en el país”, concluyó.

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AME Chile y OLADE avanzan en la conformación de la Red LACME tras talleres en República Dominicana y Ecuador

La Asociación de Mujeres en Energía de Chile (AME Chile), junto a la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), concluyó la segunda fase de su gira por América Latina y el Caribe, desarrollada entre el 8 y el 12 de septiembre en República Dominicana y Ecuador, para impulsar la creación y el fortalecimiento de redes de mujeres en el sector energético.

En esta etapa participaron más de 40 mujeres, que se suman a las experiencias previas en Guatemala, Costa Rica y Honduras, alcanzando más de un centenar de participantes involucradas en los talleres. Estos espacios permitieron avanzar en la consolidación de redes nacionales, en el fortalecimiento de capacidades técnicas y en el diseño colectivo de la Red Latinoamericana y Caribeña de Mujeres en Energía (RedLACME).

“Estamos hoy día concluyendo una gira por América Latina y el Caribe para conformar la Red LACME. La experiencia de la Asociación de Mujeres en Energía de Chile ha sido fundamental para compartir buenas prácticas, aprendizajes y desafíos. Esto nos permitirá poner la agenda de género y energía en la primera línea de las políticas públicas y corporativas de la región”, destacó Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de OLADE.

Por su parte, Gloria Alvarenga, directora de Integración, Acceso y Seguridad Energética de OLADE, subrayó:  “Para derribar barreras, debemos garantizar que la voz y experiencia de las mujeres sean parte integral de cada decisión». 

En representación de la sociedad civil, la presidenta de AME Chile, Pía Suárez, resaltó el valor de construir desde la articulación: “No venimos solo a compartir éxitos, sino también errores, para que cada país pueda avanzar desde su propia experiencia. Este espacio está diseñado para conversar, compartir y construir juntas”.

Una red regional en consolidación

Con las experiencias acumuladas en Guatemala, Costa Rica, Honduras, República Dominicana y Ecuador, la RedLACME comienza a posicionarse como una plataforma regional con identidad, propósito y sostenibilidad, destinada a cerrar las brechas de género, generar alianzas estratégicas y aportar a la transición energética justa de América Latina y el Caribe.

El proceso tendrá un momento clave el próximo 1 de octubre de 2025, cuando, en el marco de la X Semana de la Energía que tendrá lugar en Santiago de Chile, se realice el lanzamiento oficial de la Red Latinoamericana y Caribeña de Mujeres en Energía (RedLACME).

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Renovables en Perú: ¿Cómo asegurar viabilidad más allá del LCOE?

La viabilidad de los nuevos proyectos renovables en Perú dependerá en gran parte de su capacidad para integrarse de manera oportuna a un sistema eléctrico cada vez más exigido, según apuntan desde el sector. Para Robinson Ponce Frías gerente comercial de EDF power solutions Perú, la disponibilidad de interconexión se ha convertido en un elemento estructural de análisis, al mismo nivel que la calidad del recurso o el CAPEX estimado.

“El desafío de transmisión va mucho más allá del punto de conexión: la factibilidad depende de la capacidad de la subestación, la distancia y la saturación de la red. Si estos factores no cierran, la energía no se evacúa al 100% y la rentabilidad queda en riesgo”, explicó el ejecutivo en diálogo con Energía Estratégica. Esta situación, indicó, exige que los desarrolladores analicen desde etapas tempranas la ubicación estratégica y la capacidad de evacuación de sus plantas.

Desde la óptica de los costos, Ponce Frias enfatiza que las proyecciones de CAPEX y OPEX deben estar actualizadas y alineadas a la realidad local.

“En un proyecto renovable, usar referencias desfasadas o extrapoladas de otros mercados puede dar una falsa rentabilidad: el BoP, la logística y los costos de operación cambian según la ubicación y, si no se actualizan, un proyecto puede parecer viable en los modelos y fracasar en la realidad”, advirtió. A su juicio, ignorar estas variaciones conduce a decisiones de inversión equivocadas y a sobreestimar el verdadero desempeño del proyecto.

Además de la interconexión y los costos, la estabilidad jurídica y social del terreno es decisiva para la factibilidad del proyecto. “Si no tienes títulos claros, si hay superposición con concesiones mineras o conflictos con comunidades, el proyecto puede paralizarse incluso antes de comenzar”, sostuvo. En zonas con sensibilidad ambiental o presencia de restos arqueológicos, los permisos sociales y ambientales pueden demorar o quedar trabados por largos periodos, lo que introduce una capa adicional de riesgo.

En el plano regulatorio, el ejecutivo señala que la Ley 32249 es un avance, pero aún presenta vacíos que generan incertidumbre para los proyectos renovables. La reglamentación de los servicios complementarios bajo el principio de causalidad podría trasladar costos adicionales a las tecnologías variables, reduciendo su competitividad. También quedan pendientes definiciones sobre la participación de BESS y su coordinación con la expansión de transmisión.

“El verdadero impacto de la ley dependerá de cómo se resuelvan estos puntos en la reglamentación y de que el mercado reciba señales claras y estables para impulsar inversiones de largo plazo”, subrayó.

El modelo de negocio también debe estar alineado con las condiciones del sistema. En un mercado spot volátil, sin un contrato firme, los proyectos pierden acceso al financiamiento. “Un proyecto sin contrato queda completamente expuesto, y eso lo convierte en un esquema muy difícil de financiar”, afirmó el ejecutivo. Por eso, considera esencial estructurar PPAs que no solo aseguren precios competitivos, sino que también incluyan mecanismos de ajuste frente a riesgos de congestión, vertimientos, spreads nodales y cambios regulatorios.

En este escenario, el especialista apuntó que el LCOE tradicional ya no basta, pues no contempla los riesgos que enfrentan hoy los proyectos renovables. El ejecutivo subrayó que “Hay que mirar más allá del LCOE tradicional. Lo importante es saber cuánto cuesta realmente generar y entregar energía en condiciones concretas”.

En esa línea, resaltó que el VA-LCOE (Value Adjusted Levelized Cost of Electricity) incorpora elementos como sobrecostos sistémicos, spreads nodales y firmeza energética, ofreciendo una evaluación más completa que permite anticipar riesgos y evitar pérdidas de competitividad en el mercado.

A pesar de los desafíos, existen señales que fortalecen la confianza en el desarrollo renovable en el Perú. Existen más de 20 GW en solicitudes de conexión, una tendencia global hacia la descarbonización, menores costos tecnológicos y un mercado corporativo cada vez más interesado en energía limpia. “Tenemos la tecnología, el recurso y una demanda creciente. Lo que necesitamos es una regulación clara y predecible que permita viabilizar estos proyectos a gran escala”, destacó.

Finalmente, Ponce Frias recomienda a los nuevos actores del mercado evaluar con profundidad todos los componentes que pueden alterar la rentabilidad de un proyecto: desde el acceso a la transmisión, terrenos, permisos y la regulación, hasta la proyección del modelo financiero ajustado a escenarios reales. “El éxito de un proyecto renovable no depende de un solo factor, sino de integrar todas las variables en un modelo robusto y realista”, concluyó.

Cabe recordar que Energía Estratégica y Future Energy Summit (FES) elaboraron un informe dedicado al mercado peruano de cara al encuentro FES Perú que se celebrará el próximo 29 de septiembre en Lima y que reunirá a más de 400 stakeholders, incluyendo ejecutivos de empresas de generación, distribución y transmisión, así como inversores y especialistas en financiamiento. 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

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Lader Energy se consolida en Latam con 5 GW renovables: ¿En qué países y bajo qué modelo de negocios?

Con presencia activa en siete países y una cartera de más de 5 GW en desarrollo,e se consolida como uno de los jugadores más dinámicos del ecosistema renovable latinoamericano. Si bien la casa matriz de la compañía se encuentra en Chile, su estrategia actual mira cada vez con más fuerza hacia otros mercados de la región, apostando por proyectos eólicos, solares, sistemas de almacenamiento y nuevos modelos de negocio como data centers o autoconsumo industrial y comercial.

“El objetivo a mediano plazo es pasar de 1,5 gigas en desarrollo a poder llegar alrededor de unos 2,5 gigas con inversionistas dentro de los próximos dos años en Chile, y más de 5 gigas si sumamos todos los países”, manifestó el CEO de la compañía, Horacio Vásquez Mena, en diálogo con Energía Estratégica.

Según información oficial de la empresa, el portafolio solar de Lader Energy incluye 2,4 GW en Chile, 1,5 GW en Perú, 700 MW en Argentina, 500 MW en Colombia y 120 MW en Ecuador. A esta proyección se suman los primeros contratos en México, que ya aportan 200 MW, con planes de expansión hacia los 600 MW antes de fin de año. En Argentina, la compañía mantiene una presencia activa desde los primeros programas de incentivos, y ahora buscan retomar actividades.

En Perú, el foco está puesto en la energía eólica, debido al alto reconocimiento de potencia que ofrece esta tecnología frente a la solar. “Decidimos partir con eólica por el reconocimiento de potencia que tiene en Perú, que es mucho más alto que la solar”, indicó Vásquez Mena.

Esto les permite mejorar la competitividad al momento de negociar contratos PPA, especialmente con generadoras tradicionales que luego venden la energía a clientes finales mediante blends.

En la zona norte del país, la compañía desarrolla un parque eólico de 153 MW en Talara, actualmente en tramitación ambiental, con expectativa de iniciar construcción a mediados de 2026. A este se suma el proyecto Vientos de Murrupe, de 200 MW, con cronograma previsto para 2027, y un parque solar de 200 MWSol de Talara”.

Según el ejecutivo, estas iniciativas podrían permitir duplicar la capacidad de desarrollo en los próximos dos años, apalancándose en una red eléctrica robusta, proyectos de ampliación ya aprobados y la conexión internacional con Ecuador.

Asimismo, Lader Energy sigue con atención la evolución del reglamento para licitaciones de distribuidoras en Perú, donde se espera que las renovables puedan participar en contratos con clientes regulados, similar a lo que ocurre en Chile. “Esperamos que eso salga a final de año para poder ver ese tipo de licitación a partir del próximo”, sostuvo el CEO. Mientras tanto, la compañía avanza en negociaciones con incumbentes del sistema, al estilo B2B, replicando esquemas que ya funcionan para solares en el país.

En México, la apuesta es más reciente pero no menos estratégica. Hace seis meses abrieron operaciones y ya se encuentran desarrollando un proyecto solar de 200 MW en Sonora, con la expectativa de alcanzar un pipeline solar de entre 500 y 600 MW antes de fin de año. Esta decisión se da en un contexto político aún incierto, aunque con señales favorables.

“Estamos tomando riesgos. Creemos que con este nuevo gobierno existe la intención de permitir inversión privada en renovables y que no todo sea estatal, algo que antes no existía”, expresó Vásquez Mena, quien interpreta esta etapa como una “segunda ola” para el mercado mexicano. Por lo que la empresa apuesta por desarrollar los proyectos, conseguir PPAs competitivos y atraer inversión, siempre atentos a cómo evoluciona el nuevo marco institucional.

En Colombia, la compañía concretó recientemente la venta del proyecto solar Puerto de Santander, de 200 MW, al fondo brasileño Patria Investments. Con licencia ambiental ya aprobada, se prevé el inicio de construcción a fines de este año o inicios de 2026. “Esta transacción la cerramos hace un mes. Será nuestro primer proyecto solar en construcción en Colombia”, detalló el ejecutivo, quien aclaró que se sigue evaluando si ampliarán el portafolio en el país, según las condiciones de desarrollo y conexión.

Lader Energy también incursiona en nuevos modelos de negocio. Uno de ellos es el desarrollo de data centers, que están emergiendo como una fuente creciente de demanda energética constante y con exigencias de suministro renovable 24/7. En ese sentido, la empresa avanza en la concreción de su primer terreno para data center en la Región Metropolitana de Santiago de Chile, aprovechando infraestructura y conexiones ya aseguradas en terrenos propios, con interés de replicar el modelo en países como Perú y Colombia. 

“Buscamos terrenos cercanos a conexiones existentes donde podamos instalar data centers que requieran energía 24/7 renovable”, señaló Vásquez Mena. “Estamos conversando con empresas del sector, tanto Colocation como hiperescaladores tipo Amazon o Google”, agregó.

Otro frente en evaluación es el almacenamiento, donde Lader Energy busca capitalizar su experiencia en Chile para proyectar nuevas oportunidades en mercados emergentes. La clave, según su estrategia, está en la existencia de condiciones normativas que permitan rentabilizar la inversión en sistemas BESS, ya sea mediante ingresos por arbitraje o pagos por potencia. En este sentido, la compañía observa con atención lo que ocurre en el mercado peruano.

“Hoy en Perú no existen ingresos por potencia asociados a baterías ni diferencias de precios día-noche que permitan arbitraje”, indicó Vásquez Mena, quien advierte que la implementación de estos mecanismos será determinante. No obstante, en el país andino se discute una normativa ue podría exigir una capacidad mínima de almacenamiento en proyectos renovables, lo que abriría nuevas opciones.

“La normativa chilena en almacenamiento es muy interesante y creemos que puede ser replicable si se adapta a las características de cada mercado”, resaltó el CEO.

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Yingli Solar traza su estrategia para crecer en Perú y consolida su presencia en FES

Perú se está consolidando como uno de los mercados solares más dinámicos de América Latina, con más de 14 GW en tramitación y construcción. Este contexto es clave para Yingli Solar, que enmarca su estrategia en el país a través de su participación en el Future Energy Summit (FES) Perú el próximo 29 de septiembre, donde la compañía buscará consolidar su posicionamiento y estrechar lazos con los principales desarrolladores y EPCs activos en la región.

“Perú nos llama especialmente la atención por diversas razones”, sostuvo Luis Contreras, managing director de Yingli Solar, en diálogo con Energía Estratégica. Entre ellas destacó el recurso solar privilegiado en zonas como Arequipa, Moquegua y Tacna, con índices de radiación entre los más altos del mundo. A ello se suma una matriz energética diversificada y una demanda eléctrica creciente cercana al 3% anual. “Está claro que la fotovoltaica cumple un papel estratégico para avanzar hacia un mix más limpio y competitivo, y además ofrece soluciones en zonas aisladas que no están conectadas a la red”, subrayó.

El ejecutivo puso en valor la apertura del mercado peruano a través de la nueva ley 32249, con licitaciones enfocadas en solar, eólica y biomasa, junto con la expansión de los PPAs privados, que generan oportunidades con sectores como la minería, grandes industrias y data centers. Además, mencionó las posibilidades que abre la interconexión eléctrica regional con Chile, Colombia y Ecuador, que permitirá a proyectos solares entrar en el juego de la oferta y la demanda a gran escala.

La estrategia de Yingli Solar en Perú se apoya en dos frentes. Por un lado, los grandes proyectos utility, donde la empresa concentra la mayor parte de sus recursos. Por otro, la generación distribuida, canalizada a través de distribuidores estratégicos.

“Queremos crecer de la mano de clientes clave tanto en utility como en el canal distribuidor. Más allá de la tecnología, es el servicio lo que marca la diferencia en un contexto de altísima competencia”, aseguró Contreras.

En materia tecnológica, Yingli apuesta a sus módulos basados en células n-type TopCon, una línea que consideran hoy como la más eficiente en la relación costo-producción. “No hay ninguna tecnología que mejore ese balance en estos momentos”, explicó el managing director.

El portafolio incluye módulos de hasta 715 Wp para utility, versiones de 625-640 Wp para proyectos medianos y un módulo de 590 Wp muy demandado en distribución y aplicaciones comerciales o residenciales. Según Contreras, estas soluciones se adaptan perfectamente a las condiciones geográficas y climáticas de Perú.

Consultado por el escenario de precios, el directivo reconoció que la situación sigue marcada por la sobreoferta de fabricantes frente a una demanda más limitada. “Somos muchos fabricantes frente a poca demanda internacional, por lo que es muy difícil vender, pero afrontamos esta realidad con optimismo y determinación”, remarcó. Y señaló que la eliminación progresiva del tax rebate en China, que pasó del 13% al 9% y podría reducirse aún más en los próximos meses, impactará en los costos.

Sin embargo, mencionó mejoras en los fletes y medidas regulatorias chinas que buscan equilibrar oferta y demanda, junto con mayores exigencias internacionales en trazabilidad y estándares de calidad, lo que contribuiría a estabilizar el mercado.

La participación en Future Energy Summit (FES) Perú se presenta como pieza clave de la estrategia local. “Lo que espero del encuentro es un nivel de networking muy alto, poder encontrarnos con los players estratégicos que ya tienen proyectos avanzados en Perú y presentarnos como alternativa tecnológica y socio local”, expresó Contreras. Destaca que el evento permite acercarse al conocimiento real del país y a la visión de Gobierno, instituciones y fondos de inversión sobre el apetito que despierta la región.

Cabe recordar que el encuentro reunirá a más de 500 stakeholders del sector energético, incluyendo CEOs, directores y responsables técnicos de las principales empresas de energías renovables de la región, entre ellos Mario González del Carpio, CEO de Luz del Sur, Jaime Toledo, CEO Sudamérica de Acciona Energía, Marco Fragale CEO de Orygen, Guillermo Grande, CEO de EDF Perú, entre otros.

El ejecutivo resaltó también la oportunidad de trasladar la experiencia internacional de la compañía al mercado peruano: “Queremos presentarnos como una marca con experiencia contrastada, con solidez financiera y con más de 85 GW suministrados en el mundo, incluyendo geografías extremas como el desierto de Atacama o Arabia Saudí, también en Perú».

Referenció la emblemática planta de Panamericana Solar en Perú, donde 20MW de módulos Yingli Solar operan desde 2013. Así como la experiencia de la marca en la geografia andina donde cuenta con más de 170MW instalados en Chile y Ecuador. Mientras que en Arabia Saudí la empresa está suministrando más de 1.250 MW bajo condiciones de radiación y temperaturas extremas. 

Con este recorrido, Yingli Solar busca convertirse en un actor de peso en el mercado peruano, aportando tecnología, financiamiento sólido y capacidad de acompañar proyectos de largo plazo. “Perú para nosotros se ha convertido en un mercado super interesante, con muchas alternativas de crecimiento y participación”, concluyó Contreras.

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Crisis de Air-e: ¿Qué riesgos enfrentan los generadores de energías renovables?

Air-e, distribuidora que atiende a 1.300.000 usuarios en Atlántico, Magdalena y La Guajira, atraviesa su momento más crítico desde su creación en el año 2020. Pese a la intervención estatal iniciada un año atrás, el 11 de septiembre de 2024, sus pasivos superan los 3,6 billones de pesos y el recaudo mensual apenas cubre el 74% de la facturación, lo que genera un déficit operativo cercano a $185000 millones cada mes.

Este hueco financiero ha obligado al uso de recursos del Fondo Empresarial para pagar a generadores y mantener la operación, pero la deuda sigue en aumento.

Desde el sector subrayaron que la situación tiene un potencial efecto sistémico. «La regulación obliga a los generadores a seguir suministrando energía aun en mora, trasladando el riesgo financiero a toda la cadena», aseguraron fuentes cercanas a Energía Estratégica. 

«Es decir que si la compañía no logra recuperar liquidez, podrían verse afectados los pagos a generadores térmicos y renovables, con riesgo de que plantas reduzcan o paren su operación», agregaron. 

Además, la región Caribe es el polo de desarrollo de proyectos eólicos y solares más importante de Colombia. Y Air-e fue pionera en subastas privadas de energía limpia, adjudicando alrededor de 200 MW de nueva capacidad.

Por lo que una eventual liquidación pondría en suspenso esos contratos, afectando la bancabilidad y el cierre financiero de los proyectos, lo que podría retrasar el ingreso de nueva energía renovable al sistema.

Asimismo, se advierte también la falta de transparencia, ya que a más de un año de intervención, no hay reportes completos de cartera ni de pasivos, lo que dificulta evaluar si las medidas han surtido efecto.

«Incluso las tensiones entre el Ministerio de Minas, la Superintendencia y los agentes interventores, con rotación de funcionarios, complica la continuidad del plan de rescate», indicaron desde el sector. 

Escenarios posibles y alertas para el sector

Los escenarios en el corto plazo van desde un plan de saneamiento con apoyo adicional del Estado y nuevas reglas de contratación que reduzcan la exposición a la bolsa, hasta la liquidación de la empresa y reasignación de la operación a otro operador. En cualquiera de los casos, los generadores deben:

  • Monitorear de cerca los comunicados de Superservicios y la Contraloría.
  • Revisar las garantías de pago y condiciones de sus PPAs.
  • Evaluar coberturas financieras para proteger el flujo de caja.
  • Preparar planes de contingencia para conexión de proyectos y cronogramas de obra.

Las inversiones comprometidas por desarrolladores (Mainstream, ABO Wind, Cox Energy, entre otros mencionados en los acuerdos) podrían peligrar ante la falta de un comprador solvente de la energía.

Además, la continuidad de programas de autogeneración y energía distribuida impulsados por Air-e en la región (por ejemplo, conexión de clientes con paneles solares) quedaría en el limbo.

La crisis amenaza con frenar la incorporación de fuentes limpias en la Costa Caribe, un revés tanto para las metas nacionales de transición energética como para el desarrollo local sostenible.

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Deras advirtió que las deficiencias en transmisión pueden limitar la capacidad renovable de Honduras

La expansión de las energías renovables en Honduras enfrenta barreras estructurales que deberán resolverse para permitir la integración masiva de nueva capacidad con almacenamiento. Así lo planteó Leonardo Deras, comisionado de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), al analizar las condiciones técnicas y normativas del país.

Uno de los principales desafíos es la capacidad de transmisión. “Como uno de los principales desafíos técnicos se encuentra la necesidad de realizar inversiones en transmisión para la conexión de las nuevas centrales generadoras”, sostuvo Deras.

La infraestructura actual impone limitaciones físicas que podrían frenar el desarrollo renovable del país. “Estas deficiencias pueden limitar la capacidad que es posible integrar en el sistema interconectado nacional y la energía que es posible llevar hasta los centros de consumo”, precisó el comisionado.

La red eléctrica hondureña, con un alto grado de concentración en ciertas zonas y puntos de congestión críticos, dificulta el acceso de nuevos proyectos en regiones con alto potencial solar y eólico, particularmente en zonas rurales o alejadas de los centros de carga. Las inversiones en líneas de transmisión y subestaciones son consideradas urgentes para aumentar la resiliencia y flexibilidad del sistema.

En paralelo, la mejora del marco normativo es otro eje crítico para destrabar inversiones. “Se deben realizar las mejoras regulatorias y normativas que permitan brindar mayor claridad sobre los procesos que se deben seguir para la obtención de permisos y licencias”, propuso el funcionario.

También es necesario avanzar en la definición y el acceso a incentivos claros y eficaces. Deras subrayó que debe trabajarse para “brindar mayor claridad sobre los incentivos aplicables”.

Además de los desafíos técnicos y regulatorios, el entorno institucional agrega un nivel de complejidad adicional. “Si bien no son aspectos técnicos, es importante tener presente como desafíos para este proceso de licitación la situación financiera de la ENEE y la estabilidad política y jurídica del país”, advirtió.

La situación financiera de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) ha sido señalada como una de las principales fuentes de incertidumbre para los desarrolladores y entidades financiadoras. A esto se suma la necesidad de fortalecer los mecanismos de resolución de disputas y la previsibilidad normativa en contratos a largo plazo.

En este contexto, Honduras se encuentra en una encrucijada: cuenta con recursos renovables abundantes, pero enfrenta limitaciones estructurales que podrían frenar su aprovechamiento. El éxito de futuras licitaciones dependerá no solo del diseño del proceso, sino también de las condiciones del entorno para implementar los proyectos adjudicados.

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Las abrazaderas S-5! obtienen la aprobación de producto en Florida: marcando el estándar para zonas de alto viento en LATAM

Las abrazaderas para techos metálicos engargolados de S-5!, incluyendo la solución estrella de la compañía para fijación solar sin rieles, el PVKIT®, y la versátil abrazadera S-5-MX™, han obtenido la aprobación de producto en Florida (FPA) para Zonas de Alta Velocidad de Viento y Huracanes (HVHZ – por sus siglas en inglés).

Esta certificación representa un hito importante dentro del riguroso proceso de aprobaciones de productos para construcción en Florida y confirma la confiabilidad de las abrazaderas S-5! en regiones de alto viento en toda Latinoamérica y el Caribe, incluyendo Puerto Rico, Jamaica, República Dominicana, Islas Vírgenes y algunas zonas de México, donde se presentan condiciones climáticas extremas similares.

El proceso regulatorio en Florida es reconocido por sus estrictos estándares, particularmente debido a la alta exposición de la región a vientos intensos y condiciones climáticas severas. Obtener la aprobación estatal demuestra a constructores, arquitectos, autoridades de edificación e inspectores que los productos de un fabricante han superado los exigentes requisitos de pruebas y cumplen con los estándares establecidos en el Código de Construcción de Florida.

Con este logro, S-5! se convierte en el primer fabricante de sistemas de montaje para techos metálicos en obtener la certificación FPA para HVHZ, ahora extendida al PVKIT y a la abrazadera S-5-MX. La compañía ha realizado más de 5,000 pruebas individuales de carga en una amplia gama de tipos de materiales, espesores de calibre y fabricantes de techos.

“FPA tiene diferentes niveles de aprobación, y HVHZ es el más exigente de todos. Estamos orgullosos de este logro pionero, que valida la resistencia de sujeción y la ingeniería de calidad de nuestros productos probados y certificados”, comentó Rob Haddock, CEO y fundador de S-5!.

Haddock enfatizó el papel fundamental de la producción, las pruebas y la certificación de productos para garantizar la seguridad pública. “Muchas aplicaciones carecen de la ingeniería adecuada para cargas de diseño específicas, lo que representa riesgos para la seguridad pública y posibles responsabilidades para propietarios, contratistas y diseñadores”, continuó.

“Mi esperanza es que esta certificación establezca un punto de referencia sobre la importancia de contar con fijaciones con pruebas y certificaciones, y motive a otros fabricantes a cumplir con estos estándares”, agregó.

Acerca de S-5!

Fundada por un experto en techos metálicos, S-5! ha sido la autoridad líder en soluciones de fijación para techos metálicos desde 1992. Sus abrazaderas sin perforación y soportes permiten fijar elementos auxiliares en techos metálicos engargolados o de fijación expuesta, sin comprometer la integridad ni la garantía del techo.

Fabricadas en EE. UU., las soluciones de S-5! están diseñadas para una amplia gama de aplicaciones sobre techos metálicos y ya se han instalado en más de 2.5 millones de techos metálicos, incluyendo 9GW de energía solar a nivel global, ofreciendo resistencia y durabilidad sin precedentes.

Más información en: es.s-5.com

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Singsun desembarca en Latinoamérica de la mano de LH Global y LH Energy

Singsun, uno de los mayores fabricantes de China y líder mundial en trackers y estructuras fijas para parques solares, anuncia su ingreso al mercado latinoamericano a través de una alianza con LH Global y LH Energy, en un movimiento clave para el mercado solar regional. 

La compañía comenzará su actividad en Argentina con un proyecto de 25 MW en la provincia de Misiones y la instalación de una oficina comercial que fortalecerá su presencia operativa en la región.

“Argentina es un mercado estratégico para la expansión de las energías renovables en Sudamérica. Con su alto potencial solar en las regiones del NOA, NEA y Centro, el país ofrece un terreno fértil para proyectos de gran escala”, señaló Guido Cantó, director ejecutivo de LH Global. 

Fundada en China, Singsun se posiciona como el mayor fabricante de estructuras solares del mundo, con más de 170 GWp instalados en proyectos de gran escala y una plantilla superior a los 3000 empleados

Su capacidad industrial se apoya en ocho fábricas y una red internacional con oficinas en Madrid, Australia, Arabia Saudita y, a partir de ahora, América Latina. La tecnología de la compañía se diferencia en el mercado por ofrecer la mayor resistencia al viento, soportando ráfagas de hasta 65 m/s, lo que garantiza mayor confiabilidad en entornos desafiantes.

“La llegada de Singsun aportará soluciones competitivas y confiables que acelerarán esta transición”, aseguró Guido Cantó, reafirmando que LH Global actuará como canal para la expansión comercial en el continente. 

El grupo, con más de 15 años de trayectoria, se especializa en soluciones de supply chain internacional, integrando transformadores, salas de celdas y equipamiento estratégico para grandes proyectos. En el caso argentino, LH Energy será responsable de la coordinación local, aportando conocimiento técnico del mercado y presencia operativa en el territorio.

“Ofrecemos soluciones de gran escala, seguras y eficientes, que faciliten el desarrollo de nuevos proyectos y el fortalecimiento de la matriz energética regional”, remarcó el director ejecutivo de LH Global, destacando que el desembarco conjunto busca integrar una oferta robusta, adaptable a los requerimientos locales y con estándares de clase mundial.

Participación en los principales eventos del sector

La presencia de Singsun en América Latina fue anticipada en Intersolar South America, celebrada en São Paulo, uno de los eventos más importantes del sector solar en el continente. Allí, los representantes de la compañía consolidaron vínculos con desarrolladores y proveedores clave de la región, marcando su primera interacción formal con el ecosistema solar latinoamericano.

Asimismo, las autoridades de Singsun y LH Energy coincidieron en el desayuno organizado por Future of Energy Summit (FES) en Buenos Aires. En ese espacio de networking compartieron mesa con los principales referentes del sector energético argentino y regional.

“La alianza entre Singsun y LH Global refuerza nuestro compromiso con la transición energética en América Latina”, concluyó Cantó. La expectativa está ahora en la ejecución de los primeros proyectos y la proyección de nuevas iniciativas que consoliden su presencia en el continente.

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Comunidades energéticas: entre la apuesta oficial y el desafío de incluir a las pymes solares

Colombia avanza hacia la consolidación de un modelo energético más descentralizado y participativo. A la par del lanzamiento de la primera convocatoria nacional para financiar comunidades energéticas innovadoras —con una inversión de $11000 millones—, expertos en regulación y actores del sector analizaron los retos normativos y las oportunidades de asociación público-comunitaria que se abren en el país.

Durante un reciente foro organizado por el gobierno nacional, especialistas en derecho energético y representantes de proyectos piloto resaltaron que la Ley 2294 de 2023 (Plan Nacional de Desarrollo) y el Decreto 2236 de 2023 habilitaron por primera vez a las comunidades energéticas como actores formales en el sistema.

Estas figuras no solo pueden generar y usar energía limpia, sino también gestionar proyectos bajo esquemas de Asociaciones Público-Privadas (APP), lo que representa una innovación clave para las zonas rurales y no interconectadas.

“Las comunidades no tienen que limitarse a ser beneficiarias: ahora pueden ser socias en APPs, lo que les garantiza apropiación tecnológica y sostenibilidad en el largo plazo”, explicó uno de los ponentes.

Un punto central es que los activos construidos en este tipo de proyectos no están sujetos a reversión al Estado, lo que permite que la infraestructura quede en manos de las comunidades.

La convocatoria lanzada por MinCiencias, MinEnergía y Ecopetrol busca seleccionar cuatro proyectos piloto, dos en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y dos en Zonas No Interconectadas (ZNI), con resultados previstos para marzo de 2026. Estas iniciativas deberán enfocarse en mejorar el acceso a la energía, reducir costos y fomentar la equidad territorial.

Los panelistas subrayaron la importancia de mirar modelos internacionales como el de Chile, con sus estrategias energéticas locales apoyadas por gobiernos municipales, o los de Alemania y España, donde las cooperativas energéticas y los esquemas de servicios energéticos (ESCO) han permitido que los ciudadanos sean dueños de parte de la infraestructura.

“Si bien Colombia apenas está construyendo su camino, ya tenemos las bases normativas para replicar estas experiencias y adaptarlas a nuestra realidad regional”, se destacó durante el evento.

El reto de las renovables para el desarrollo local

A pesar del avance regulatorio y del entusiasmo oficial, el sector empresarial solar pide mayor apertura en estos procesos. Miguel Hernández, director de ACOSOL, advirtió que históricamente estas convocatorias tienden a favorecer a los grandes jugadores.

“Las pymes del sector no logran participar porque las licitaciones quedan siempre en manos de los mismos. Cuando los proyectos son de $50000 o $60000 millones, ninguna empresa emergente puede competir”, señaló en diálogo con Energía Estratégica.

Incluso, anteriormente, ACOSOL logró que el Ministerio dividiera la licitación en lotes más pequeños, lo que permitió que varias empresas nacionales ingresaran a competir. “Eso fue un avance, pero necesitamos que esa lógica se mantenga en las nuevas convocatorias para garantizar inclusión y desarrollo empresarial local”, agregó.

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Autoridades de gobierno, ex ministros y líderes sectoriales confirmaron su presencia para FES Chile

Santiago será la sede de la cuarta edición del Future Energy Summit en Chile, evento que además marcará el cierre de la gira 2025 del foro regional más relevante del sector. La cita será los días 26 y 27 de noviembre y reunirá a las empresas más importantes del ecosistema energético, así como a funcionarios de alto nivel, representantes de asociaciones clave y referentes institucionales del país.

En esta nueva edición, destaca la participación de Luis Felipe Ramos Barrera, subsecretario de Energía de Chile. Desde su llegada al Ministerio ha trabajado activamente en reformas regulatorias clave y en el despliegue normativo que busca acelerar la incorporación de energías renovables y almacenamiento al sistema eléctrico.

También estará presente Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), quien hoy lidera hoy uno de los gremios más influyentes del país, representando a más de 150 empresas del panorama renovable, y quien recientemente puso el foco en los desafíos y oportunidades para la electrificación en Chile

Desde el ámbito de la comunicación estratégica participará Fernanda Varela, directora ejecutiva de la Agencia Pólux Comunicaciones, periodista con amplia trayectoria en comunicación corporativa, stakeholder engagement y estrategia reputacional para empresas del sector. 

Las entradas para FES Chile 2025 ya están disponibles a través del siguiente enlace:

👉 https://live.eventtia.com/es/fes-chile

FES Chile también contará con la visión legal de Daniela González, socia directora de Domo Legal, abogada especializada en energía y medio ambiente. Es reconocida por su participación activa en procesos regulatorios y permisos ambientales para proyectos de energías renovables, almacenamiento y transmisión. 

Desde el mundo técnico-institucional, se suma Katherine Hoelck, presidenta del Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (CIGRE) Chile, ingeniera eléctrica con más de 15 años de experiencia en planificación, regulación y operación en proyectos de generación, transmisión y distribución

Por parte del sector privado internacional dirá presente Marta Alonso Pelegrin, gerente general Sudamérica de GES (Global Energy Services), empresa que ha consolidado su presencia en Sudamérica y que recientemente se adjudicó la construcción del mayor complejo híbrido renovable de Latinoamérica de casi 700 MW

Las entradas para FES Chile 2025 ya están disponibles a través del siguiente enlace:

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Además, uno de los focos del evento estará puesto en el análisis político y regulatorio de largo plazo. Por ello, FES Chile contará con la participación de tres ex ministros de Energía:

  • Claudio Huepe, economista y actual académico de la Universidad Diego Portales, tuvo un rol central en la promoción de normativas para energías limpias durante su paso por el gobierno (ocupo la titularidad de la cartera energética entre marzo y septiembre del 2022)
  • Juan Carlos Jobet, actual decano de la Escuela de Negocios de la Universidad Adolfo Ibáñez, fue ministro de Energía entre 2019 y 2022, e impulsó durante su gestión la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde.
  • Andrés Rebolledo, actual secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), tiene vasta experiencia en relaciones internacionales y lideración de procesos de integración energética regional y la diversificación de la matriz energética chilena tras ocupar el cargo de ministro de Energía entre 2016 y 2018. 

#NosVemosenFES: ¿Cómo fue el día que Rebolledo se enteró que sería ministro de Energía de Chile?

Con más de 400 participantes esperados, el encuentro se consolida como el evento más importante de Hispanoamérica en materia de energías renovables, combinando espacios de debate de alto nivel con instancias de networking donde ejecutivos, asociaciones y funcionarios avanzan en acuerdos que impulsan la transición energética en la región.

Un mercado en transformación: desafíos estratégicos en la antesala de FES Chile

Chile mantiene su posición de liderazgo en América Latina, con un sistema eléctrico donde cerca del 70% de los 36 GW de capacidad instalada proviene de fuentes renovables. No obstante, el país enfrenta desafíos decisivos para consolidar su matriz limpia y resiliente.

Entre los temas que concentran la atención del sector se encuentra el auge de sistemas de almacenamiento energético: actualmente, existen más de 14 GW en proyectos BESS en calificación

A esto se suman los avances en permisos sectoriales, la licitación de suministro 2025/01 por 1680 GWh, cuya adjudicación está prevista para octubre, y la convocatoria excepcional para el suministro de clientes regulados en 2026, ya en marcha.

El contexto político también será determinante, con elecciones presidenciales previstas para noviembre, un factor que coincide con la realización de FES Chile. Mientras que a nivel legislativo, se mantienen abiertos debates clave sobre la expansión de subsidios eléctricos, nuevas metas de ERNC, la hoja de ruta de descarbonización hacia 2035 y el marco normativo para el despliegue del hidrógeno verde. Todo esto acompañado por la tramitación de reglamentos que incidirán directamente en la operación del sistema eléctrico nacional.

En ese marco, la cuarta edición de FES Chile se perfila como una instancia clave para abordar estos desafíos con una mirada técnica, multisectorial y orientada a la acción.

Las entradas para FES Chile 2025 ya están disponibles a través del siguiente enlace:

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Panamá proyecta adjudicar renovables a menos de 7 centavos por kWh

Panamá lanza una licitación clave para el sector eléctrico, la primera a largo plazo en más de diez años y exclusiva para fuentes renovables. El proceso busca adjudicar contratos de suministro por 20 años a partir de enero de 2029, orientado a la construcción de nuevas centrales hidroeléctricas y eólicas, con posibilidad de incorporar almacenamiento con baterías.

Federico Fernández Dupouy, managing director de OTEPI y profesor en el IESA, sostuvo que el diseño de esta licitación podría generar precios altamente competitivos. “Probablemente termine siendo más bajo, ojalá que sea algo por energía en seis o siete centavos por kilovatio hora”, manifestó, en referencia a las expectativas actuales del mercado.

La licitación representa una apuesta a futuro, con proyectos que aún no han sido construidos. “Es para empezar dentro de muchos años y es de hidroeléctricas y eólicas que van a construirse, o sea que es una apuesta a qué pasa cuando esto tenga que arrancar por allá por el año 2029”, explicó Fernández Dupouy. A su juicio, ese horizonte temporal puede alentar precios bajos, pero también introduce incertidumbres sobre la demanda y las condiciones del sistema eléctrico.

La referencia más cercana es la licitación de 2023, en la que se presentaron decenas de ofertas para distintas tecnologías. En aquel proceso, los precios se movieron entre 6 y 14 centavos por kWh.

Uno de los factores más celebrados de la licitación actual es la duración del contrato. “Los contratos a 20 años son el sueño de cualquier desarrollador para pegarse a la red”, afirmó el managing director de OTEPI y profesor en el IESA, quien comparó estas condiciones con mercados internacionales donde ya se observan plazos más cortos, incluso de 10 o 15 años.

Según el ejecutivo, esta podría ser la última oportunidad con condiciones tan atractivas: “Ya empezaron a pasar el mensaje de que 20 años es ahorita pero quizás más nunca”.

La estructura financiera parece bien encaminada. “Yo sí creo que hay mucho apetito de bancos locales”, indicó. Además, destacó el interés de fondos internacionales, bancos de segundo piso y capital privado: “Hay capitales internacionales muy pendientes y… también hay gente privada con ganas de hacerlo”. En su visión, esta combinación de actores podría garantizar un financiamiento sólido y diverso para los proyectos ganadores.

Desde el punto de vista técnico, Fernández Dupouy advirtió que la licitación debe evitar replicar errores del pasado. Entre sus recomendaciones estuvo permitir bloques horarios que favorezcan la participación de tecnologías variables como la solar y la eólica. “Bloques horarios facilitarían la competencia de las renovables variables”, subrayó, remarcando la necesidad de no exigir firmeza de potencia en horarios donde esas fuentes no pueden operar.

Sobre el uso de precios máximos, sugirió precaución. “Poner un precio máximo es interesante solo como referencia, pero el precio virtual que usamos la otra vez fue demasiado bajo”, criticó. Para él, la clave estará en asegurar normas claras, múltiples competidores y condiciones técnicas bien definidas: “Empezamos bien con este esquema de que cada año ya por lo menos en los próximos tres o cuatro años se propone algo”.

Según el cronograma oficial, esta será la primera de cinco licitaciones que, entre 2025 y 2027, sumarán más de 1.420 MWEq y 1.335 MW en potencia. A futuro, se incluirán también reconversiones térmicas, centrales solares nuevas y proyectos abiertos a todas las tecnologías. La licitación de octubre de 2025, sin embargo, será la única con contratos de 20 años y enfocada exclusivamente en nuevas centrales hidroeléctricas y eólicas.

Con este esquema, Panamá busca atraer inversiones y avanzar en la descarbonización del sistema. “Yo sí tengo confianza en que la suma de los de afuera y los de adentro dará decenas de ofertas en cada una de las licitaciones programadas”, concluyó Fernández Dupouy.

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Licitación de 1500 MW en Honduras: advierten que el plazo BOT de 15 años encarece la energía

La licitación de 1500 MW con almacenamiento convocada por el gobierno de Honduras podría representar un hito para el sector eléctrico. Sin embargo, desde la Asociación Hondureña de Energía Renovable (AHER) advirtieron que algunas condiciones contractuales y regulatorias ponen en riesgo la bancabilidad de los proyectos y podrían traducirse en precios más altos para los consumidores.

Uno de los aspectos más cuestionados por el sector privado es el plazo del esquema BOT (Build-Operate-Transfer) propuesto, que es de apenas 15 años. “Con un esquema BOT de apenas 15 años, el kWh tiende a encarecerse porque la inversión debe recuperarse en un horizonte muy corto. Eso concentra la amortización y aumenta el costo financiero”, manifestó el presidente de AHER, Eduardo Bennaton.

El ejecutivo remarcó que ni la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) ni la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) han publicado estimaciones oficiales sobre precios. Pero aclaró que, si se adoptaran plazos más largos y coherentes con la vida útil de las tecnologías renovables, “los precios podrían ser más bajos y sostenibles en el tiempo”.

La viabilidad financiera de los proyectos dependerá en gran medida de ajustes en tres áreas clave. En primer lugar, plazos contractuales y asignación de riesgos coherentes con activos de larga duración.

En segundo lugar, la seguridad de que la infraestructura de transmisión estará lista y disponible para la interconexión.

Finalmente, la existencia de reglas claras y simétricas en los mecanismos de indexación. “Si estos elementos se corrigen, existe espacio para financiamiento privado y también multilateral, de organismos como BCIE, BID o IFC. Si no se corrigen, el costo financiero sube y se traduce en un kWh más caro”, advirtió Bennaton.

A pesar de los desafíos, desde AHER reconocieron ciertas mejoras con respecto a procesos anteriores. Una de ellas es la implementación de la subasta inversa, que incrementa la competencia entre oferentes. Otra es el reconocimiento del almacenamiento como herramienta para aportar firmeza a las fuentes renovables variables. Sin embargo, el dirigente señaló que las mejoras son todavía insuficientes para garantizar precios competitivos a largo plazo.

“El plazo BOT de 15 años sigue siendo inadecuado para proyectos de vida útil de 30 a 60 años, lo que eleva el costo nivelado de la energía”, sostuvo.

También alertó sobre la persistencia de riesgos estructurales, como la falta de garantías en la transmisión y una asimetría regulatoria que continúa favoreciendo a las térmicas. Aseguró que estas son “correcciones puntuales y técnicas, no ideológicas, y al ajustarlas se reduciría el costo al consumidor”.

Desde la Asociación propusieron cuatro ajustes regulatorios concretos que consideran indispensables para atraer inversión a gran escala en energías renovables: contratos con plazos superiores a 20 o 25 años, alineados con la vida útil de las tecnologías; un plan de transmisión con hitos claros y responsables definidos; reglas de indexación equilibradas entre todas las tecnologías; y estabilidad regulatoria con estricto cumplimiento de cronogramas. “Estos cambios reducen el riesgo, mejoran el acceso a financiamiento y hacen posible bajar el precio final de la energía”, señaló Bennaton.

En términos técnicos, el desafío de integrar grandes volúmenes de energías renovables con sistemas de almacenamiento no radica solo en la generación. El verdadero reto está en garantizar potencia firme y una red adecuada para la operación confiable del sistema. “Es necesario dimensionar el almacenamiento de acuerdo a las horas críticas del sistema, establecer reglas claras para servicios complementarios como reservas y rampas, y ejecutar a tiempo las obras de transmisión en los nodos clave”, planteó el presidente de AHER.

Para Bennaton, si estas tres piezas se alinean correctamente, “la integración de renovables con almacenamiento es viable técnica y económicamente para el país”.

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Brendan Oviedo compartirá en #NosVemosenFES las claves para destrabar inversiones renovables en Perú

Llega una nueva edición del ciclo de streaming #NosVemosenFES, organizado por Future Energy Summit (FES), que busca abrir el diálogo con personalidades estratégicas del sector de energías renovables en Latinoamérica.

Este miércoles 10 de septiembre, a las 11 hs Perú) / 13 hs Argentina, el protagonista será Brendan Oviedo, abogado líder en materia de energías renovables y ex-presidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR)

Con una trayectoria destacada en el desarrollo regulatorio y en la estructuración legal de proyectos en América Latina, Oviedo compartirá su visión sobre los factores críticos que podrían destrabar las inversiones en el sector renovable, especialmente en mercados como el peruano, donde la potencia instalada podría casi triplicarse hacia 2030, alcanzando los 4,5 GW sumando la capacidad actualmente en operación (1.755,5 MW).

La participación de Brendan Oviedo se centrará en analizar los desafíos estructurales que enfrenta la transición energética en Perú y en América Latina, con foco en tres ejes clave: la política energética, la regulación pendiente y las condiciones para financiar y desarrollar proyectos renovables

Siga la transmisión en vivo de #NosVemosenFES ⤵️

A partir de su experiencia como referente técnico y legal, abordará cuáles son las señales que el mercado espera para avanzar con inversiones de largo plazo, y qué medidas podrían catalizar un mayor dinamismo en el despliegue de tecnologías limpias.

El streaming también propondrá un recorrido por la trayectoria de Oviedo como impulsor de políticas públicas orientadas al crecimiento del sector, tanto desde el ámbito privado como desde su rol institucional en la SPR

Su mirada, reconocida por su precisión jurídica y enfoque regional, permitirá comprender cómo se posiciona Perú frente a la aceleración global de las renovables, considerando el momento clave que atraviesa el país tras la reciente aprobación de la Ley 32249 (a la espera de la reglamentación correspondiente), que habilita contratos privados sin respaldo de potencia y permite nuevas licitaciones y esquemas competitivos de almacenamiento de energía, con contratos a largo plazo y mayor flexibilidad para atraer inversiones

Además, Perú ha asumido compromisos internacionales para reducir emisiones y aumentar la participación de renovables en su matriz, lo que requerirá una coordinación efectiva entre entidades públicas y privadas. A la par, más del 6% de la población peruana aún no tiene acceso a electricidad, lo que pone presión sobre la gestión para acelerar proyectos de electrificación rural, especialmente en regiones amazónicas.

Por lo que FES, a través de este ciclo de streaming ofrece un espacio estratégico para analizar los próximos pasos de las ERNC y sistemas BESS, en este caso con foco en la transición energética de Perú junto a Brendan Oviedo. 

La transmisión se realizará en vivo por el canal de YouTube de Future Energy Summit. Durante el evento, los asistentes podrán participar activamente mediante el chat, dejando preguntas y comentarios que se integrarán a la conversación. 

¡No se pierda la transmisión gratuita de #NosVemosenFES, sea parte de la conversación y únase a la mayor red de
networking del sector!

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JA Solar proyecta hasta 500 MW de ventas en Colombia durante 2025

El mercado solar colombiano atraviesa un momento particular. María Alejandra Urrea, Head of Sales Colombia, Central America & The Caribbean de JA Solar, lo define como “extraño” debido a sus múltiples facetas, pero destaca que mantiene una senda de crecimiento. La compañía ya registra 45 MW en ventas y proyecta cerrar el 2025 con entre 400 y 500 MW.

En diálogo con Energía Estratégica, la ejecutiva explica que el impulso proviene del segmento de generación distribuida, donde esperan un crecimiento de entre 30% y 40% este año, apalancado principalmente por granjas de 1 MW, autoconsumo y techos solares.

Aunque los proyectos utility-scale han perdido dinamismo, el país ya suma 3 GW de capacidad renovable conectada, con fuerte presencia solar. Empresas locales como ERCO y EPM mantienen inversiones en megaproyectos, lo que sugiere un desarrollo más pausado pero constante hacia 2030.

La estrategia de JA Solar en Colombia combina soluciones de alta potencia para grandes proyectos con módulos más pequeños para autoconsumo. Para los proyectos utility scale, la empresa ofrece módulos de 710-720W con tecnología TopCOM, mientras que para autoconsumo y generación distribuida presenta módulos de 620-625W, también con tecnología TopCOM.

La compañía busca diferenciarse a través de un sólido servicio técnico y acompañamiento comercial. “Nuestra inversión en preventa y postventa es clave, porque queremos construir confianza y solidez a largo plazo para nuestros clientes”, resalta Urrea.

La apuesta de la compañía va más allá del portafolio actual con el desarrollo de nuevas celdas fotovoltaicas: “Estamos probando la tecnología de perosquita, que busca mejorar la eficiencia hasta un 34,5%, frente al 26,3% de la TopCOM. La producción masiva está prevista para 2027 o 2028”.

Estas pruebas se realizan en diversas condiciones ambientales para asegurar su aplicabilidad global, incluyendo a Colombia, donde la compañía visualiza un futuro promisorio para esta tecnología.

Mirada regional

La ejecutiva también observa la dinámica en otros países de la región. “Perú ha cerrado casi 500 MW en proyectos solares, lo que indica un verdadero boom. Chile también ha visto grandes acuerdos y se ha convertido en un mercado interesante, a pesar de su decrecimiento reciente”, señala Urrea.

Asimismo, identifica a Guatemala como un mercado clave, con fuerte crecimiento en generación distribuida y utility-scale. En contraste, menciona que “República Dominicana está en pausa, porque el gobierno no ha liberado los PPA”.

Con esta visión, JA Solar refuerza su estrategia en Colombia y América Latina, apostando a soluciones tecnológicas avanzadas y a un acompañamiento cercano para consolidar su presencia en el sector solar.

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PCR, primera empresa energética argentina en certificar la huella ambiental de sus parques eólicos

En línea con su compromiso de sostenibilidad y gestión ambiental, PCR anunció la publicación de las primeras Declaraciones Ambientales de Producto (EPD, por sus siglas en inglés) verificadas internacionalmente para dos de sus parques eólicos: Mataco San Jorge (Provincia de Buenos Aires) y Parque Eólico del Bicentenario (Santa Cruz). Con este hito, la compañía se convierte en la primera del sector renovables argentino en obtener EPDs de energía eólica, consolidándose como referente nacional en transparencia ambiental.

Las EPDs, elaboradas por la empresa Genergy, verificadas por el Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) y publicadas en el International EPD System, son documentos técnicos auditados que registran de forma clara y comparable el impacto ambiental de un producto a lo largo de todo su ciclo de vida, siguiendo la normativa internacional ISO 14.025. En este caso, el estudio permitió medir el impacto ambiental asociado a la generación de un megavatio-hora (MWh) de energía en cada parque durante sus 20 años de vida útil.

Este avance no solo refuerza el compromiso de PCR con la sostenibilidad, sino que también ofrece beneficios concretos a sus clientes industriales, quienes podrán:

  • Conocer con precisión la huella ambiental del consumo eléctrico utilizado en sus procesos productivos.
  • Cumplir con requisitos internacionales como el Mecanismo de Ajuste de Carbono en Frontera (CBAM) de la Unión Europea.
  • Reducir aranceles en mercados de destino al demostrar un menor impacto ambiental en sus productos.

“Este hito nos permite posicionarnos favorablemente dando una solución a nuestros clientes para poder certificar ambientalmente sus procesos industriales al contar con un abastecimiento energético limpio a través de PCR que está medido y validado internacionalmente y así avanzar con sus propios compromisos de descarbonización”, señaló Lucas Mendez Tronge, director de Asuntos Corporativos y Comunicación de PCR.

Por su parte, Joaquín Suarez Irigoyen, representante de Genergy, destacó: “Medimos el impacto ambiental asociado a la generación de energía a lo largo de toda la vida útil de cada parque. Este atributo diferencial permitiría a los clientes de PCR reducir costos al cumplir con exigencias de exportación y mejorar la competitividad de sus productos en mercados internacionales”.

El sistema desarrollado por Genergy permite gestionar en tiempo real el desempeño ambiental de una línea de producción, incluyendo las emisiones de gases de efecto invernadero y registrar la información en blockchain para brindar trazabilidad sobre el consumo de energía renovable en procesos productivos, identificando incluso los lotes con mayor porcentaje de energía limpia en su matriz.

Con esta iniciativa, PCR reafirma su liderazgo en energías renovables, se posiciona como una solución ambiental para sus clientes industriales y da un paso concreto hacia un modelo energético más sostenible, competitivo y alineado con las tendencias globales en criterios ESG y los compromisos de NetZero a nivel país de cada actividad industrial.

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Desde Baja California Sur celebran los nuevos proyectos termosolares y plantean criterios de ubicación

Hace dos semanas el Gobierno Federal de México, a través de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), confirmó la construcción de dos plantas termosolares con almacenamiento en Baja California Sur que sumarán 100 megawatts (MW) de capacidad instalada. La decisión fue celebrada por Jaqueline Valenzuela, directora ejecutiva del Centro de Energía Renovable y Calidad Ambiental (CERCA) del estado, quien subrayó que “es muy importante que se empiece a hablar de proyectos de energía renovable y no solo de proyectos de combustibles fósiles”.

Valenzuela destacó que hasta ahora las iniciativas anunciadas para el estado habían estado ligadas al gas y al diésel, pero que el viraje de la administración de Claudia Sheinbaum hacia energías limpias constituye una “señal clara de transición”.

La especialista explicó que el anuncio es significativo porque Baja California Sur funciona como una isla energética: sus sistemas no están conectados entre sí ni con el Sistema Eléctrico Nacional. “Eso nos pone en una situación de vulnerabilidad energética”, señaló, y recordó que la infraestructura actual data de 1979. “Es urgente sustituir estas unidades que a la fecha operan prácticamente después de 50 años”, advirtió en diálogo con Energía Estratégica.

Por ello, consideró que el estado podía convertirse en modelo nacional: “Este anuncio es positivo para que Baja California Sur sea un laboratorio de energías renovables, de tecnologías innovadoras que posteriormente puedan trasladarse al Sistema Interconectado Nacional de México”, afirmó.

Desde el estado señalan que la ubicación de las nuevas centrales debería responder a criterios técnicos. En ese sentido, Valenzuela consideró que “si estaríamos hablando en términos de probar la tecnología, el lugar idóneo sería el sistema Mulegé, porque el impacto para la poca población de ese municipio sería manejable”. Posteriormente, la segunda central podría integrarse al sistema de Baja California Sur, que es más grande pero sigue siendo marginal respecto al consumo nacional.

Actualmente, solo el 11% de la matriz eléctrica de Baja California Sur proviene de renovables, principalmente de proyectos privados que suman unos 350 MW. No obstante, Valenzuela afirmó que se podría triplicar la capacidad instalada actual y llegar a los 1.200 megawatts que necesita el sistema del estado.

Entre los principales retos para consolidar la transición, Valenzuela destacó el almacenamiento y la sustitución de las centrales fósiles obsoletas. Explicó que hasta ahora México había avanzado con proyectos renovables intermitentes, pero sin resolver cómo respaldarlos en horas sin sol o viento. “Con esta tecnología en particular estábamos explorando algo que no se había hecho en México, que son los sistemas de almacenamiento necesarios para que la tecnología renovable crezca a la par de los combustibles fósiles”, puntualizó. La ejecutiva subrayó que la termosolar con sales fundidas permitirá garantizar energía firme por 8 horas continuas, lo que representa un cambio estructural frente a la dependencia del gas y el diésel. El subsecretario de Planeación de la Secretaría de Energía, Jorge Islas Samperio, remarcó que la elección de esta tecnología se debió justamente a su capacidad firme, un factor diferencial frente a otras renovables intermitentes.

Valenzuela también resaltó la necesidad de marcos regulatorios claros. Desde CERCA trabajan junto al Congreso estatal en una Ley de Fomento a las Energías Renovables, que busca armonizar tres esquemas regulatorios distintos vigentes en México desde 2013. “Creemos que Baja California Sur también puede tener este liderazgo en tener una primera ley que haga una armonización de los tres diferentes esquemas de regulación que operan al día de hoy”, señaló.

Por otro lado, Valenzuela analizó la reciente ampliación del esquema regulatorio de generación distribuida, que elevó el límite de 0,5 MW a 0,7 MW, y reclamó que este cambio no quedara restringido a proyectos comerciales. “Lo que estamos pidiendo es que, a partir de la ampliación del límite, se dé prioridad a los consumos domésticos y sociales. Y así estaríamos hablando por primera vez en México de democratización de la energía”, sostuvo.

Finalmente, insistió en que la sustitución de unidades fósiles es un reclamo ciudadano: “Tenemos unidades que funcionan en las peores condiciones ambientales y que ya es una demanda ciudadana la sustitución de estas unidades”.

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Celsia lanza Celaris Energy como compañía 100% renovable para Perú

 Desde 2023, Celsia, en su rol de gestor de activos, está consolidando un fondo de inversión en Perú con un capital de USD 300 millones, de los cuales aportará el 20 % del equity. De este fondo nace la compañía CELARIS ENERGY que ha entrado al mercado peruano con una propuesta diferencial para la generación y comercialización de energía 100% renovable no convencional, con tecnologías limpias —eólica y solar— especialmente diseñadas para atender el mercado de clientes industriales que buscan servicios energéticos eficientes, sostenibles y competitivos.

De acuerdo con Ricardo Sierra, CEO de Celsia, “llegar al Perú con CELARIS ENERGY es una oportunidad para la compañía de ampliar su huella geográfica de manera estratégica. Hemos encontrado que Perú es un país con condiciones favorables para la inversión, estabilidad macroeconómica, recursos naturales atractivos para el desarrollo de proyectos de energía renovables, remuneración en dólares y posibilidades adicionales de crecimiento para desplegar a futuro nuestro portafolio de negocios”.

Por su parte, la CEO de CELARIS ENERGY, María del Pilar Matto, destacó que la propuesta de valor de la empresa se basa en ofrecer un servicio ágil e innovador, adaptado a las necesidades de cada cliente. “Asumimos con determinación el compromiso de impulsar la transición energética del Perú con energía 100% renovable no convencional. Cada paso que damos está guiado por un propósito mayor: mejorar la calidad de vida de las personas, impulsar el desarrollo social y económico de las zonas en donde estamos presentes, y así, construir un futuro más inclusivo y sostenible”, afirmó.

Grandes inversiones para el Perú

El ingreso de CELARIS ENERGY al Perú marca un hito en el impulso de las energías renovables en el país. El fondo propietario de la compañía proyecta una inversión de USD 1200 millones para la implementación de siete centrales de generación eléctrica con tecnología eólica y solar, distribuidas estratégicamente en diversas regiones del territorio nacional. Esta iniciativa permitirá alcanzar una capacidad instalada de 1,2 GW al año 2028.

Asimismo, ya se encuentra en pleno proceso de construcción el parque eólico Caravelí, ubicado en el distrito de Lomas, región Arequipa, el cual entrará en operación durante 2026. Con una potencia instalada de 218 MW, este proyecto permitirá generar más de 600 GWh de energía limpia al año.

Actualmente, las operaciones de la compañía cuentan con el respaldo de la Central Hidroeléctrica Manta, ubicada en el corazón del departamento de Áncash. Con una potencia de 20 MW, esta planta representa una fuente confiable, eficiente y 100% renovable, que se suma a los demás activos para fortalecer una matriz energética más sostenible para el Perú. 

Solidez y respaldo

CELARIS ENERGY nace con el respaldo de Celsia, empresa de energía del Grupo Argos, reconocida por su trayectoria sólida en América Latina y su liderazgo en sostenibilidad, innovación y eficiencia operativa. Con operaciones consolidadas en Colombia, Panamá, Costa Rica, Honduras y Perú, Celsia cuenta con más 2.000 MW de capacidad instalada, de los cuales 18 % provienen de fuentes renovables no convencionales, alrededor de 47.000 km de redes de distribución y una base de más de 1,3 millones de clientes.

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Expertos coinciden que el liderazgo de Rodrigo Rodríguez envía señal de confianza al sector energético panameño

La designación de Rodrigo Rodríguez como nuevo secretario de Energía de Panamá fue recibida con optimismo por distintos actores del sector energético, tanto del ámbito técnico como del privado. Su trayectoria en regulación e integración regional genera confianza respecto de la continuidad de las políticas de transición que el país ha venido construyendo en la última década.

Desde el ámbito académico, Carlos Boya, Scientific Researcher en el Instituto Técnico Superior Especializado (ITSE), expresó que “la Secretaría Nacional de Energía siempre se ha distinguido por contar con profesionales de alto nivel” y aseguró que “no tengo duda de que el nuevo secretario tiene la experiencia y la disposición para seguir fortaleciendo una de las oficinas técnicas más importantes del país”.

Desde el sector privado, Félix Linares, Project Manager en AG Proyectos y Servicios, valoró también la trayectoria de Rodríguez. “El nuevo secretario es una figura con una amplia trayectoria en integración eléctrica regional y regulación”, afirmó, y añadió que su designación sugiere un enfoque orientado a la estabilidad del sector y a la consolidación de la Agenda de Transición Energética.

Ambos especialistas coincidieron en la importancia de mantener el calendario de licitaciones previsto por la Secretaría Nacional de Energía y la empresa estatal ETESA. “Las señales desde el sector apuntan a darle continuidad para mantener la previsibilidad y la confianza de los inversionistas”, sostuvo Boya. En el mismo sentido, Linares afirmó que “es probable que se mantenga el calendario planificado para 2025, ya que es fundamental para asegurar el suministro eléctrico a largo plazo y mantener el impulso de las inversiones en renovables”.

A pesar del contexto favorable para la inversión y del crecimiento sostenido de la capacidad renovable instalada, el sector energético panameño enfrenta desafíos estructurales que requieren modernización normativa. Para Boya, “el principal obstáculo para la expansión de las renovables y el desarrollo de un mercado energético más dinámico y democrático en Panamá es el marco regulatorio”.

Según el investigador, la actual Ley 6 de 1997 limita la incorporación de nuevos actores y tecnologías al sistema. Entre las restricciones identificadas se encuentran la falta de tarifas horarias, la no habilitación de agregadores ni flujos bidireccionales, y las trabas a la participación de prosumidores. “Si no avanzamos hacia una modernización profunda, corremos el riesgo de quedarnos en una industria 3.0, mientras el mundo ya avanza hacia la industria 5.0”, advirtió.

Linares coincidió en la necesidad de actualizar el marco regulatorio, especialmente en lo referido a eficiencia energética y generación distribuida. “Se esperaría que el nuevo secretario pueda resolver los cuellos de botella regulatorios que han afectado a la industria, particularmente en la apertura de la figura del prosumidor y nuevos agentes del mercado”, expresó.

Ambos señalaron que una reforma efectiva requerirá también avanzar en la digitalización de la red, mejorar la gestión de la variabilidad renovable y preparar el sistema para una mayor flexibilidad operativa. Boya advirtió que “la baja digitalización de la red dificulta implementar demanda flexible y gestionar la variabilidad de la solar, lo que aumenta riesgos de curtailment y sobrecargas”.

Las primeras señales institucionales van en línea con esas expectativas. Según Boya, el nuevo secretario ya ha manifestado su compromiso con la inversión, la electrificación de más de 80.000 hogares, la modernización del Plan Energético Nacional y la conexión Panamá–Colombia. “Esto envía una señal clara de continuidad y confianza”, concluyó.

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El CIE proyecta precios por debajo de 85 USD/MWh en la licitación PEG-5 de Guatemala

La nueva licitación de largo plazo PEG-5 en Guatemala se prepara para sostener la tendencia decreciente en los precios monómicos promedio adjudicados en el mercado eléctrico, lo que refuerza el atractivo del país para desarrolladores e inversores.

Desde el Consejo de la Industria Eléctrica (CIE), su director ejecutivo Víctor Asturias proyecta que, considerando los factores actuales, el rango razonable de precios para esta ronda se ubique entre 70 y 85 dólares por MWh. }

En PEG-1 a PEG-4 los precios bajaron de alrededor de 117,5 a 79,2 USD/MWh, una reducción cercana al 32%. PEG-5 debería sostener esta tendencia si hay suficiente competencia”, manifestó el directivo en diálogo con Energía Estratégica.

El mecanismo de adjudicación seguirá siendo una subasta inversa, con un precio tope establecido por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) y ofertas que deben situarse por debajo de ese umbral. En el caso de PEG-4, el proceso arrancó en 167 USD/MWh y, tras 37 rondas, cerró en 79 USD/MWh.

La perspectiva de precios más competitivos se apoya, además, en la continuidad de ciertas condiciones macroeconómicas, como tasas de interés, tipo de cambio, inflación y costos de capital.

¿Cuáles fueron las claves para atraer inversión?

Para asegurar la participación de actores sólidos y financiamiento competitivo, la bancabilidad del proceso es un factor crítico. “Fue clave garantizar certeza jurídica y regulatoria, un PPA bancable y la solvencia del comprador”, remarcó Asturias. Estos elementos permiten estructurar financiamiento de largo plazo bajo condiciones favorables.

En esa línea, el ejecutivo destacó que el contrato “tuvo un plazo típico de 15 a 20 años, indexación adecuada, garantías de pago y cláusulas claras de solución de disputas”. También señaló que la liquidez de las distribuidoras y la disponibilidad de transmisión en el nodo de conexión fueron aspectos técnicos que incidieron directamente en la viabilidad del proyecto.

El financiamiento previsto será mayoritariamente privado y comercial, mediante bancos locales e internacionales, fondos de infraestructura y equity propio del desarrollador. No obstante, “en tecnologías estratégicas y renovables, actores como BID, IFC o BCIE tuvieron un rol importante con préstamos y garantías”, precisó Asturias. Además, se considera relevante el apoyo público indirecto, a través de incentivos fiscales, mejoras en permisos y expansiones de transmisión que faciliten la evacuación de energía.

El proceso PEG-5 incorpora varias lecciones aprendidas de rondas anteriores. Entre ellas, se destacan precios más competitivos que continúan la baja estructural observada, mayor diversidad tecnológica con creciente participación de fuentes solares y eólicas, opciones híbridas con almacenamiento en baterías (BESS), e incorporación de criterios ambientales que limitan los factores de emisión al umbral del gas natural. “Un diseño técnico-legal más robusto, con cronogramas definidos y tipologías contractuales claras, mejoró además la bancabilidad”, subrayó el ejecutivo del CIE.

Sin embargo, persisten condiciones por mejorar para optimizar los resultados. Una de ellas es la transmisión insuficiente en ciertos corredores. Si bien el Plan de Expansión del Transporte (PET) está en ejecución, se requieren obras adicionales para evitar cuellos de botella.

También se identifican desafíos en materia de certidumbre operativa e institucional. Asturias señaló la necesidad de “ventanillas únicas, plazos perentorios y disciplina institucional para reducir demoras y litigios”. A esto se suma la estandarización de contratos PPA: “Se requirió mayor uniformidad en cláusulas críticas, ajustes automáticos y garantías” para atraer deuda de largo plazo en mejores términos.

La gestión post-adjudicación es otro foco de atención. “Fue necesario asegurar la ejecución efectiva de los proyectos, facilitar la sustitución ágil de aquellos que no avanzaron y evaluar la solvencia y experiencia de los oferentes”, puntualizó.

Respecto a nuevas tecnologías, el ejecutivo indicó que si bien el diseño de PEG-5 es tecnológicamente abierto, la incorporación de GNL aún enfrenta desafíos. “Su viabilidad requirió soluciones integrales de suministro como FSRU y coordinación con planes de red”, señaló, y advirtió que la infraestructura actual es limitada.

Con estos elementos, la licitación PEG-5 representa una oportunidad estratégica para continuar posicionando a Guatemala como un mercado competitivo y estable en generación eléctrica. “Si se mantuvo la competencia y se consolidaron las mejoras normativas, PEG-5 marcó un nuevo hito en eficiencia y diversificación tecnológica para el país”, concluyó Víctor Asturias.

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Coral Energía se adjudica 100 MW en la licitación AlmaGBA y acelera su apuesta por el storage

Coral Energía fue una de las principales ganadoras de la licitación de baterías AlmaGBA de Argentina, adjudicándose dos proyectos de almacenamiento por un total de 100 MW de capacidad.

Marcelo Álvarez, director de Estrategia y Relaciones Institucionales de Coral Energía, conversó con Energía Estratégica sobre lo que implica esta asignación y cuáles son los próximos pasos de los proyectos “BESS Parque” y “BESS Pilar”, cada uno de 50 MW de potencia y conectados a las redes de Edenor, adjudicados a USD 11.461 MWmes y USD 11.979 MWmes, respectivamente.

“El mercado renovable demandará almacenamiento para altas penetraciones más temprano que tarde, y desde Coral Energía queríamos estar en la primera etapa de la curva de aprendizaje del storage de Argentina”, manifestó.

La decisión de participar en AlmaGBA responde a una estrategia clara de posicionamiento en tecnologías que, según la compañía, resultarán críticas para la próxima etapa del sistema energético nacional. En este marco, Coral Energía ejecutó un trabajo detallado de ingeniería y análisis territorial para definir su propuesta. 

El análisis técnico contempló, entre otros factores, la relación entre voltaje de conexión y escala del proyecto. En varios nodos, conectarse en 132 kV implicaba costos elevados, por lo que la compañía optó por ubicar sus proyectos en zonas donde fuera posible conectarse en 33 kV, logrando una reducción sensible del costo de acceso a red

“Hicimos un trabajo de ingeniería para elegir bien los nodos, los tamaños de los proyectos y la atención de trabajo. Con esa estrategia de proyectos de 50 MW en nodos estratégicos, conseguimos un precio competitivo y por suerte fuimos adjudicados en dos de los tres sistemas BESS presentados”, explicó. 

A través de esta adjudicación, Coral Energía no solo suma capacidad instalada, sino que da el primer paso hacia una operación híbrida, integrando generación renovable y almacenamiento, a fin de transitar la curva de aprendizaje para llevar adelante el pipeline previsto, integrado por parques de generación renovable (principalmente fotovoltaica) con storage, y ser remunerados por ambas tecnologías en la nueva contractualización del mercado.

En este punto, el ejecutivo consideró clave que se definan los marcos normativos que permitirán gestionar económicamente las centrales híbridas. “Es importante que se pongan los términos de referencia sobre cómo se gestionarán las centrales híbridas”, remarcó.

Respecto a los sistemas BESS, la empresa mantiene conversaciones con múltiples proveedores. No obstante, la decisión final no será puramente técnica, sino que dependerá del maridaje tecnológico-financiamiento. 

En esa línea, el ejecutivo señaló que el pliego de AlmaGBA fue exigente en materia de cumplimiento técnico, estableciendo fuertes penalidades ante desvíos operativos. Por este motivo, la empresa evaluará sus opciones a partir de tres criterios centrales: eficiencia tecnológica, mitigación de riesgos y precio/financiamiento asociado.

“Además, el horizonte es que estén operativos a mediados de 2027, pero si se puede antes mejor ya que la remuneración es mejor cuanto más rápido se hace el proyecto”, subrayó Álvarez sobre la fecha de habilitación comercial prevista. 

 Visión de mercado: transformación del MATER, redes de distribución y minería

El sector eléctrico argentino se encuentra en una etapa de redefinición estructural, tanto en su organización contractual como en los esquemas de remuneración. En este escenario, la licitación AlmaGBA representa solo un primer paso. 

En el corto y mediano plazo, el ejecutivo anticipa que los movimientos más dinámicos del mercado renovable se concentrarán en proyectos de mediana escala, particularmente en redes de distribución, “residual al MATER”, que se va a transformar en un único Mercado a Término (MAT) donde las ERNC competirán en igualdad de condiciones con centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares

En paralelo, el director de Estrategia y Relaciones Institucionales de Coral Energía identificó un nicho estratégico en el abastecimiento energético del sector minero, tanto en esquemas on-grid como off-grid, y con especial énfasis en centrales híbridas. Por lo que la compañía ya está enfocada en desarrollar ese tipo de soluciones, con lógica de inversión más ágil y descentralizada.

“No podemos depender del éxito de las licitaciones de inversión privada o de la extensión de las líneas, porque tardarán al menos cuatro años en hacerse realidad”, advirtió. 

En ese marco, Coral Energía impulsa un modelo de parques solares de mediana escala conectados a redes de distribución, donde se priorice no solo el costo de generación, sino también la calidad del servicio. 

“Tendremos dos componentes, el precio del kilovatio hora que desplaza a uno que es más caro, pero al mismo tiempo tenemos la oportunidad de mejorar la calidad de servicio”, concluyó Álvarez.

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Panamá se consolida con el 80% renovables pero sufre un freno normativo

Panamá ha logrado consolidar una de las matrices energéticas más limpias de la región, con más del 80 % de generación renovable en años de hidrología normal. La base sigue siendo la hidroelectricidad, pero en la última década las tecnologías solar y eólica han ganado un espacio clave dentro del sistema, pasando de representar menos del 5 % a más del 15 % de la generación nacional.

“Hasta 2024, Panamá mantiene una matriz eléctrica con más del 80 % de generación renovable en años de hidrología normal”, detalló Carlos Boya, Scientific Researcher en el Instituto Técnico Superior Especializado (ITSE). Este avance, subraya, se logró gracias al crecimiento sostenido de nuevas fuentes limpias, entre las que destaca la energía solar y la eólica.

La capacidad instalada de energía eólica ya supera los 500 MW, concentrada principalmente en provincias como Coclé y Penonomé. Por su parte, la energía solar fotovoltaica ronda los 600 MW, y se ha extendido de manera descentralizada por todo el país, tanto a gran escala como en proyectos de generación distribuida.

Entre las tecnologías con mayor potencial de crecimiento, Boya destaca a la solar como la fuente más dinámica y con proyecciones sólidas. “La solar es la que registra el crecimiento más acelerado y continuará liderando la expansión renovable”, aseguró. En 2024, ya se superaron los 700 MW instalados, cifra impulsada por condiciones competitivas, disponibilidad de recurso y rapidez en la instalación de proyectos.

Aunque aún hay potencial hidroeléctrico —en cuencas subutilizadas como las de Bocas del Toro— y espacio para expandir la eólica en regiones como Veraguas, la solar se perfila como la tecnología central de la transición energética panameña.

El freno estructural: un marco regulatorio desactualizado

Pese al avance, el crecimiento renovable enfrenta un límite claro: el marco normativo. “El principal obstáculo para la expansión de las renovables y el desarrollo de un mercado energético más dinámico y democrático en Panamá es el marco regulatorio”, sostuvo Boya. A su entender, los desafíos financieros y técnicos solo pueden resolverse una vez que se modernice la base legal que rige al sector.

La Ley 6 de 1997, aún vigente, establece un mercado rígido que no permite tarifas horarias, participación de agregadores ni flujos bidireccionales. Esto limita seriamente el desarrollo de proyectos de almacenamiento, generación distribuida y la figura del prosumidor, elementos que son centrales en sistemas eléctricos modernos.

Además, Panamá enfrenta una brecha técnica considerable: la baja digitalización de su red eléctrica. Esto impide aplicar estrategias de demanda flexible, aumenta los riesgos de sobrecargas y hace más difícil gestionar la variabilidad de las energías renovables, en especial la solar.

“Si no avanzamos hacia una modernización profunda, corremos el riesgo de quedarnos en una ‘industria 3.0’ energética, mientras el mundo ya avanza hacia la industria 5.0”, advierte Boya. Este rezago podría tener consecuencias directas sobre la competitividad del país y su capacidad para atraer inversiones de alto valor agregado, como la industria de semiconductores.

A pesar del progreso logrado, la advertencia es clara: sin una reforma integral del marco regulatorio y sin inversión en digitalización, Panamá podría comprometer su liderazgo en energías limpias. “El mundo ya avanza hacia la industria 5.0”, concluye el investigador, marcando la urgencia de adaptar el sistema energético a los estándares de innovación que hoy demanda el mercado global.

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Colombia debate la LAEólica: El sector privado reclama ajustes y seguridad jurídica

El proyecto de decreto que crea la Licencia Ambiental Eólica con Diseño Optimizado (LAEólica) despertó reacciones en la industria y entre analistas. La norma propone un régimen diferencial para proyectos eólicos de entre 10 y 100 MW, con plazos reducidos, criterios claros de localización y exigencias tecnológicas.

Mientras el Gobierno lo presenta como un instrumento para destrabar inversiones, las voces del sector coinciden en que es una señal positiva, aunque con riesgos y ajustes necesarios.

Para Hemberth Suárez Lozano, abogado de OGE Energía, la iniciativa responde a los cuellos de botella acumulados: demoras ambientales, tensiones sociales y brechas de red que frenaron la cartera de proyectos y minaron la confianza inversora.

A su juicio, la LAEólica es lo que el sector estaba esperando: “reglas claras, estudios acotados y plazos definidos son el tipo de señal que pedía la industria para ejecutar CAPEX”.

En diálogo con Energía Estratégica, el abogado señaló que el texto debería precisar aspectos claves como el alcance del diagnóstico que entregará la ANLA junto con los Términos de Referencia y la vigencia exacta de estos, a la par que planteó la necesidad de un cronograma y metodología para la actualización de los cobros de la autoridad.

Asimismo, subrayó como positiva la decisión final en un plazo máximo de quince días tras la información adicional, la simplificación de trámites para mejoras tecnológicas y la posibilidad de que la compensación biótica se materialice a través de Comunidades Energéticas, “alineando licencia y valor social”.

Sectores como la autogeneración a gran escala en cementeras, minería, oil & gas, química e industrias con esquemas PPA, así como portafolios híbridos eólica-solar-almacenamiento, se verán especialmente beneficiados. “La gestión social será el paso clave”, advirtió.

Desde una óptica más crítica, un ensayo técnico-jurídico elaborado por el equipo de Óptima Consultores plantea dudas sobre la arquitectura normativa.

El documento reconoce que el decreto se asienta en un marco habilitante claro y que la estandarización de criterios ambientales aporta seguridad, pero advierte que la compresión extrema de los plazos podría tensionar el debido proceso y aumentar la litigiosidad.

“La racionalización de términos transmite el mensaje de agilidad, pero en expedientes complejos puede acrecentar riesgos de decisiones litigiosas si la capacidad instalada de la ANLA no acompaña el calendario”, menciona el ensayo.

También observa que los criterios espaciales, aunque prudentes para reducir riesgos de colisión y barotrauma en fauna, podrían empujar proyectos tierra adentro, encareciendo los costos de conexión.

Respecto a la línea base, alerta sobre el riesgo de subdetección al permitir solo una campaña de monitoreo antes de la construcción, lo que podría ser insuficiente para especies migratorias.

Aunque coincide con el abogado de OGE Energía, indicó sobre la gestión social que, al no estar anclada al Plan de Manejo Ambiental, puede debilitar su ejecutabilidad y trazabilidad.

“Resultaría más robusto anclar la Estrategia de Gestión Social en obligaciones con metas, cronogramas y medios de verificación”, manifestaron los expertos.

Otro de los puntos críticos son las «inconsistencias de técnica legislativa en el borrador»: referencias cruzadas a capítulos distintos, menciones a LASolar en lugar de LAEólica y la inclusión de proyectos solares en artículos dedicados a reservas forestales, lo que genera inseguridad jurídica.

Concluyen que el decreto es un paso en la dirección correcta, pero que necesita ajustes de precisión normativa, cláusulas de monitoreo estacional y un fortalecimiento de la capacidad de la ANLA para que la celeridad no sacrifique la suficiencia probatoria ni la confianza en los territorios.

El debate está abierto hasta el 15 de septiembre de 2025, fecha límite del plazo de consulta pública fijado por el Ministerio y el desenlace definirá si este decreto se convierte en catalizador de la transición o en fuente de nuevas controversias.

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Greenwood Energy adapta su estrategia a cada país y proyecta hasta 300 MW en América Latina

Greenwood Energy afianza su presencia en América Latina con una estrategia regional que combina adaptación regulatoria, visión local e impacto social. Con proyectos en curso en Panamá, Colombia y República Dominicana, la compañía impulsa un modelo flexible que va más allá de la generación eléctrica tradicional.

“En América Latina no existe un único modelo energético; cada país presenta particularidades regulatorias, de mercado y sociales”, explicó Juan Pablo Crane, CEO de Greenwood Energy.

Esta realidad llevó a la firma a diseñar una aproximación que combina conocimiento técnico con inserción territorial. “Trabajamos de la mano con gobiernos, reguladores y comunidades para comprender a fondo cada contexto y sus problemáticas más apremiantes”, señaló el ejecutivo.

“En el corto y mediano plazo proyectamos construir entre 150 y 200 MW en el conjunto de países donde actualmente operamos”, indicó Crane. En total, la firma prevé ejecutar un portafolio de entre 250 y 300 MW, combinando distintas escalas y modalidades.

Juan Pablo Crane fue nombrado CEO de Greenwood Energy en diciembre de 2024, en reemplazo de Guido Patrignani, quien pasó a integrar la Junta Directiva. Desde entonces, Crane lidera una nueva etapa de expansión regional con foco en sostenibilidad e impacto social, consolidando alianzas estratégicas en mercados clave de América Latina.

Actualmente, la empresa impulsa una doble línea de desarrollo. Por un lado, se enfoca en proyectos a gran escala que integran sostenibilidad ambiental, inclusión social y respeto por el entorno.

Por otro, desarrolla iniciativas más pequeñas con tiempos de implementación más ágiles, especialmente mini granjas solares orientadas a aliviar la carga de sistemas interconectados.

TERRA INITIATIVE y nuevos mercados en desarrollo

Uno de los pilares de esta estrategia es TERRA INITIATIVE, un proyecto de 156 MWp en Colombia que fusiona generación solar con preservación cultural y ambiental.

La iniciativa se articula con la comunidad Arhuaco de la Sierra Nevada de Santa Marta y propone un modelo de co-beneficio social y energético. Actualmente, Greenwood se encuentra en la etapa de consecución de financiamiento para comenzar una primera fase de 52 MWp.

“TERRA INITIATIVE trasciende la generación eléctrica; es un modelo pionero que combina desarrollo renovable con recuperación cultural y ambiental”, destacó el CEO.

De forma paralela, la compañía planea instalar entre 50 y 100 MWp adicionales en Colombia mediante mini granjas solares, fortaleciendo la capacidad de respuesta del sistema energético nacional.

En Panamá, Greenwood ya opera el proyecto ALMA MATER —con 40 MWp en funcionamiento— y avanza con nuevas iniciativas solares en distintas fases de estructuración y permisos.

En tanto, en República Dominicana la empresa sigue de cerca los procesos de licitación pública, evaluando condiciones como la estabilidad normativa, la infraestructura de transmisión y la viabilidad financiera.

“Seguimos de cerca estos procesos de licitación, no solo en Panamá y República Dominicana, sino también en otros países de la región”, confirmó Crane.

Según detalló, Greenwood prioriza proyectos que no solo sean competitivos en costos, sino que generen un impacto positivo en las comunidades locales.

Más allá de los megavatios instalados, Greenwood mide su expansión en función del valor generado para las personas.

“Nuestro propósito es que el crecimiento de la compañía no se mida únicamente en megavatios instalados, sino también en la cantidad de vidas que podemos mejorar”, sostuvo su CEO. Bajo esta lógica, la estrategia es regional en visión y local en ejecución, con sostenibilidad e innovación como pilares centrales.

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BGH Eco Smart apuesta por diversos modelos de negocio para escalar la generación distribuida en Argentina

BGH Eco Smart refuerza su posicionamiento en el mercado de la generación distribuida en Argentina con una estrategia basada en tres modelos de negocio diferenciados: la distribución de productos, la ejecución de obras directas para proyectos de gran escala y la venta de energía a través de contratos (PPA)

Este enfoque le permite adaptarse a distintos perfiles de clientes y demandas técnicas en un contexto donde la generación distribuida duplicó su potencia instalada en solo un año.

«Nos estamos posicionando fuertemente en el segmento de generación distribuida en algunos nichos particulares como imprentas y distintos tipos de agroindustrias», manifestó Manuel Pérez Larraburu, Gerente del negocio de Eficiencia Energética y Energías Renovables de BGH Eco Smart, en diálogo con Energía Estratégica.

Entre los sectores más activos, señala a la industria agrícola en regiones pujantes como Entre Ríos, Córdoba, Salta y Buenos Aires, con proyectos que oscilan entre 40 y 250 kW, y destaca que en el caso de algunas industrias de Buenos Aires se han alcanzado instalaciones de hasta 2,2 MW en techos industriales.

El crecimiento del sector se refleja en los datos oficiales. Según la Secretaría de Energía de la Nación, ya hay 3034 proyectos habilitados como usuarios-generadores (U/G), que suman un total de 82,43 MW de potencia instalada, lo que representa el doble de capacidad que hace un año.

La empresa articula su estrategia según el tamaño del proyecto y el perfil del cliente. Posee una red de integradores que alcanzan a los clientes residenciales, comerciales e industriales, y se trabaja conjuntamente sobre los usuarios con proyectos superiores a 1 MW. Mientras que en proyectos de alrededor de 10 MW, implementa un modelo de venta de energía

“La diferencia principal radica en que cambia el producto sobre el cuál se acuerda un contrato. En un caso el producto es el proyecto, donde uno paga la instalación del sistema de generación distribuida en un acuerdo que fuese (o no) financiado”, indicó Manuel Pérez Larraburu

Mientras que en último caso se paga la energía que genera el parque, que se comercializa a través de un contrato, siempre enmarcados en la legislación de generación distribuida, o si excede la potencia o el nodo, enmarcados en la Ley N° 27191, teniendo como ventaja el congelamiento el precio de la energía a largo plazo. 

“Nuestra estrategia es profundizar en las tres verticales mencionadas y con mucho foco en proyectos de mayor potencia”, agregó el gerente del negocio de Eficiencia Energética y Energías Renovables de BGH Eco Smart. 

Y cabe recordar que la compañía cuenta actualmente con alianzas tecnológicas estratégicas, como Trina Solar para paneles fotovoltaicos, y comercializa inversores propios y de la firma Huawei, por lo que brinda productos y servicios de garantía para alcanzar tal objetivo. 

Sin embargo, los desafíos financieros persisten, ya que el principal reto del año es el financiamiento. Aunque se registró una mejora a finales de 2024 e inicios de 2025, el incremento de tasas en los últimos meses ha complicado el acceso a crédito para muchos clientes. En este escenario, el modelo de venta de energía se presenta como una herramienta viable para impulsar proyectos de mayor escala.

Desde el punto de vista regulatorio, también hay puntos de mejora, mayormente vinculados a la celeridad de trámites y que los requisitos sean los menores posibles para no encarecer las inversiones. 

Estas oportunidades de mejora aplican especialmente a la generación comunitaria, que avanza de forma dispar según la región, y a los casos donde las demoras en habilitaciones generan incertidumbre. «Impacta mucho a la hora de decisión y genera una brecha entre la realidad y las expectativas», advirtió el entrevistado. 

El rol emergente del almacenamiento

Uno de los frentes donde la empresa también proyecta crecimiento es en el despliegue de sistemas de almacenamiento energético, una tecnología que comienza a emerger en aplicaciones industriales en Argentina. Aunque aún en fase incipiente, su adopción se acelera impulsada por la baja de precios y la identificación de usos concretos, más vinculados a la calidad de red que a tarifas horarias.

«Empieza a evaluarse y a consultarse cada vez más. Especialmente para mitigar microcortes o inestabilidad de red,», confirmó el entrevistado. 

Y desde BGH Eco Smart ya han concretado soluciones en este campo, por lo que buscan transferir ese conocimiento al mercado y que el sector tome esa experiencia de manera positiva. 

“Los sistemas de 10 a 40 kW con capacidad de acumulación comienzan a masificarse en los sectores residencial y comercial, y se abre la posibilidad de abordar proyectos industriales de 1, 2 y hasta 5 MW”, sostuvo Pérez Larraburu.

Formas de contacto de BGH Eco Smart

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Linares afirma que “la integración de baterías será fundamental para superar el desafío de la intermitencia” en Panamá.

El almacenamiento de energía se posiciona como un pilar estratégico para el futuro energético de Panamá. Con una matriz cada vez más penetrada por fuentes variables como la solar y la eólica, la incorporación de sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems) será esencial para mantener la estabilidad y avanzar en la descarbonización.

La integración de baterías será fundamental para superar el desafío de la intermitencia”, afirmó el Project Manager de AG Proyectos y Servicios, Félix Linares, quien también advirtió que “los costos iniciales aún son altos, lo que limita su adopción masiva”. Según el especialista, el almacenamiento no solo permitirá una operación más eficiente del sistema eléctrico, sino que facilitará la sustitución progresiva de las centrales térmicas utilizadas como respaldo.

Actualmente, Panamá muestra un crecimiento renovable sostenido, especialmente en el segmento solar fotovoltaico. En 2024, el país incorporó 143,39 MW de nueva capacidad solar, alcanzando un total cercano a los 700 MW instalados. Esto permitió que la generación solar representara el 7,76% del total eléctrico nacional, en una tendencia que sigue desplazando a los combustibles fósiles.

Durante la temporada lluviosa, el sistema eléctrico panameño logró un desempeño notable: hasta el 98% de la demanda fue cubierta por fuentes renovables. Linares sostuvo que estos resultados demuestran que “el sistema es capaz de operar con una alta penetración de fuentes limpias”.

Ese avance fue posible gracias a políticas públicas como la Agenda de Transición Energética y al impulso de la generación distribuida, tanto en grandes parques como en sistemas de autoconsumo en techos comerciales y residenciales. “La energía solar fotovoltaica tiene el mayor potencial de crecimiento a corto y mediano plazo”, destacó el directivo.

En particular, la región del “arco seco” —que incluye las provincias de Coclé, Herrera, Los Santos y Veraguas— concentra las condiciones más favorables para la expansión de este tipo de tecnología. “Allí los sistemas pueden operar con mayor eficiencia y generar una cantidad significativa de energía”, indicó Linares.

Marco regulatorio, hidrógeno verde y desafíos financieros

Junto al almacenamiento, otro vector de crecimiento es el hidrógeno verde, cuya hoja de ruta nacional ya está en desarrollo. “Panamá busca convertirse en un hub de hidrógeno verde, aprovechando su posición estratégica y la infraestructura del Canal”, explicó Linares. Se están llevando a cabo estudios de pre-factibilidad para proyectos que combinen energía solar y eólica con electrólisis, lo que permitirá avanzar hacia nuevos modelos de descarbonización y exportación energética.

No obstante, para sostener este crecimiento se deben superar retos importantes. “Los desarrolladores aún reportan demoras significativas en los permisos de interconexión”, señaló el ejecutivo, quien consideró urgente una modernización de los procesos regulatorios. En paralelo, también es necesario fortalecer la red eléctrica, incluyendo la digitalización y la integración de tecnologías inteligentes que garanticen la estabilidad operativa ante la mayor presencia de energías variables.

En el plano financiero, Linares remarcó que “aunque los costos han bajado, el acceso a financiamiento para proyectos pequeños y medianos sigue siendo limitado”. En ese marco, propuso incentivar créditos verdes y nuevos instrumentos que faciliten la inversión tanto para empresas como para usuarios residenciales.

Panamá avanza con decisión en su transición energética, pero el futuro dependerá de su capacidad para incorporar tecnologías clave como el almacenamiento, junto con marcos normativos más ágiles y financiamiento accesible. Con una matriz limpia en expansión y un entorno natural privilegiado, el país se consolida como referente regional en energías renovables.

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Solis: dos décadas de innovación y confianza en energía solar

A medida que Solis se acerca a su vigésimo aniversario, la marca hace un repaso de un recorrido definido por la innovación, la confiabilidad y una visión clara hacia un futuro más verde.

Desde sus inicios en 2005, Ginlong (Solis) Technologies se ha consolidado como uno de los principales fabricantes mundiales de inversores string y de almacenamiento para sistemas fotovoltaicos. En estas dos décadas, Solis ha contribuido a transformar el panorama de la energía renovable a nivel global, impulsando a millones de hogares y empresas en más de 100 países y regiones.

Lo que ha distinguido a Solis no es solo la tecnología, sino también un firme compromiso con la calidad y la cercanía con sus clientes. Esto se refleja en los 10 años consecutivos de reconocimiento Top Brand PV por EUPD Research, votado directamente por instaladores; en la inversión en Declaraciones Ambientales de Producto (EPD); y en certificaciones de prestigio como ISO 27001 (seguridad de la información) e ISO 14067 (huella de carbono). Asimismo, el respaldo del sector financiero se hace patente con la inclusión constante de Solis como fabricante de inversores Tier 1 por BloombergNEF, lo que subraya su solidez financiera y bancabilidad corporativa. En conjunto, estos logros destacan la dedicación de Solis hacia la satisfacción del cliente, la sostenibilidad y el desarrollo de energía solar de clase mundial.

Hoy en día, las soluciones de Solis están diseñadas para hacer que la energía solar sea sencilla y efectiva; desde pequeños sistemas para balcones hasta proyectos de gran escala en el segmento utility. La más reciente sexta generación de inversores híbridos permite sistemas avanzados de almacenamiento de energía a nivel comercial e industrial (C&I), integrando múltiples funciones dinámicas y potenciadas por SolisAI dentro de SolisCloud.

Con más de 5000 colaboradores en todo el mundo, Solis lleva su tecnología a comunidades globales a través de equipos locales de expertos que contribuyen a un centro de I+D dedicado exclusivamente a mejorar y desarrollar tecnologías que respondan a las necesidades de los clientes en todos los mercados.

Al conmemorar sus 20 años, Solis continúa mirando hacia adelante con la visión de hacer que la energía limpia sea accesible, confiable y sostenible para todos. El camino para lograrlo sigue siendo claro: desarrollar tecnología para alimentar al mundo con energía limpia.

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Vestas realizó su TechDay 2025 con foco en tecnología para maximizar el valor del viento en Argentina

Vestas, líder global en soluciones de energía eólica, reunió en Buenos Aires a expertos del sector energético y líderes técnicos para debatir los desafíos más urgentes de la transición energética en Argentina y presentar soluciones concretas para acelerar su implementación.

El encuentro giró en torno a la temática “Maximizando el Valor del Viento”, destacando cómo la innovación tecnológica y la colaboración entre los agentes del sector permiten aumentar la eficiencia, certidumbre del caso de negocio y rentabilidad de los parques eólicos, especialmente en contextos de alta variabilidad.

Argentina avanza hacia su meta de alcanzar un 20% de cobertura renovable en su matriz energética para diciembre de 2025, habiendo superado el 17% en 2024. Con factores de capacidad eólica que duplican los de otros mercados, el país se posiciona como un líder regional en generación renovable.

La convergencia entre tecnología, colaboración en el sector y políticas públicas estables es clave para acelerar la competitividad del sector y fortalecer la seguridad energética. La energía eólica puede redefinir el futuro energético del país si se superan las barreras estructurales con soluciones resilientes”, afirmó Andre Bortolazzi, Head de Soluciones Tecnológicas de Vestas LATAM.

Durante el TechDay, se destacaron temas clave para el desarrollo del sector renovable. Uno de ellos fue el rol de tecnologías avanzadas, como el Power Plant Controller (PPC) de Vestas, que puede actuar como master controller e integrar distintas fuentes renovables, como la solar y la eólica, sin diferenciación del recurso. Estos sistemas permiten un control eficiente de los principales parámetros eléctricos, como voltaje, frecuencia y potencia, asegurando la estabilidad de la red y eficiencia de la operación.

También se subrayó la importancia de realizar evaluaciones energéticas robustas y transparentes, condición esencial para atraer inversiones y garantizar la viabilidad financiera de los proyectos. Por último, se discutió la necesidad de modernizar la infraestructura de transmisión, elemento crítico para habilitar la incorporación de nuevos parques eólicos y acompañar el crecimiento del sector.

Más allá de la operación técnica convencional, la tecnología está redefiniendo el desarrollo del sector eólico en múltiples dimensiones. Desde el diseño inteligente de parques que optimiza el uso del recurso, hasta tecnologías de aprendizaje adaptativo que maximizan la producción energética en la operación de turbinas eólicas, lo que incrementa la competitividad del sector, reforzando su sostenibilidad.”, complementó Bortolazzi.

La agenda incluyó un panel especial sobre la creciente tendencia de hibridación de tecnologías renovables, una solución estratégica para enfrentar los desafíos de variabilidad, curtailment y eficiencia en la operación del sistema eléctrico. “La hibridación no solo mejora la eficiencia técnica y económica de los proyectos, sino que también fortalece la resiliencia del sistema eléctrico y contribuye a una transición energética más robusta, sostenible y alineada con los objetivos climáticos del país”, dijo Carlos María Ríos, responsable de conexiones eléctricas de Vestas para Latinoamérica Sur.

Este enfoque permite que distintas fuentes de generación compartan infraestructura, operen de forma coordinada y se complementen en sus curvas de producción. Por ejemplo, mientras la generación solar alcanza su pico durante el día, la eólica puede mantener niveles altos durante la noche o en estaciones con menor radiación solar. Esta complementariedad mejora el factor de capacidad del punto de conexión a la red y permite una mayor firmeza en el suministro eléctrico, incluso con la posibilidad de hacerlo sin incrementar la potencia nominal instalada. Además, los proyectos híbridos reducen la necesidad de nuevas líneas de transmisión y subestaciones, lo que implica menores costos de inversión, menor impacto ambiental y mayor agilidad en la puesta en marcha. En contextos como el argentino, donde la infraestructura de evacuación está saturada en varios nodos, la hibridación representa una vía eficiente para optimizar el uso de la red existente. 

En este marco, PCR, empresa argentina con amplia trayectoria en el desarrollo de proyectos eólicos e infraestructura, recientemente ha seleccionado a Vestas como socio tecnológico para la gestión integrada de una planta híbrida de última generación en San Luis Norte. La elección se basó en la capacidad de Vestas para ofrecer una solución técnica avanzada que permite integrar y gestionar de forma centralizada y eficiente fuentes eólica y solar. Según Ríos, “Lo innovador de esta iniciativa no radica únicamente en la coexistencia de dos fuentes renovables, sino en la forma en que ambas serán gestionadas de manera centralizada y eficiente mediante un sistema de alta tecnología ofrecido por Vestas”, 

La iniciativa del Vestas TechDay 2025 se alinea con el compromiso de Vestas de mantener un rol activo como orquestador del ecosistema energético argentino, articulando tecnología, conocimiento técnico, colaboración multisectorial y visión estratégica para acelerar una transición energética sostenible y la evolución continua del sector eólico. Su presencia en el país no solo impulsa el desarrollo de proyectos, sino que también fortalece capacidades locales, fomenta la innovación y promueve un modelo energético más resiliente y competitivo.

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Ana Lía Rojas: “La electrificación no avanza al ritmo que debería en Chile”

Chile atraviesa un punto crítico en su transición energética. A pesar de haber alcanzado una matriz eléctrica con un 68% de generación renovable, el país mantiene una fuerte dependencia de los combustibles fósiles en su consumo total de energía, según información compartida por la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA).

“La electrificación no avanza ni ocurre al ritmo que debería en Chile para disminuir la dependencia de fósiles”, planteó Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA, durante #NosVemosenFES, el ciclo de streamings virtuales que organiza Future Energy Summit (FES) y que busca conversaciones descontracturadas para conocer a los líderes del sector renovable de Latinoamérica y Europa.

El rezago se evidencia con fuerza en el ritmo de crecimiento de la demanda eléctrica. En 2024, el consumo aumentó solo un 1,8%, y para 2025 se prevé un crecimiento nulo.. La consecuencia directa de este estancamiento es que el 64% del consumo energético total del país sigue basado en combustibles fósiles, a pesar de tener disponible una matriz limpia.

Rojas identificó varios factores que contribuyen a esta situación. Uno de ellos es la falta de foco en los sectores productivos con mayor consumo energético, donde se debería priorizar la electrificación. En ese sentido, destacó el caso de la minería, donde las decisiones aún se definen por criterios de costos y seguridad de suministro, lo que ha limitado su avance en materia de electrificación.

“También hay grados de electrificación residencial que ocurren en algunos nichos de mercado. Y a futuro debemos ser capaces de doblar el chair de electricidad actual y aspirar a un 45-50% en los próximos 20 años”, afirmó Rojas, apuntando a un salto estructural que permita acelerar la transición energética.

Además del impacto ambiental, la directora ejecutiva de ACERA enfatizó que la electrificación representa una oportunidad para el desarrollo industrial de Chile, donde todas las tecnologías convivan y se pueda implementar en base a renovables, almacenamiento y gas. 

Sin embargo, advirtió que el país ha desviado su atención de este objetivo estratégico, atrapado en discusiones de corto plazo o en aquellas que ya llevan tiempo de debate sin definición clara. 

“Las políticas que apuntarían a ese largo plazo no las estamos pudiendo desarrollar porque nos hemos dedicado a muchos temas que desviaron el foco, como por ejemplo 4 años de congelamiento de tarifas, la discusión de los subsidios eléctricos hace más de un año, retrasos en procesos de líneas de transmisión y distribución, entre otros”, subrayó.

Falta de institucionalidad y planificación a largo plazo

Uno de los vacíos estructurales que más preocupa a ACERA es la ausencia de una política nacional de electrificación. Según Rojas, no existe un organismo con atribuciones específicas para liderar esta transición, lo que deja al país sin una brújula para avanzar de forma ordenada y sostenida. 

Este vacío institucional permite que la coyuntura invada constantemente la planificación energética, restando continuidad a cualquier estrategia de largo plazo. Para la ejecutiva, este problema estructural compromete la viabilidad de alcanzar los objetivos climáticos y de desarrollo industrial del país.

“El corto plazo y la coyuntura terminan por invadir la planificación de la estrategia de largo plazo”, concluyó Rojas, con un llamado claro a retomar el rumbo de la transición con una visión técnica, institucional y estratégica.

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PCR exige reglas claras y sujetos de crédito para que los lineamientos del MEM activen nuevas inversiones

Lucas Méndez Tronge, director de Asuntos Institucionales y Comunicación de PCR, ofreció una visión detallada y crítica sobre los nuevos lineamientos del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) durante un desayuno exclusivo organizado por Future Energy Summit (FES), remarcando que si bien representan una oportunidad para el desarrollo renovable, su éxito dependerá de la existencia de reglas claras, financiamiento internacional y actores bancables dentro del sistema.

«Somos optimistas, pero hay elementos críticos que deben resolverse para que la inversión ocurra realmente», planteó Méndez Tronge ante un auditorio integrado por referentes del sector.

Uno de los ejes centrales de su exposición fue la contractualización del mercado. Si bien valoró el camino que se está transitando, dejó claro que la falta de seguridad en la demanda limita la toma de decisiones, ya que el nuevo esquema impulsa un modelo en el que la demanda —distribuidores y grandes usuarios— tenga la capacidad de gestionar su propio abastecimiento mediante contratos bilaterales, pero bajo la mirada del especialista resulta «fundamental que sean sujeto de crédito».

Desde su perspectiva, los nuevos lineamientos del MEM podrían funcionar como un disparador de inversiones, pero sólo si se acompaña de un entorno que garantice estabilidad jurídica, marcos normativos coherentes y condiciones reales de bancabilidad. 

«El gobierno fue consciente de que no podía hacerlo de un día para el otro, lo está haciendo con un proceso, pero no está claro cuál es el final del proceso ni si va a generar el nivel de inversión que hace falta”, apuntó.

En ese marco, subrayó que uno de los principales cuellos de botella del sistema sigue siendo la infraestructura de transmisión, tanto troncal como de ampliación privada: «Si no logramos el tema de las obras de transmisión, no solo las que podemos hacer los privados desde propios proyectos, sino las líneas troncales que tiene que hacer el país, tendremos un problema de crecimiento”. 

En referencia a la planificación estatal, Méndez Tronge enfatizó que aún no hay certeza sobre el final del proceso de contractualización. “El gobierno fue consciente de que no podía hacerlo de un día para el otro, lo está haciendo con un proceso, pero no está claro cuál es el final del proceso ni si va a generar el nivel de inversión que hace falta”, apuntó.

Y cabe recordar que PCR avanza en la construcción del parque eólico Olavarría (180 MW), proyecto que también contempla la repotenciación en la infraestructura de transmisión eléctrica, con intervenciones sobre las estaciones transformadoras de Olavarría y Ezeiza, lo que permitirá aumentar la capacidad de evacuación en la línea de 500 kV que conecta Bahía Blanca con Abasto.

Además, fue adjudicataria de 210 MW de prioridad de despacho en la reciente licitación MATER Q1/Q2 2025, con el Parque Solar La Aconquija, de 230 MW, ubicado en Catamarca. Desarrollo vinculado a una obra de ampliación de capacitores serie en Monte Quemado, Santiago del Estero

Esas intervenciones les permite ganar capacidad de evacuación, lo que podría habilitar más proyectos futuros. Sin embargo, el financiamiento internacional exigido por el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para el PE Olavarría fue una condición compleja de cumplir.

«Teníamos que saber que el financiamiento tenía que venir de afuera», explicó el directivo. Además, destacó que la certeza sobre la adquisición de energía fue clave: «Tener un socio industrial que va a comprar el 50% de la generación te da una certeza enorme».

En cuanto a la competencia entre tecnologías, el ejecutivo fue contundente: «Estamos totalmente dispuestos a la libre competencia con las otras tecnologías, nos parece totalmente razonable», aunque subrayó que esa competencia debe darse en condiciones de equidad.

Finalmente, advirtió que la expansión de la generación renovable ya no depende sólo de la oferta, sino que requiere analizar con realismo la evolución de la demanda. «Los grandes usuarios ya tienen su compromiso, sus metas en gran parte cumplidas», afirmó, y anticipó que serán otros sectores, como la minería o los data centers, los que podrían motorizar nuevos proyectos.

«Hay un montón de proyectos que se analizaron y cuando llegaron al capítulo energía, no lo pudieron hacer», concluyó Méndez Tronge, dejando en claro que sin resolver los cuellos estructurales del mercado, las oportunidades que plantean los nuevos lineamientos del MEM corren el riesgo de diluirse.

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Ganadores de la licitación AlmaGBA de Argentina: en exclusiva el detalle de más de 600 MW BESS adjudicados

La Secretaría de Energía de Argentina definió los proyectos ganadores de la licitación de baterías AlmaGBA, la primera convocatoria pública e internacional enfocada en proyectos de almacenamiento stand-alone en el país.

Energía Estratégica accedió a la resolución antes que se publique en el Boletín Oficial de la República Argentina, donde se detalla que finalmente se adjudicaron 10 proyectos por 667 MW de potencia, repartidos entre las empresas Aluar, Central Puerto, Coral Energía, Genneia, MSU Green Energy, Rowing e YPF Luz.

¿Por qué más capacidad de la prevista? Si bien la licitación contemplaba 500 MW en baterías, el gobierno sumó algunas ofertas al listado ya que las mismas poseían precio menor al 90% del precio máximo. 

Es decir que primeramente se adjudicaron 517 MW de manera directa, proveniente de los 7 proyectos que este portal de noticias adelantó días atrás (ver nota) y a un precio promedio ponderado de 11337 USD/MWmes (75,6% sobre el de Referencia).

A eso se debe añadir que el gobierno determinó la contratación de potencia adicional de otros 3 sistemas de almacenamiento que suman 150 MW, a un promedio de 12591 USD/MWmes (83,9% sobre el de Referencia).

De la totalidad de los ganadores, la mayor parte se instalará en las redes de Edenor, habiendo 7 proyectos por un total de 500 MW, mientras que para el ámbito de Edesur se asignaron 3 centrales por 167 MW de capacidad. 

Por otro lado, la Secretaría de Energía de Argentina también invita a 5 sistemas de baterías mejores sus ofertas económicas (en los términos del Artículo 19.4 del Pliego de Bases y Condiciones) y puedan adjudicarse otros 222 MW de potencia. 

Esto se debe a que no contarían con limitaciones en el sistema de transporte, pero su precio actual está por encima del valor asignable en esta oportunidad: promedio de 14729 usd/MWmes (98,2% sobre el de Referencia). 

“Dichos Oferentes deberán manifestar su voluntad de acceder a la celebración del Contratos de generación de almacenamiento con distribuidores del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en los términos y condiciones establecidos en el presente artículo en forma expresa y por escrito a CAMMESA, en el término de 5 días hábiles contados desde la notificación de la presente”, detalla la resolución. 

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Jinko Solar presentó su nuevo módulo Tiger Neo 3.0 y proyecta celdas Tándem a mediano plazo

Jinko Solar presentó oficialmente su nueva solución fotovoltaica Tiger Neo 3.0, en un evento online titulado «Rendimiento sin límites: Lo que trae el nuevo Tiger Neo 3.0», organizado junto Energía Estratégica

Durante el encuentro, Jeniffer Escobar, Technical Service Manager para Latinoamérica, y Miguel Covarrubias, Sales Director LATAM, ofrecieron detalles técnicos y comerciales del módulo, que se posiciona como una de las soluciones más avanzadas de la compañía que ya 330 GW suministrados a nivel mundial entre todos sus productos.

El Tiger Neo 3.0 se basa en la tercera generación de celdas TOPCon, alcanzando una eficiencia de módulo de hasta 24,8% y una potencia máxima de 670 W, con un rendimiento bifacial del 85%. “La optimización en la arquitectura TOPCon, los materiales de calidad y el diseño están orientados a maximizar la generación, incluso bajo condiciones más exigentes”, explicó Escobar.

Cuatro innovaciones estructurales respaldan estas cifras. En primer lugar, la mejora de pasivación de celdas bajo el concepto HCP permite manejar corrientes más altas sin elevar pérdidas. En segundo lugar, la estructura MAX incrementa la bifacialidad mediante una capa trasera más transparente y un mejor contacto, elevando el aprovechamiento de la irradiación solar. 

A su vez, el diseño SMMB incorpora más barras colectoras finas, lo que reduce la distancia de conducción entre electrones y disminuye las pérdidas eléctricas. Por último, el esquema FP optimiza el comportamiento del módulo frente a sombras parciales, reduciendo el riesgo de puntos calientes.

Una de las principales ventajas del Tiger Neo 3.0 está en su rendimiento sostenido a lo largo del tiempo. “Presenta una degradación anual inferior al 0,35%, por debajo del estándar del 0,4% del mercado”, destacó Escobar, lo cual garantiza más producción durante sus 30 años de vida útil. 

La nueva línea se adapta a distintos segmentos del mercado. El modelo de 66 celdas está destinado a proyectos utility scale, mientras que las versiones de 48 y 51 celdas están diseñadas para uso residencial. “También contamos con una versión bifacial de doble vidrio”, agregó Escobar, lo cual refuerza la adaptabilidad del producto a diversas configuraciones y necesidades del mercado fotovoltaico.

Desde el punto de vista productivo, la compañía trabaja con una estrategia de diversificación industrial para mitigar riesgos globales. Actualmente, el 99% de los módulos de Jinko Solar se producen en China, pero la empresa amplía su capacidad instalada para responder regionalmente en caso de restricciones logísticas, regulatorias o geopolíticas. “Estamos buscando la diversificación a nivel compañía y tenemos fábricas que responden a ciertos mercados ante posibles restricciones”, explica Covarrubias. El ejecutivo asegura que Jinko Solar cuenta con flexibilidad productiva: “Adaptamos nuestra capacidad y estamos constantemente en la optimización de las fábricas, lo que nos permite reaccionar rápidamente”.

Tecnología del futuro: Jinko avanza hacia las celdas Tándem

La evolución tecnológica de la compañía también contempla desarrollos más allá de TOPCon, tecnología con la que continuarán en el mediano plazo ya que consideran que aún queda espacio para optimizar aún más su eficiencia de la tecnología TOPCon.

“Sin embargo, en paralelo trabajamos en celdas Tándem a nivel de laboratorio y quedan desafíos técnicos por resolver. Es decir que el paso siguiente son las celdas Tándem, pero seguramente de aquí a 4 o 5 años deberíamos lanzar algo comercialmente viable de celdas Tándem” anticipó Covarrubias durante el webinar.

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Perú prevé triplicar su potencia solar y alcanzar 3 GW operativos en tres años

Perú avanza hacia una expansión significativa de su generación fotovoltaica, en línea con la reciente Ley N.° 32249.. Con una capacidad solar nominal en operación de 730 MW, el país proyecta alcanzar los 3 GW acumulados para 2028. Este crecimiento responde a una combinación de factores: un recurso solar de clase mundial, nuevos incentivos regulatorios y la necesidad urgente de descarbonizar una matriz energética aún dominada por combustibles fósiles.

Según el reporte de Solar Power Europe, solo en 2024 se sumaron 195,48 MW al parque solar nacional, con plantas como Clemesí (114,93 MW) en Moquegua, Matarani (80 MW) en Mollendo, y Carhuaquero (0,55 MW) en Cajamarca. Además, San Martín (252,4 MW), desarrollado por Zelestra y puesto en marcha en julio de 2025, se posiciona como la mayor planta solar del país hasta el momento. Para finales de este año se espera que entren en operación proyectos clave como Sunny (204 MW), Illa (385 MW), Solimana (250 MW) y Sol de Verano I (45,34 MW), todos en Arequipa.

El desarrollo solar se concentra en el sur del país, donde los departamentos de Moquegua, Arequipa, Ica y Tacna presentan irradiaciones superiores a 6,0 kWh/m²/día y hasta 3.500 horas de sol al año, ubicando a Perú entre los países con mayor potencial fotovoltaico del continente. “Estas condiciones posicionan al país como uno de los destinos más atractivos de Latinoamérica para la inversión en proyectos de energía solar”, subraya el informe de Solar Power Europe.

Este salto ocurre en paralelo a un proceso de reforma legal crítica. La reciente aprobación de la Ley N.° 32249 introduce un nuevo régimen de licitaciones eléctricas con contratación por bloques horarios, plazos de hasta 15 años y prioridad para fuentes renovables en zonas aisladas. Cabe recordar que Energía Estratégica y Future Energy Summit lanzaron un reporte exclusivo y gratuito sobre el mercado renovable peruano que ofrece análisis especializado y exclusivo, datos confiables, visión integral del mercado y herramientas para la toma de decisiones estratégicas, consolidándose como guía clave para empresas e inversores. (Descarga gratuita aquí).

 “Esta ley podría impulsar un nuevo ciclo de inversión solar en Perú”, destaca el análisis, que también anticipa la creación formal del mercado de servicios auxiliares para finales de 2025.

A estos avances se suma la publicación del Reglamento de Generación Distribuida, que permitirá a los usuarios generar su propia energía renovable y compensar excedentes. El reglamento propone conexiones simplificadas, exenciones ambientales y condiciones comerciales estandarizadas tanto para usuarios regulados como libres. Este marco normativo apunta directamente a acelerar el crecimiento del segmento C&I, donde sectores como el cemento, minería, agroindustria y logística lideran el autoconsumo solar. El informe destaca que el sector cementero ya suma 31.070 kW de capacidad instalada, seguido por la minería con 12.410 kW.

No obstante, el país aún enfrenta desafíos estructurales. A pesar del empuje regulatorio, persisten cuellos de botella en la tramitación de permisos, incertidumbre regulatoria e infraestructura de transmisión insuficiente, especialmente en zonas de alto potencial solar. El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), aunque robusto en áreas urbanas, deja fuera a comunidades rurales en la Amazonía y los Andes. La cobertura nacional alcanza el 96,4 %, pero apenas 86 % en zonas rurales, lo que refuerza la necesidad de avanzar en proyectos solares autónomos o híbridos para electrificación rural.

Con este objetivo, el Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER) 2024-2033 prioriza el acceso universal con soluciones fotovoltaicas. “La energía solar fotovoltaica es una herramienta crucial para la electrificación de comunidades remotas e indígenas”, plantea el reporte, reforzando que la transición energética debe ser también una vía de inclusión social.

En cuanto a inversión, Perú ha comenzado a consolidar un ecosistema atractivo. La Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) estima que existen más de 16 GW en proyectos solares en distintas etapas de desarrollo, de los cuales 2.127,3 MW ya cuentan con concesiones definitivas, según datos de OSINERGMIN. “Actualmente hay 1.755,5 MW eólicos y solare ya en operación en el SEIN, y el escenario realista proyecta 4.503,1 MW instalados para 2030”, indica OSINERGMIN.

Uno de los principales pendientes regulatorios es la planificación de la transmisión, que se propone modernizar mediante criterios territoriales, análisis de sensibilidad de demanda y herramientas geoespaciales, con foco en regiones con alta irradiación. A esto se suma la necesidad de una regulación específica para el almacenamiento de energía, que permita tratar a los sistemas BESS como entidades propias dentro del sistema, con esquemas de remuneración claros y sin doble penalización.

Finalmente, Solar Power Europe recomienda revisar el esquema de pago por capacidad del SEIN, actualmente diseñado para unidades térmicas, para incorporar metodologías que reconozcan la contribución horaria de las tecnologías solares a la confiabilidad del sistema.

Con un pipeline robusto, irradiación de primer nivel y una regulación en proceso de modernización, Perú tiene las condiciones para triplicar su capacidad instalada y consolidarse como uno de los polos solares más prometedores de la región andina. El desafío será traducir el potencial en realidad operativa, acelerando los procesos, alineando incentivos e integrando tecnología con inclusión.

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Guatemala reduce más de 40% su precio spot eléctrico en 2025 impulsada por renovables

Guatemala experimenta una reducción significativa en el precio spot de la electricidad durante 2025, con una baja superior al 40% en comparación con 2024. Esta tendencia, sustentada por un mayor aprovechamiento de las fuentes renovables, modificó de forma sustancial el panorama del mercado mayorista eléctrico.

“El 2025 tiene condiciones más favorables para las fuentes renovables, especialmente las hidroeléctricas”, manifestó el consultor financiero Leonardo David, especializado en energía solar, almacenamiento y tarifas eléctricas.

Según datos del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), el precio spot promedio descendió de US$214.17/MWh en mayo 2024 a US$124.07/MWh en mayo 2025. En ese mismo período, la generación hidroeléctrica aumentó en 46.6 GWh, mientras que el aporte combinado de las plantas solares y eólicas creció en 24.85 GWh. En contraste, la generación térmica a base de búnker y diésel se redujo en 85.1 GWh, disminución que tuvo un impacto directo en la caída de los precios.

“La reducción del uso de diésel y búnker, que suelen elevar los precios spot, es clave: en algunos meses su uso cayó más de 80% respecto a 2024”, explicó David. Este fenómeno no solo alivianó los costos inmediatos del sistema, sino que evidenció un giro estructural hacia una matriz más limpia.

Aunque la hidroelectricidad continúa siendo la tecnología dominante, 2025 mostró un impulso notable de la energía solar y eólica en Guatemala. Según David, este crecimiento respondió a factores diferenciados.

“En el caso de la energía eólica, 2025 ha tenido condiciones de viento mucho más favorables que el año anterior”, precisó el consultor, aunque aclaró que no se registraron ingresos de nuevos parques eólicos de gran escala.

Por su parte, la generación solar creció a partir del ingreso de nuevos proyectos. Entre ellos destacaron varias plantas de generación distribuida renovable (GDR) con capacidades cercanas a los 5 MW cada una, además del proyecto solar Magdalena, de 66 MW, ubicado en Escuintla. Este desarrollo diversificó la matriz y abrió nuevas dinámicas para el mercado, aunque también introdujo desafíos financieros.

“La reducción de precios spot genera incertidumbre para los proyectos solares bajo el esquema GDR, ya que influye directamente en su ingreso mensual”, advirtió David.

En este contexto, el especialista recomendó cautela al estructurar los modelos financieros. “Es importante hacer proyecciones realistas y evitar financiamientos muy ajustados, para que estos proyectos tengan flexibilidad frente a variaciones del precio spot”, indicó.

Desde una perspectiva regional, Guatemala conservó una posición sólida gracias a su marco regulatorio y experiencia en el mercado eléctrico. “Guatemala tiene uno de los mercados eléctricos más desarrollados de la región, lo cual brinda seguridad jurídica”, sostuvo David.

No obstante, el analista destacó que el país enfrenta el reto de completar con éxito las licitaciones PEG-5 y PET-3, claves para garantizar suministro a usuarios residenciales y pequeños comercios.

“Los grandes consumidores pueden construir o contratar su propia generación, pero los usuarios residenciales dependen de las contrataciones de las empresas distribuidoras”, señaló.

Además, el crecimiento de la demanda eléctrica sigue en alza, acelerado por la llegada de centros de datos para inteligencia artificial, lo que tensiona la necesidad de planificación y resiliencia.

“La reducción de precios spot puede generar una sensación de falsa seguridad. Pero hay que recordar que esto viene en gran parte por factores climáticos incontrolables”, subrayó David.

En 2024, la sequía redujo drásticamente la disponibilidad hidroeléctrica, lo que elevó los precios. Un escenario similar podría repetirse si no se gestiona adecuadamente la expansión del sistema.

“Tratar de predecir el precio spot es complicado, ya que depende de muchos factores, incluyendo el clima”, afirmó.

Si las condiciones actuales persisten, es probable que los precios se mantengan estables a corto plazo. Sin embargo, David identificó al menos tres riesgos concretos que podrían provocar un rebote en los precios: un crecimiento de la demanda mayor al esperado, retrasos en las licitaciones PEG-5 y PET-3, y el regreso de condiciones de sequía.

“Guatemala debe estar preparada para distintos escenarios y no depender exclusivamente de la buena suerte climática”, concluyó.

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República Dominicana se enfrenta al desafío del vertimiento renovable y apuesta por el almacenamiento energético

Con una demanda máxima que recientemente alcanzó los 3.923 MW y una capacidad instalada renovable de 1.554 MW, República Dominicana vive un crecimiento acelerado en generación limpia. No obstante, el avance renovable también expone tensiones en la red, donde la falta de flexibilidad provoca un alto nivel de vertimiento. Según Marvin Fernández, consultor en energía y medioambiente y CEO de GreenBox, el almacenamiento energético es la herramienta crítica para resolver esta problemática sin frenar la transición.

“El almacenamiento energético juega un papel fundamental en el SENI, eliminando el vertimiento de energía y dando mayor estabilidad a la red”, asegura Fernández, quien presidió la Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) entre 2022 y 2024.

Solo durante el mes de junio se vertieron 18.549,41 MWh de energía renovable, lo que representa un 11,7% de la generación. Estas pérdidas no solo afectan a los generadores, sino también a las empresas distribuidoras, al deteriorar su flujo de caja. “Es precisamente en el horario nocturno donde el costo de energía en el mercado spot se incrementa en sus valores máximos, y los proyectos con almacenamiento vienen a reducir el mismo a través del arbitraje de energía”, explica.

A esto se suman los beneficios técnicos del almacenamiento, que permitirá brindar servicios complementarios a la red como regulación de frecuencia, tensión, arranque en negro, e incluso tecnologías más avanzadas como el grid forming. Para Fernández, estos atributos serán claves en la transformación operativa del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).

Proyecciones del mix y planificación del sistema

De cara a los próximos cinco años, el mix energético dominicano estará liderado por el gas natural, con una participación proyectada del 51%, consolidándose como el combustible de la transición. Le seguirán el carbón mineral (26%) y el Fuel Oil #2 (1%), mientras que las renovables no convencionales mantendrán su expansión: energía solar (12%), eólica (5,3%) y biomasa (0,8%). La hidroeléctrica, aunque convencional, se mantendrá en un 4,7% del total.

Este nuevo panorama estará acompañado por más de 2.000 MW de nueva capacidad térmica, mientras que 12 proyectos actualmente en construcción ya contemplan sistemas BESS. “Se prevé que para 2027 entren de los primeros parques fotovoltaicos con almacenamiento”, anticipa Fernández. Esto permitirá reducir los costos en las horas punta del Mercado Eléctrico Mayorista, con impacto positivo directo en las empresas distribuidoras.

A su vez, la reciente licitación de 600 MW renovables representa una oportunidad para introducir ajustes que favorezcan proyectos con mayor grado de avance. “Entendemos que esta licitación es un buen punto de partida, y que debe ampliar su alcance para que también puedan entrar aquellos proyectos eólicos y solares que cuenten con concesión definitiva al momento de entregar su oferta técnico-económica”, señala.

De fondo, persiste una necesidad estructural: garantizar inversiones estratégicas y coordinadas en generación, transmisión y distribución. “El crecimiento marcado de la demanda indica que se deben seguir haciendo las inversiones estratégicas en los sectores generación, transmisión y distribución, para poder abastecer la demanda en horas pico, garantizando estabilidad en la operación de la red, reduciendo costos y emisiones de gases de efecto invernadero”, advierte Fernández.

En esa línea, también subraya que la clave es contar con generación flexible para permitir una mayor integración de renovables sin comprometer la estabilidad del sistema. “Es vital poder contar con generación flexible que pueda mantener ese balance entre la oferta y la demanda, para permitir una mayor integración de fuentes renovables, sin afectar la estabilidad de la red, que es al final lo que el país busca”, concluye.

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SER Colombia destaca inversión récord en renovables y alerta sobre trámites que frenan proyectos

Colombia alcanzó en agosto de 2025 un hito histórico en el desarrollo de energías limpias: 2376 megavatios en proyectos de mediana y gran escala en operación y otros 995 MW en autogeneración y generación distribuida. En total, ya funcionan 20.122 proyectos que consolidan el rol de las renovables en la matriz eléctrica.

El informe de SER Colombia detalla que la industria ha movilizado USD 2.500 millones en inversión privada, aportado 10 billones de pesos al mercado eléctrico y generado más de 22.000 empleos directos durante la fase de construcción, llevando nuevas oportunidades a regiones apartadas del país.

El gremio enfatiza: “Las renovables no son solo un sector. Son una causa nacional. Son empleo, inversión, desarrollo territorial, justicia social, competitividad, futuro”.

Sin embargo, los avances conviven con importantes cuellos de botella. El propio informe reconoce que “los tiempos de puesta en marcha de los proyectos son excesivamente largos”. La entrada en operación puede tardar entre 2 y 5 años sin licencia ambiental, y entre 3 y 7 años con licencia ambiental, a lo que se suman 247 trámites represados en distintas entidades, con demoras que alcanzan los 2000 días.

Otro de los retos señalados está en el plano financiero. De los proyectos en etapa de desarrollo, solo el 20% (1631 MW) está en condición Ready to Build, mientras que el 87% no ha alcanzado cierre financiero.

La falta de contratos de largo plazo limita la viabilidad de las iniciativas, agravada por un esquema de subastas que, bajo la normativa vigente, desincentiva la participación de las fuentes no convencionales.

El gremio también advierte sobre el riesgo de un déficit estructural en 2027, dado que el consumo eléctrico nacional crece al doble de la capacidad instalada.

“Si no actuamos ya, las cifras oficiales proyectan un déficit de energía eléctrica en 2027 y los tiempos de entrada de los proyectos siguen siendo excesivamente largos”, resalta el documento.

Para enfrentar estos desafíos, SER Colombia trabaja con el Gobierno en un plan de choque con ocho medidas regulatorias urgentes, entre ellas la simplificación de licencias ambientales, la liberación exprés de capacidad de conexión y la habilitación de subastas de contratos de largo plazo.

De estas iniciativas, cinco ya muestran avances regulatorios que podrían facilitar la entrada de nuevos proyectos en los próximos meses.

A pesar de los retos, el balance es positivo. El sector no solo aporta capacidad instalada y seguridad energética, sino que también impulsa la diversificación económica, la justicia social y la resiliencia del sistema eléctrico frente al cambio climático.

Como concluye el informe: “El potencial existe, pero se requiere seguir sumando esfuerzos para que los proyectos puedan desarrollarse oportunamente y de forma sostenible”.

El dinamismo se refleja también en los proyectos en curso. Para finales de 2025 se prevé la entrada en operación de 12 nuevas iniciativas que sumarán 419 MW y entre 2026 y 2027 se sumarán 493 MW adicionales. Además, el pipeline a largo plazo es robusto: 132 proyectos con 7.900 MW en desarrollo hasta 2029.

Con cifras récord de inversión, empleo y capacidad instalada, y con un portafolio en expansión que apunta a casi 8 GW hacia 2029, las energías renovables se consolidan como una de las mayores apuestas de desarrollo para Colombia.

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CEA marca que prorrogar la Ley N° 27191 es un paso clave para dar estabilidad a las renovables en Argentina

Veinte legisladores de la Cámara de Diputados presentaron un proyecto de ley para prorrogar la estabilidad fiscal prevista en la Ley 27.191, que regula el desarrollo de las energías renovables en Argentina. La propuesta extiende hasta 2045 el marco vigente, una señal que desde la CEA se valora como un paso fundamental para garantizar la continuidad y el crecimiento del sector.

La iniciativa contempla que el acceso y la utilización de las fuentes renovables de energía no estén alcanzados por tributos específicos, cánones o regalías en ninguna jurisdicción del país, asegurando que las reglas de juego permanezcan claras y estables en el tiempo.

Para la Cámara de Generadores y la Cadena de Valor de Energías Renovables (CEA), lo central de esta prórroga es que ofrece estabilidad fiscal y jurídica de largo plazo. Esto permite proteger las inversiones ya realizadas y dar viabilidad a nuevos proyectos de gran escala, en un contexto en el que el crecimiento económico del país indefectiblemente demandará mayor generación eléctrica.

“La industria renovable no necesita subsidios ni beneficios fiscales adicionales. Lo que requiere es previsibilidad, un marco jurídico confiable y reglas claras para seguir invirtiendo con financiamiento de largo plazo. La estabilidad es, en sí misma, la mejor política de fomento”, destacó Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la CEA.

El sector de las energías renovables es intensivo en capital y demanda horizontes de planificación de entre 15 y 20 años. Por eso, la continuidad de la Ley 27.191 constituye un instrumento clave para atraer capital nacional e internacional, consolidar los avances logrados en la última década y contribuir a una matriz energética más diversificada y competitiva.

La CEA considera que esta prórroga refuerza la confianza de los inversores y brinda señales concretas para que Argentina pueda seguir ampliando su capacidad renovable, generando empleo y desarrollando la cadena de valor local.

El país cuenta con un potencial extraordinario en energía eólica, solar y otras fuentes renovables. En la última década, estos recursos han permitido diversificar la matriz eléctrica, generar miles de empleos y atraer inversiones millonarias en infraestructura.

“La prórroga de la Ley 27.191 representa una oportunidad para profundizar este camino, garantizando que las energías renovables continúen siendo un motor de desarrollo económico, social y ambiental para la Argentina”, concluyó Ruiz Moreno.

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Bermúdez advirtió sobre riesgos operativos si no se ajusta la integración renovable

Costa Rica, reconocida por liderar la transición energética en América Latina, enfrentó en 2024 una serie de tensiones estructurales que pusieron a prueba su matriz renovable. La combinación de variabilidad climática, mantenimiento de plantas críticas y la falta de mecanismos de regulación rápida generó una mayor dependencia del respaldo térmico, con impactos en costos y metas de descarbonización.

Pablo Bermúdez Vives, asesor en Gestión Ambiental del Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE), explicó que el año cerró con una generación térmica equivalente al 12% del total, un nivel inusualmente alto para la matriz costarricense. “Estas cifras se debieron a condiciones climáticas que redujeron las lluvias y a la falta de flexibilidad operativa para responder con fuentes renovables”, indicó Bermúdez.

La situación llevó a que la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) emitiera alertas sobre la necesidad de gestionar los riesgos operativos de cara a 2025. El análisis regulador anticipó presiones sobre los costos y posibles restricciones si se mantiene el patrón hidrológico y no se refuerzan las capacidades regulables del sistema.

Una parte crítica de esa presión provino de mantenimientos programados en grandes plantas hidroeléctricas y geotérmicas. Bermúdez detalló que “el Plan de Expansión de la Generación 2024 del ICE reportó intervenciones prolongadas que sacaron capacidad firme del sistema”, incluyendo centrales como Cachí, Arenal, Dengo, Ventanas Garita y Miravalles 1–2. La combinación de estas salidas simultáneas acentuó la dependencia del respaldo térmico.

Falencias estructurales del mercado y recomendaciones urgentes

A estos factores técnicos se sumaron obstáculos estructurales del mercado. Costa Rica no opera un mercado spot ni permite clientes libres, lo que limita la competencia y la flexibilidad en la gestión de la demanda. “Las compras de energía están concentradas en el ICE, bajo regulación directa de ARESEP”, señaló Bermúdez.

Además, el país no cuenta aún con la capacidad suficiente para absorber la creciente participación de renovables variables, como la solar y la eólica. “El propio Plan de Expansión recomendó aumentar la capacidad de regulación —como baterías y proyectos regulables— y ajustar la operación del sistema”, remarcó el funcionario.

ARESEP, por su parte, aprobó recientemente procedimientos técnicos en el marco del POASEN, pero los actores del sector advierten que aún existen rezagos normativos y operativos para responder con agilidad a las condiciones del sistema. La falta de una señal de precio dinámica y de herramientas de mercado robustas también dificulta el despliegue de soluciones rápidas.

“Costa Rica construyó una matriz ejemplar, pero los últimos años demostraron que mantener el liderazgo requiere ajustes estructurales, capacidades operativas y planificación más flexible”, concluyó Bermúdez.

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Impulsando el futuro energético de Sudamérica: Ampace lleva energía confiable a 200.000 personas en Chile

Ampace, empresa innovadora mundialmente reconocida en nuevas tecnologías energéticas, se dedica a ofrecer soluciones de energía verde que combinan un alto rendimiento con una experiencia de usuario excepcional. Aprovechando su liderazgo mundial en almacenamiento avanzado de energía y tecnologías de simulación patentadas que mejoran la resiliencia ante los desafíos sísmicos, Ampace ofrece soluciones de energía limpia a medida y confiables, adaptadas a los diversos y exigentes entornos de Sudamérica. Hasta la fecha, la compañía ha abordado con éxito diversos desafíos energéticos en varios continentes, ejecutando proyectos emblemáticos en China, Japón, Estados Unidos, Alemania, Italia, Francia, etc.

Ampace ha llevado un trabajo pionero en la región andina de Chile, donde el proyecto proporciona electricidad estable y confiable a más de 200.000 habitantes, ofreciendo un modelo replicable para la implementación de energía limpia en todo el continente.

Como empresa innovadora global en tecnologías de baterías de iones de litio, Ampace presta servicio a más de 50 millones de usuarios en 30 países. Conocida por ofrecer soluciones de almacenamiento de energía ultra confiables y rentables, Ampace se especializa en afrontar condiciones extremas, desde sitios remotos sin conexión a la red eléctrica hasta complejas demandas energéticas comerciales e industriales.

En 2024, Ampace alcanzó un hito clave con la exitosa implementación de la primera subestación de almacenamiento de energía conectada a la red eléctrica de Chile en Nuevo Imperial. Ubicado en una zona sísmicamente activa y cada vez más dependiente de las energías renovables, este proyecto marca un punto de inflexión para las soluciones de almacenamiento de energía localizadas y de alta confiabilidad en Sudamérica.

Chile ostenta el récord del terremoto más potente del mundo y experimenta más de 1000 terremotos de magnitud 2,5 o superior al año. Sumado a su compleja geografía, que provoca pérdidas de transmisión a larga distancia y desequilibrios en la red eléctrica regional, estos desafíos ejercen una enorme presión sobre la resiliencia, la confiabilidad y la rentabilidad de la infraestructura eléctrica del país.

Reconociendo la urgente demanda energética y las condiciones únicas, los ingenieros de Ampace han aplicado tecnologías avanzadas y un profundo conocimiento para desarrollar soluciones personalizadas específicamente para Nuevo Imperial.

Diseñado para Resistencia Sísmica

Según el Servicio Geológico de Estados Unidos (2010), el 27 de febrero de 2010, la zona centro-sur de Chile experimentó el sexto terremoto más grande jamás registrado, con una potencia de 8,8 MW. El desastre dañó gravemente el Sistema Interconectado Central (SIC) chileno, que suministra electricidad a más del 93% de la población, provocando apagones generalizados en varias ciudades. En total, 4,5 millones de clientes se quedaron sin electricidad inmediatamente después del terremoto. Este evento puso de relieve el grave impacto que los desastres naturales pueden tener en la funcionalidad del sistema eléctrico, lo que convierte la resistencia sísmica en una prioridad crítica de diseño para los sistemas de almacenamiento de energía.

En respuesta, Ampace diseñó el UniC DG500 con resiliencia sísmica como base. Mediante análisis cuantitativo, el equipo de diseño optimizó cada componente para soportar los temblores típicos de la región. Tras analizar 20 años de datos sísmicos en un radio de 300 kilómetros del sitio de instalación, el equipo desarrolló espectros sísmicos detallados para simular y predecir la confiabilidad mecánica de los gabinetes durante terremotos. El UniC DG500 emplea un diseño de módulo presurizado y una estructura de gabinete con amortiguación de impactos para soportar réplicas continuas.

Para resistir los impactos sísmicos, Ampace implementó un extenso programa de pruebas que incluyó simulaciones de tormentas, venteo de explosiones, simulaciones de condiciones estacionales, pruebas de caída, pruebas de vibración y más de 2000 pruebas funcionales, 200 de confiabilidad y 150 de seguridad. Estos rigurosos ensayos validaron la integridad operativa del sistema en condiciones extremas. Como resultado, Ampace ha ayudado a reducir los cortes de energía debidos a las fluctuaciones de la red en aproximadamente un 80%, otorgando a 200.000 residentes de la región de los Andes acceso a un suministro de electricidad mucho más estable.

Diseñado para una mayor vida útil y una mayor rentabilidad

A pesar de su resiliencia sísmica, Chile también se ve afectado por la demanda de los usuarios comerciales e industriales (C&I), incluyendo problemas como la corta vida útil de las baterías y sus altos costos.

«El almacenamiento en baterías es eficiente, pero a muy corto plazo», afirma Enzo Sauma, profesor de Ingeniería Industrial y de Sistemas de la Pontificia Universidad Católica de Chile. «Si se almacena energía en una batería durante un mes y se desea utilizar al siguiente, no habrá energía porque se disipa».

Por lo tanto, Ampace introdujo las primeras celdas de batería Kunlun de 15.000 ciclos del mundo, superando desafíos como la corta vida útil de las celdas y la autodescarga irregular. Esta innovación mejoró significativamente el rendimiento general del sistema y la experiencia del usuario. Junto con una estación transformadora de alta tensión capaz de almacenar a nivel de red, el UniC DG500 permite la reducción de picos de demanda, el balanceo de carga y la regulación de frecuencia.

Gracias a su larga vida útil, el proyecto de almacenamiento de energía de Ampace reduce la necesidad de reemplazos y mantenimiento frecuentes. Los datos muestran que los operadores de la red han reducido los costos de desconexión durante la demanda máxima en un 30 %, ahorrando aproximadamente USD 1,2 millones anuales, según estimaciones de gastos generales de la red.

Una alianza basada en la confianza y la excelencia

Antes del despliegue, el equipo de Ampace creó simulaciones operativas reales para optimizar la depuración y la integración conjuntas. En colaboración con su socio FASTEN, también construyeron casetas de prueba impermeables y sistemas de drenaje para garantizar las operaciones dentro de los ajustados plazos del proyecto.

El 27 de septiembre de 2024, el sistema de almacenamiento de energía de Nuevo Imperial se conectó con éxito a la red eléctrica, lo que marcó la finalización de la primera subestación de almacenamiento de energía conectada a la red de Ampace. Este proyecto encarna una búsqueda compartida de la excelencia: resolver los desafíos locales de la electricidad y fomentar una alianza profesional y de confianza.

Como dijo Pablo Neruda: «Hoy, precisamente hoy, carga con el peso de todo el pasado y despliega las alas que se convertirán en todo lo que será el mañana». Este hito no solo honra el patrimonio energético de Chile, sino que también sienta las bases para un futuro sostenible y resiliente. Innovación Localizada con Versión Global
Además de Chile, Ampace también ha lanzado una serie de soluciones integrales de ESS en otras regiones sísmicas, como China, California y Japón, abordando desafíos geográficos y ofreciendo tecnologías avanzadas de almacenamiento de energía.

La rápida adopción de energías renovables y tecnologías de almacenamiento de energía en Japón presenta desafíos únicos, desde mitigar los impactos de desastres naturales extremos como terremotos y tifones hasta satisfacer las demandas de los usuarios de menores costos de vida y mayor eficiencia energética. En respuesta, Ampace ha desarrollado soluciones a medida que integran seguridad a nivel de celda, protección a nivel de sistema, ciclo de vida ultralargo y amplia adaptabilidad térmica.

Además de proporcionar productos, Ampace se compromete a construir un ecosistema de servicios de «distancia cero», brindando soluciones de almacenamiento de energía seguras y confiables para acelerar los objetivos de neutralidad de carbono de Japón.

Mirando hacia el Futuro

Las iniciativas de Ampace en Chile, Japón, Alemania, Italia, Francia y Estados Unidos ejemplifican su misión de empoderar a las comunidades de todo el mundo con sistemas energéticos más seguros, inteligentes y sostenibles. Mediante la innovación continua y la colaboración estratégica, la empresa está redefiniendo la resiliencia energética del siglo XXI, ofreciendo soluciones que no solo son tecnológicamente avanzadas, sino también socialmente responsables y ambientalmente sostenibles. Al combinar un profundo conocimiento local con experiencia global, Ampace sienta las bases para un futuro energético más limpio y resiliente, que trasciende estas tres regiones y llega a comunidades de todo el mundo.

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IEEE pondrá en debate en Guatemala los desafíos críticos de seguridad eléctrica y falta de regulación en América Latina

Latinoamérica se encuentra expuesta a riesgos eléctricos críticos por falta de normativas claras, mantenimiento deficiente y ausencia de formación técnica especializada. Esta será la principal conclusión que dejará el IEEE Electrical Safety Workshop 2025, un foro técnico que se desarrollará del 15 al 17 de octubre en Ciudad de Guatemala, convocando a expertos de IEEE, NFPA, IEC y organismos industriales de referencia global.

Durante las jornadas, se analizarán estándares como NFPA 70E, IEEE 1584, IEC y OSHA, en un contexto donde la región sigue aplicando criterios dispares y, en muchos casos, desactualizados.

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«Las normas se entrelazan para crear lugares de trabajo eléctricos más seguros, pero deben aplicarse de forma adecuada y contextualizada», destacó Michael Kovacic, consultor con más de 30 años de experiencia en auditorías de seguridad, quien será uno de los expositores.

Las sesiones anticipan una agenda crítica que también incluirá casos reales de fallas por errores de diseño. Se presentarán situaciones que derivaron en accidentes e incluso muertes, producto de planos mal ejecutados o decisiones técnicas desconectadas de la realidad constructiva.

«Muchos errores derivaban de no entender las prácticas reales de construcción», alertó James Mercier, ingeniero profesional y maestro electricista licenciado en Texas, que ofrecerá una exposición específica sobre este tipo de incidentes.

Otro eje de preocupación será el crecimiento de tecnologías que, pese a su potencial, presentan riesgos eléctricos severos. Se trata de los sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) y de instalaciones fotovoltaicas de gran escala, que aún carecen de protocolos de seguridad ampliamente implementados en la región.

«Se cubrieron métodos de diseño para reducir el riesgo de los trabajadores y los incendios, así como evaluaciones específicas para bancos de baterías», expuso Lloyd Gordon, quien también analizará los peligros térmicos, de arco y acústicos en sistemas solares.

Falencias estructurales en mantenimiento y formación técnica

Las exposiciones también pondrán el foco en la debilidad del mantenimiento preventivo y predictivo como factor estructural de riesgo. Una de las soluciones que se presentarán es el análisis de firma electromagnética (EMSA), técnica que permite identificar fallos sin abrir equipos ni exponer a los técnicos.

«La prueba inicial podía ofrecer una comprensión clara del estado de los activos sin abrir gabinetes ni acceder a conductores energizados», explicó Marcelo Valdés, experto con más de 40 años de trayectoria en el sector eléctrico industrial.

Se sumarán también experiencias concretas sobre capacitación técnica. Desde Costa Rica, la Compañía Nacional de Fuerza y Luz presentará un modelo educativo institucional aplicado a operarios en redes de alto riesgo.

«Queríamos fortalecer las conductas seguras y modificar aquellas inseguras en quienes trabajan con alto riesgo eléctrico», sostuvo Yuni Jiménez, directora de la CNFL, quien compartirá los detalles de este enfoque.

Además, se prevé una intervención magistral sobre la interdependencia entre infraestructura eléctrica y seguridad nacional, donde se abordará cómo una falla eléctrica puede provocar interrupciones críticas en salud, transporte o comunicaciones.

«Comprender estas interdependencias fue esencial para garantizar la prestación continua de servicios críticos», expresó el Dr. Luis Kun, exprofesor de Seguridad Nacional de EE. UU., quien participará como expositor.

El evento cerrará con un panel dedicado a los riesgos eléctricos en infraestructura de carga para vehículos eléctricos, un sector en plena expansión pero con brechas normativas preocupantes.

«Había riesgos eléctricos críticos en la infraestructura de carga de vehículos eléctricos que requerían abordajes normativos urgentes», indicó Gustavo Salloum, especialista en instalaciones de media y baja tensión, quien liderará el espacio de electromovilidad.

El IEEE ESW 2025 se anticipa como un espacio donde los diagnósticos superarán a las celebraciones. Las ponencias y discusiones dejarán claro que sin regulación clara, mantenimiento moderno y formación técnica sistemática, los riesgos eléctricos seguirán escalando en América Latina, incluso en sectores que pretenden liderar la transición energética.

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Cronograma del IEEE Electrical Safety Workshop ESW 2025:

Día Hora Actividad Expositor(es)
Miércoles 15 de octubre 08:00 – 08:15 Palabras de apertura
Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) – Guatemala
Miércoles 15 de octubre 08:30 – 16:30 Tutorial 1: Arquitectura de Seguridad Eléctrica Gustavo Salloum
Miércoles 15 de octubre 08:30 – 10:30 Tutorial 2: Modelo de Arco Eléctrico IEEE 1584-2018 Marcelo Valdés
Miércoles 15 de octubre 10:45 – 12:45 Tutorial 3: Prácticas de Seguridad Eléctrica (NFPA 70-E y OSHA) Shahid Jamil
Miércoles 15 de octubre 13:30 – 16:30 Tutorial 4: Redes Subterráneas de Media Tensión Juan Carlos Rodríguez F.
Jueves 16 de octubre 08:15 – 09:00 Sesión magistral 1: Seguridad Nacional e Infraestructura Crítica Luis Kun
Jueves 16 de octubre 09:00 – 10:15 Sesión técnica 1: Prácticas de Trabajo Eléctricas Seguras Michael Kovacic, Karl Cunningham
Jueves 16 de octubre 10:30 – 11:15 Sesión técnica 2: Seguridad en Sistemas BESS Lloyd Gordon
Jueves 16 de octubre 11:15 – 12:30 Sesión técnica 3: NFPA 70B y Mantenimiento Basado en Condición Marcelo Valdés, José Vallejo
Jueves 16 de octubre 13:30 – 14:15 Sesión técnica 4: Inspecciones en Entornos Críticos Gustavo Salloum
Jueves 16 de octubre 14:30 – 15:15 Sesión técnica 5: Conexión a Tierra de Protección Personal Shahid Jamil
Jueves 16 de octubre 15:15 – 16:00 Sesión técnica 6: Métodos de Puesta a Tierra Neutra Gustavo Ramos
Jueves 16 de octubre 16:00 – 17:00 Panel: Electromovilidad segura en Guatemala AMEGUA Guatemala
Viernes 17 de octubre 08:00 – 08:15 Palabras de apertura Comité Organizador IEEE ESW Guatemala
Viernes 17 de octubre 08:15 – 09:00 Sesión técnica 7: Errores de Diseño Eléctrico James Mercier
Viernes 17 de octubre 09:00 – 09:45 Sesión técnica 8: Seguridad en Electromovilidad Gustavo Salloum
Viernes 17 de octubre 10:00 – 10:45 Sesión técnica 9: Seguridad en Sistemas Fotovoltaicos Lloyd Gordon
Viernes 17 de octubre 10:45 – 11:30 Sesión técnica 10: Nuevos Líquidos Aislantes en Transformadores Jorge Fernández Daher
Viernes 17 de octubre 11:30 – 12:15 Sesión técnica 11: Protección Contra Fallas a Tierra Nehad El-Sherif
Viernes 17 de octubre 13:15 – 14:00 Sesión técnica 14: Programa de Seguridad en CNFL Costa Rica Yuni Jiménez
Viernes 17 de octubre 14:15 – 15:00 Sesión técnica 15: Soluciones en Puesta a Tierra Carlos Cruz
Viernes 17 de octubre 15:00 – 15:30 Clausura y presentación IEEE ESW 2026 Comité Organizador IEEE ESW

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#NosVemosenFES: ¿Cómo fue el día que Rebolledo se enteró que sería ministro de Energía de Chile?

Future Energy Summit (FES) inauguró su nuevo ciclo #NosVemosenFES, una serie de streamings virtuales que buscarán conversaciones descontracturadas para conocer a los líderes del sector renovable de Latinoamérica y Europa.

Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), fue ni nada más ni nada la primera persona que pasó por los micrófonos de #NosVemosenFES, que a sus 57 años, contó historias que ofrecieron un enfoque humano a una agenda estratégica en el camino de la adopción de más fuentes limpias y renovables.

Una de las anécdotas más destacadas está vinculada a su nombramiento como ministro de Energía de Chile (ocupó el cargo entre 2016 y 2018), tras trabajar varias décadas en relaciones económicas internacionales, incluyendo embajador de Chile en Uruguay, representante del país ante la ALADI y director general de de Relaciones Económicas Internacionales de Chile).

“El anterior ministro (Máximo Pacheco Matte) tuvo que salir por tareas políticas y la presidenta de aquel entonces, Michelle Bachelet, decidió que tenía perfil para ese cargo y desde hace una década que me vinculo con la energía, tema que está en el centro de la discusión de desarrollo económico, tecnológico y agenda ambiental. Y sigo muy motivado en la agenda energética”, mencionó. 

“Fue sorpresiva la denominación. Me convocó Bachelet a una reunión y fui con mi carpeta de comercio internacional e iba a preparar una reunión para otro evento, pero salí de esa reunión siendo ministro de Energía de Chile”, reconoció.

Además, reveló cómo es la dinámica siendo funcionario público, en función de las prioridades y la cantidad de temas en agenda que se deban abordar. Aunque en particular, durante titularidad en la cartera energética chilena, fue un período de “intenso, profundo y determinante” cambio regulatorio y legal para que se concretara la transición energética del país.  

“Fue ahí donde se sentaron las bases para la incorporación masiva de renovables, ya que en 2014 el sector energético chileno estaba en total crisis, con una matriz sucia, cara y poco competitiva, por lo que hubo que cambiar el panorama. Y durante mi gestión terminé de tramitar muchas leyes, consolidar el proceso de transición y poner en marcha algunos otros puntos relevantes”, sostuvo. 

Y cabe recordar que, luego de más de una década, Chile posee 17761 MW de capacidad instalada de energías renovables no convencionales (ERNC) repartidos de la siguiente manera según datos de la Comisión Nacional de Energía. 

  • Biomasa: 521 MW
  • Eólica: 5458 MW 
  • Geotermia: 84 MW
  • Minihidroeléctrica: 644 MW
  • Solar fotovoltaica: 10946 MW
  • Concentración solar de potencia: 108 MW

A eso se debe añadir que hay más de 1000 MW de potencia operativa en sistemas de baterías (BESS – con 3995 MWh de capacidad de almacenamiento), más de 3500 MW en construcción y más de 14 GW en proyectos en fase de calificación. 

Su rol en OLADE y la integración del ámbito público-privado

Por otro lado, Andrés Rebolledo se refirió a su puesto actual como secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía y el foco en que la entidad tenga mayor repercusión y visibilidad, considerando que posee la capacidad de articular la agenda energética de la región y de vincular al sector público y privado. 

“El primer año de gestión creamos un consejo empresarial para poner a dialogar a empresarios con ministros y autoridades de gobierno. Durante la X Semana de la Energía habrá una tercera reunión y conversaciones sectoriales, es decir que el sector privado es un activo parte del ecosistema que recreamos en LATAM”, indicó Rebolledo. 

“Debemos construir integración energética en la región, desde avanzar en infraestructura hasta armonizar regulaciones, tener coherencia regulatoria y metas colectivas que identifiquen a la región en una mirada conjunta sobre ciertos temas, como por ejemplo objetivos de participación renovable, de eficiencia energética y de almacenamiento, entre otros”, añadió. 

De esta manera, este primer streaming marcó el inicio de una nueva etapa para Future Energy Summit, que amplía sus canales de difusión y suma una herramienta clave para el networking del sector, ya que el ciclo #NosVemosenFES permitirá seguir fortaleciendo la red de contactos más influyente del ecosistema energético hispanoamericano, integrando a empresas líderes, funcionarios de primer nivel y referentes técnicos.

Además, FES se consolida como la gira de encuentros de profesionales de las energías renovables  más importante Hispanoamérica, no sólo por su capacidad de reunir a los actores más influyentes del mercado, sino también por la calidad de los debates que propicia, siendo la única plataforma de eventos que transmite gratuitamente todos sus encuentros a través de su canal oficial de YouTube.

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Colombia activa subastas para renovables y cargo por confiabilidad hacia 2030

Colombia está en alerta por las nuevas licitaciones que propone el Gobierno nacional para desplegar más renovables en el territorio.

El más esperado: El Ministerio de Minas y Energía anunció la firma del decreto de subastas a largo plazo para energías limpias, cuyo documento aún no se conoce públicamente y su publicación mantiene al sector atento.

El objetivo de la medida es diversificar la matriz eléctrica, reducir la dependencia de fuentes hídricas y térmicas, y avanzar en la meta de reducir 51% las emisiones de gases de efecto invernadero al 2030.

“Esta nueva subasta de largo plazo va a ser determinante, va a ser fundamental para cada vez ir rompiendo de una forma la dependencia de las energías convencionales”, describió Gustavo Adolfo Guerrero Ruiz, Director en Guerrero Ruiz Legal.

Sin embargo, en diálogo con Energía Estratégica, aclaró que los inversionistas requieren más que decretos: “Las necesidades y demandas son sobre todo mensajes tranquilizadores”.

Por su parte, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) expidió la Resolución 101 079 de 2025, que fija la oportunidad para llevar a cabo la subasta de asignación de Obligaciones de Energía Firme (OEF) del cargo por confiabilidad para el período 2029-2030.

La norma introduce incentivos para la entrada temprana de proyectos –con remuneración adicional de hasta USD 1,85/MWh si entran antes de 2028–, habilita asignaciones de hasta 20 años para renovaciones tecnológicas y permite la participación de plantas no despachadas centralmente con capacidad superior a 1 MW.

Al respecto, el asesor legal sostuvo que esta subasta “es necesaria, muy urgente e importante porque ello finalmente permite hacer planes, hacer cuentas y hacer proyecciones con una oferta garantizada que satisfaga la demanda”.

Estas medidas llegan en un momento en el que Colombia tiene más de 3 GW de renovables ya incorporados a la matriz y con la expectativa de alcanzar 6 GW hacia 2030 pero con grandes retos administrativos, sociales y de infraestructura por superar.

El país ingresa además a un año electoral que mantiene al sector expectante frente a los rumbos de política energética y a la necesidad de mensajes claros que fortalezcan la confianza de los inversionistas.

“El impulso por las renovables de este Gobierno no se ha traducido en unas señales regulatorias concretas porque hay una desarticulación entre los sectores de minas y energía, ambiente, vivienda, desarrollo territorial y el interior en los procesos de consulta previa con comunidades”, determinó Guerrero Ruiz y añadió: “Hace falta una autoridad energética, tal vez una ventanilla única de trámites del sector, que pudiera precisamente dar esas señales”.

En este sentido remarcó que buena parte de los cuellos de botella no están en las licencias ambientales mayores, sino en los permisos menores tramitados por corporaciones autónomas regionales, así como en la lentitud para otorgar puntos de conexión y resolver solicitudes de ampliación de fechas de entrada en operación.

Aquí reaparece la regulación del uso del suelo en los planes de ordenamiento territorial, que limita áreas aptas para proyectos.

Con estos anuncios regulatorios, el país refuerza el camino hacia la transición energética. No obstante, el sector espera que junto con las subastas se avance en resolver los retos estructurales que siguen trabando la inversión en renovables: trámites lentos, infraestructura de transmisión insuficiente y falta de certidumbre.

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Perú, a la espera del régimen de licitaciones: ¿Qué debe aprender del caso chileno?

Perú se encuentra en una fase clave de su transición energética. Con la reciente aprobación de la Ley 32249, el país busca incentivar el desarrollo de energías limpias mediante licitaciones competitivas, contratos a largo plazo y mayor flexibilidad para atraer inversiones. En este camino, la experiencia de Chile resulta especialmente relevante: su proceso de licitaciones fue exitoso para promover una alta participación de tecnologías renovables, pero también dejó lecciones importantes sobre la necesidad de acompañar esa expansión con infraestructura y reglas claras que aseguren beneficios tangibles para los usuarios. 

“Si no se gestiona adecuadamente la planificación de transmisión ni se definen con claridad los procedimientos regulatorios, existe el riesgo de enfrentar situaciones similares a las observadas en Chile: altos niveles de vertimiento, desacoples de precios y tarifas finales más elevadas”, manifestó el gerente comercial de EDF Power Solutions Perú, Robinson Ponce Frías en diálogo con Energía Estratégica.

El ejecutivo sostiene que el diseño de subastas debe incorporar aprendizajes regionales, como los criterios de firmeza y seguridad energética que aplican en otros países. El caso chileno nos muestra que la rápida masificación de renovables debe ir acompañada de transmisión suficiente y oportuna, para evitar sobreoferta localizada y dificultades en la evacuación de la energía.

“Construir una planta solar o eólica toma entre dos y cuatro años, pero una línea de transmisión puede demorar entre cinco y siete. Esto genera ventanas de congestión que pueden afectar la rentabilidad de los proyectos”, explicó Ponce Frías. El riesgo es financiero y técnico: cuando las líneas están saturadas, el COES restringe la inyección de energía, provocando pérdidas de ingresos.

Además de la subasta, el especialista de EDF resalta que aún hay aspectos pendientes de desarrollo en torno a la Ley 32249, los cuales podrían generar incertidumbre si no se resuelven oportunamente. Aunque celebra que el nuevo marco normativo “fortalece la confianza de los inversionistas”, también aclara que “el verdadero impacto dependerá de cómo se implemente su reglamentación”.

En particular,  destaca que aspectos clave de la Ley 32249 —como la implementación de contratos por bloques horarios, la separación de potencia y energía, y la metodología para asignar costos en el nuevo mercado de servicios complementarios— aún requieren precisiones adicionales en el reglamento. Asimismo, menciona que existe debate en torno a la obligatoriedad de los programas de licitación para las distribuidoras, un punto central para dar mayor previsibilidad a la demanda regulada.

“Lo importante ahora es dar continuidad al proceso. El marco ya está, pero su implementación debe ofrecer predictibilidad, sobre todo para quienes van a comprometer inversiones de largo plazo”, afirmó Ponce Frías. Para las entidades financieras, estos factores representan riesgos si no se articulan con transparencia y mecanismos claros.

Otro aspecto que requiere mayor definición es el rol de las tecnologías de almacenamiento, principalmente en el nuevo mercado de servicios complementarios y, eventualmente, en las futuras licitaciones. Según el ejecutivo de EDF, “necesitamos señales claras que incentiven la integración de tecnologías de almacenamiento, junto con el gas flexible y otras tecnologías de respaldo, porque solo así vamos a poder garantizar firmeza y confiabilidad en el sistema”. En su visión, los contratos deben contemplar esta flexibilidad, no solo desde el diseño técnico, sino también en la estructura de precios y plazos.

En este contexto, el ejecutivo propone que las subastas peruanas incorporen elementos que eviten distorsiones como las vividas en otros mercados. “No se trata solo de adjudicar al menor precio, sino de valorar el impacto sistémico de cada proyecto, su localización estratégica y su capacidad de aportar a la resiliencia del sistema eléctrico”, argumenta.

A pesar de estos desafíos, Robinson Ponce aseguró que el país tiene condiciones estructurales muy favorables. “Ya existe un pipeline de más de 20 gigavatios en solicitudes de conexión, lo que demuestra un alto apetito del mercado. Además, los costos tecnológicos han bajado y el recurso solar del sur peruano es excepcional”, indicó.

No obstante, advierte que las señales institucionales deben acompañar esta dinámica. “La ley da el primer paso, pero el verdadero impacto dependerá de cómo se implemente la reglamentación. El tiempo apremia, y el sistema necesita tomar decisiones ya”, concluyó.

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El ICE planifica una nueva ola solar y habilita condiciones para el almacenamiento en Costa Rica

Costa Rica consolida su transición energética con una hoja de ruta que prioriza la expansión solar, el almacenamiento en baterías y nuevas condiciones para la generación distribuida, todo en un contexto de planificación firme, regulación técnica y una alta participación del sector privado.

Pablo Bermúdez Vives, asesor en Gestión Ambiental del Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE), informó que el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), junto a privados habilitados por la Ley 7200, proyectó 270 MW solares, 122 MW eólicos y 20 MW de biomasa entre 2025 y 2027. “Cinco proyectos fotovoltaicos por un total de 86 MW ya fueron adjudicados”, remarcó Bermúdez.

Uno de los pilares estructurales de la estrategia fue el almacenamiento en red, con una primera meta de 120 MW de baterías de 4 horas, previstas por el Plan de Expansión de la Generación 2024 (PEG-ICE). “Existió la posibilidad de ingresar el primer bloque entre 2028 y 2029, dependiendo del avance en la planta Moín y de la nueva ola solar y eólica”, sostuvo el asesor. Este despliegue buscó amortiguar la variabilidad renovable y reducir los costos operativos.

La bioenergía también se posicionó en la agenda, con propuestas vinculadas al uso de biomasa, biogás, biometano y residuos como insumos energéticos. “Se promovió activamente el uso de fuentes renovables no convencionales, incluyendo biocombustibles líquidos”, agregó el funcionario.

Apertura al sector privado y avances para 2025

El diseño del sistema permitió al sector privado acceder a oportunidades tanto en generación como en infraestructura. “Pudieron participar en contratos PPA bajo la Ley 7200, licitaciones de ingeniería en SICOP, desarrollar autoconsumo industrial, ofrecer almacenamiento detrás del medidor y desplegar puntos de recarga eléctrica”, detalló Bermúdez.

Asimismo, las cooperativas eléctricas continuaron desplegando generación distribuida (DER) en sus redes, apoyadas por metodologías actualizadas por ARESEP y procedimientos definidos en el POASEN. En este sentido, la regulación técnica evolucionó para facilitar la integración de más renovables variables.

En 2024, ARESEP ajustó los cargos de acceso para sistemas distribuidos, y el Decreto 43879-MINAE estableció nuevas reglas para modalidades con o sin inyección de excedentes, con un límite de 5 MW por sistema. “Se avanzó en habilitar mejores condiciones de conexión y operación para las nuevas tecnologías”, afirmó Bermúdez.

La agenda 2025 se proyectó con hitos clave: entrada en operación de proyectos solares y eólicos adjudicados, refuerzo de la infraestructura de recarga pública, alianzas con comercios y hoteles, y nuevas contrataciones tecnológicas por parte del ICE, incluyendo baterías y EPC de plantas solares. Todo esto mientras se consolidan definiciones operativas del POASEN para mejorar la conexión de renovables y almacenamiento a media y alta tensión.

“Costa Rica tomó decisiones desde hoy para sostener su liderazgo energético mañana. Lo hizo con planificación, regulación técnica y una visión clara sobre qué tecnologías desplegar, cuándo y dónde”, concluyó Bermúdez.

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El parque eólico Olavarría de PCR y ArcelorMittal Acindar fue aprobado por el gobierno e ingresó al RIGI

PCR, en conjunto con ArcelorMittal Acindar, anuncia que el Parque Eólico Olavarría ha sido oficialmente aceptado en el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) de Argentina, tras superar una evaluación técnica y económica rigurosa y exhaustiva.

Se trata de una inversión estratégica total de USD275 millones, destinada a instalar mayor capacidad de generación de energía renovable y fortalecer la matriz energética del país en base a fuentes limpias, y al mismo tiempo, abastecer la creciente demanda de la región del AMBA a partir del crecimiento económico registrado en la Argentina.

El proyecto consta de 30 aerogeneradores de última generación con 6MW de capacidad de generación que completan una potencia total de 180MW de potencia, lo que equivale al abastecimiento de electricidad de 340.000 viviendas por año. El complejo eólico estará emplazado en 4500 has ubicadas a 24 kilómetros de Olavarría y que se conectará con la estación transformadora de esa localidad a través de una línea de alta tensión que también construirá la empresa. En paralelo se llevarán a cabo obras clave en las estaciones transformadoras de Ezeiza y Olavarría, incluyendo reemplazo de capacitores que reforzarán la línea de alta tensión de 500kV que une Olavarría con Ezeiza.

Estas intervenciones permitirán ampliar significativamente la capacidad de transporte en el corredor eléctrico, optimizando la integración del parque Olavarría al sistema interconectado nacional, así como de otros proyectos renovables por 260 MW de capacidad que la compañía tiene en desarrollo y con prioridad de despacho. Toda esta actividad significará la contratación de 1300 trabajadores en forma directa e indirecta en la etapa de construcción del parque e involucrará más de 30 empresas proveedoras de insumos y servicios locales, fomentando el impacto económico y social en la localidad de Olavarría y la región.

La obra insumirá 2100 toneladas de hierros y 24.000 toneladas de cemento para las fundaciones de los aerogeneradores y asimismo 4 km líneas de torres de acero.

Martín Federico Brandi, CEO de PCR señaló que “el Parque Eólico Olavarría fortalece nuestro compromiso y protagonismo con la transición energética del país para constituir una matriz eléctrica más confiable, limpia y competitiva para las industrias, y al mismo tiempo, presenta a PCR como una solución disponible y sustentable ante la demanda de electricidad que está registrando el país a partir del crecimiento de la economía”. 

Por su parte, Federico Amos, CEO de ArcelorMittal Acindar indicó que “el Parque Eólico Olavarría marca un hito en nuestro camino hacia la descarbonización. Nos permitirá abastecer con energía renovable más del 65% de nuestras operaciones en Argentina, reduciendo nuestra huella de carbono y reafirmando nuestro compromiso con la sustentabilidad, y en línea con nuestro propósito de crear aceros más inteligentes para las personas y el planeta”. 

Este nuevo proyecto renovable contribuirá con el país al reducir 300.000 toneladas de CO₂ por año, lo que equivale a la capacidad de absorción de 14 millones de árboles, promoviendo una economía más verde y competitiva.

Sobre el RIGI: El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones fue creado para promover proyectos estratégicos con inversiones superiores a los USD200 millones. Ofrece un marco de seguridad jurídica, estabilidad fiscal, aduanera y cambiaria por hasta 30 años, junto con beneficios impositivos y para la importación de bienes de capital.

Sobre GEAR I S.A.: PCR y ArcelorMittal Acindar son accionistas de GEAR I S.A., en un 51% y 49% respectivamente, sociedad que es la titular del “Parque Eólico y Solar San Luis Norte” con un potencia total de 130MW, situado en la localidad de Toro Negro, departamento de Belgrano, Provincia de San Luis y que ahora sumó bajo la misma sociedad el Parque Olavarría por 180MW de potencia total. Tanto la energía renovable que genera el Parque San Luis Norte como la prevista que produzca el nuevo Parque Eólico Olavarría se destinarán en un importante porcentaje para abastecer las plantas industriales de ArcelorMittal Acindar en el país con el propósito de continuar con su objetivo corporativo de descarbonización de sus productos y así cumplir con sus propias metas de sustentabilidad.  

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DELSUR refuerza redes y pide regulación para almacenamiento ante el avance solar en El Salvador

El Salvador experimenta un crecimiento acelerado de las energías renovables, con la tecnología solar como principal protagonista. Actualmente, esta fuente representa el 20% de la matriz energética del mercado administrado por DELSUR, un hito que se alcanzó en apenas algunos años y que impuso nuevos retos técnicos para su gestión.

“En El Salvador, si bien tenemos diferentes fuentes renovables incorporadas en la matriz energética, en los últimos años la que evolucionó más rápidamente fue la solar”, sostuvo David Perla, Jefe de Negocios Energéticos en DELSUR.

Este avance conllevó desafíos. El directivo explicó que “estuvimos enfrentando desafíos importantes debido a la alta penetración de esta tecnología, su convivencia con otras tecnologías base y su administración en momentos en los que se presentaron condiciones de vertimiento”.

Aclaró que estos retos fueron abordados mediante procedimientos definidos para garantizar una operación segura.

Desde DELSUR, el enfoque estuvo en fortalecer las redes de distribución, modernizarlas con tecnología inteligente y acompañar el crecimiento renovable sin comprometer la calidad del suministro.

“Se trabajó en el desarrollo de inversiones en infraestructura de distribución para robustecer nuestras redes, mejorar la calidad y estabilidad del suministro y tecnología para redes inteligentes”, afirmó Perla, quien remarcó que este trabajo respondió al compromiso de “contribuir a la armonía de la vida para un mundo mejor”.

Frente al aumento de proyectos renovables, principalmente solares, la empresa exigió estudios de impacto a cada nuevo desarrollo para identificar adecuaciones técnicas necesarias. Además, cada planta debió incluir sistemas de monitoreo, protecciones, seccionamiento y comunicación en tiempo real, elementos que permitieron una interconexión segura y una operación profesional y dinámica, como subrayó el ejecutivo.

Aunque el recurso eólico existe en el país, Perla aclaró que “no fue tan predominante”. En cambio, la geotermia comenzó a ganar espacio con fuerte impulso de las autoridades, que buscaron identificar nuevos proyectos.

“Se trabajó muy duro en identificar y explotar los recursos geotérmicos con los que cuenta el país, los cuales, según tengo entendido, tienen perspectivas muy buenas”, añadió.

En cuanto al futuro de la energía solar, Perla consideró que todavía tiene mucho potencial, pero bajo nuevas condiciones: “Nuevos proyectos deben ser evaluados considerando ya una realidad donde la penetración actual es muy alta y la capacidad de inyección adicional en horario solar es limitada”.

Allí entró en juego el almacenamiento con baterías, que podría convertirse en el nuevo motor de expansión.

“Esto puede permitir desarrollar proyectos para abastecer demanda en otros horarios”, planteó. Sin embargo, para que esta tecnología despegue, se necesita un cambio normativo urgente.

“Fue importante trabajar y avanzar en la creación de una regulación que aborde el tratamiento del almacenamiento de energía e incentive esta tecnología”, indicó.

El ejecutivo propuso que se reconozcan los distintos servicios que puede aportar el almacenamiento y que se habilite su participación tanto en el mercado mayorista como en distribución, con condiciones claras también para proyectos de menor escala.

Finalmente, Perla señaló las condiciones clave para atraer más inversión al sector renovable.

“El mayor incentivo estuvo en desarrollar un mercado en condiciones que compaginen las necesidades de los desarrolladores con las del consumidor y todo a precios convergentes”, argumentó.

Para lograr ese equilibrio, consideró imprescindible establecer reglas claras y estables, recursos financieros eficientes, costos compatibles con precios locales, apoyo tecnológico y agilidad en los trámites gubernamentales.

“Si un mercado logró generar este equilibrio, llegaron muchos interesados queriendo aprovechar la oportunidad”, concluyó.

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Tres proyectos, una misma visión de BLC: integración tecnológica para escalar la transición energética

Con presencia en más de 10 países y una trayectoria consolidada en soluciones para generación renovable, BLC Power Generation, empresa del grupo BLC Global, continúa ampliando su alcance internacional. Tres proyectos en marcha, que combinan energía solar, eólica y almacenamiento, reflejan su evolución tecnológica y visión de largo plazo. 

Implementaciones recientes en mercados como Argentina, Colombia, Perú y Estados Unidos fortalecen su posicionamiento como socio estratégico para quienes buscan eficiencia, confiabilidad y sostenibilidad, con soluciones adaptadas a cada entorno técnico y normativo. 

La Martina: Almacenamiento energético en Colombia 

BLC Power Generation participa en La Martina, uno de los primeros parques solares del país en incorporar un sistema de almacenamiento a gran escala. El proyecto cuenta con 14,7 MW de potencia solar y 6,9 MWh de capacidad de almacenamiento, consolidando la adopción de esta combinación tecnológica en el mercado energético colombiano.

La compañía fue responsable de la integración de los sistemas Optimum PG – EMS y Optimum PG – PPC, que permiten gestionar de forma inteligente la energía almacenada para maximizar la eficiencia operativa del parque y contribuir a la estabilidad de la red eléctrica. Se estima que, gracias a esta configuración, La Martina podrá generar hasta 2.200 MWh adicionales al año

San Luis Norte: el primer parque híbrido eólico – solar de Argentina 

Con el objetivo de integrar distintas fuentes renovables en una operación unificada, BLC Power Generation proveyó su solución Optimum PG – PPC al desarrollo de San Luis Norte, el primer parque híbrido eólico-solar del país. La tecnología implementada permitió vincular 18 MW solares a los 112,5 MW eólicos ya operativos, habilitando una operación conjunta y coordinada con el parque existente. 

Gracias a esta integración, el parque comenzó a inyectar energía renovable combinada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) desde julio, marcando un precedente técnico para el sector y consolidándose como un modelo replicable para futuros desarrollos híbridos en la región.

Chimbera: almacenamiento que potencia el valor de lo renovable 

En San Juan, Argentina, BLC Power Generation participó en el parque solar Chimbera I mediante la provisión y configuración de sus soluciones Optimum PG – EMS y Optimum PG – PPC. Estas herramientas permiten controlar de forma dinámica el sistema de almacenamiento BESS, gestionando el excedente de energía solar y liberándolo de forma eficiente según la demanda operativa. 

Esta integración no solo mejora la continuidad y estabilidad ante variaciones de generación, sino que permite cumplir con los requisitos normativos del sistema eléctrico, optimizando la operación del parque y fortaleciendo su rentabilidad y sostenibilidad a largo plazo. 

Escalabilidad, control y flexibilidad para cada contexto 

Cada uno de estos desarrollos reafirma el enfoque de BLC Power Generation: Combinar innovación tecnológica, conocimiento normativo y soluciones escalables que se adaptan al entorno operativo real de cada cliente. 

Con más de 600 plantas gestionadas en la región y experiencia en proyectos solares, eólicos e híbridos, la compañía se posiciona como un socio técnico confiable en el camino hacia un modelo energético más inteligente y sostenible. 

“Desarrollamos cada solución para que pueda escalar. Esa combinación entre conocimiento técnico y adaptación operativa es por lo que nos siguen eligiendo nuestros clientes, para repetir proyectos en distintos países” afirma Sebastián García, Gerente Comercial de BLC Power Generation. 

Lo que hasta hace poco parecía futuro —almacenamiento a gran escala, integración solar-eólica, control inteligente en tiempo real— hoy es parte de los proyectos que BLC Power Generation implementa junto a sus clientes. La transformación energética ya está en marcha, y la compañía sigue acompañando ese camino con soluciones que combinan tecnología, datos y decisiones estratégicas. 

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Andrés Rebolledo inaugura el streaming #NosVemosenFES, el nuevo espacio de diálogo de Future Energy Summit

Future Energy Summit (FES) inaugura este miércoles 27 de agosto el ciclo #NosVemosenFES, una nueva serie de streamings virtuales que buscarán abrir el diálogo con personalidades estratégicas del sector de energías renovables en Latinoamérica. 

En esta primera edición, el protagonista será Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), quien compartirá su mirada sobre los desafíos y oportunidades que enfrenta el sector energético de la región.

Transmitido en vivo y de manera gratuita por el canal de YouTube de FES, #NosVemosenFES comenzará a las 11:30hs de Ecuador y 13:30hs de Argentina, con una propuesta pensada para la interacción directa con el público. Quienes se conecten podrán realizar preguntas y dejar comentarios en el chat, generando un espacio participativo durante el streaming. 

 

La conversación con Rebolledo estará enfocada en conocer más sobre su trayectoria profesional, su visión al frente de OLADE, y los temas más relevantes para la integración energética latinoamericana, incluyendo tendencias de mercado, desafíos regulatorios y nuevos vectores de la transición energética.

El formato será distendido y cercano, con espacio para anécdotas e historias que ofrecerán un enfoque humano a una agenda estratégica en el camino de la adopción de más fuentes limpias y renovables.

Con más de tres décadas de experiencia en el diseño e implementación de políticas públicas, Rebolledo ha ocupado cargos clave en Chile, incluyendo el Ministerio de Energía, y ha liderado negociaciones multilaterales en foros internacionales de alto nivel. 

Y desde su rol actual en OLADE impulsa una agenda centrada en la cooperación regional, el desarrollo de infraestructura sostenible y el aprovechamiento equilibrado de los recursos energéticos para asegurar una transición justa e inclusiva en América Latina y el Caribe.

Este primer streaming marca el inicio de una nueva etapa para Future Energy Summit, que amplía sus canales de difusión y suma una herramienta clave para el networking del sector, ya que el ciclo #NosVemosenFES permitirá seguir fortaleciendo la red de contactos más influyente del ecosistema energético hispanoamericano, integrando a empresas líderes, funcionarios de primer nivel y referentes técnicos. 

Además, FES se consolida como la gira de encuentros de profesionales de las energías renovables  más importante Hispanoamérica, no sólo por su capacidad de reunir a los actores más influyentes del mercado, sino también por la calidad de los debates que propicia, siendo la única plataforma de eventos que transmite gratuitamente todos sus encuentros a través de su canal oficial de YouTube.

FES se prepara para seguir la gira 2025 con más transmisiones virtuales y gratuitas

Y a lo largo del año, se espera que el ciclo sume nuevas emisiones con protagonistas del más alto nivel, fortaleciendo así los canales de colaboración técnica y comercial en toda la región. Como también prepara los próximos encuentros presenciales en tres destinos estratégicos: Perú (29 de septiembre), Colombia (21 y 22 de octubre) y Chile (26 y 27 de noviembre).

En este sentido, FES da un paso estratégico hacia la consolidación de una plataforma multiformato, capaz de dialogar con el sector tanto en las grandes cumbres como en espacios más personalizados, sin perder impacto ni profundidad.

¡No se pierda la transmisión gratuita de #NosVemosenFES! Deje sus preguntas en el chat de YouTube, sea parte de la conversación y únase a la mayor red de
networking del sector

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Perú configura su mapa de hidrógeno verde: uno por uno, los proyectos en desarrollo

El desarrollo del hidrógeno verde en Perú avanza con proyectos en distintas etapas de maduración que delinean un portafolio diversificado y de creciente escala. Según Edmundo Farge, CEO de Batech Energy, el crecimiento de la fotovoltaica en el país permitirá que el hidrógeno verde se vuelva competitivo por sí mismo, replicando lo que ya ocurrió en Europa y en Chile, donde la sobreoferta renovable impulsó la expansión de este vector energético. En este marco, el ejecutivo presentó recientemente el Mapa Peruano de Proyectos de Hidrógeno, que reúne las principales iniciativas en curso y en planificación.

El portafolio incluye megaproyectos con parques solares y eólicos, junto con pilotos académicos e industriales, con inversiones que superan los USD 11.000 millones en algunos casos. El mapa configura una hoja de ruta para la producción de hidrógeno y derivados como amoníaco, metanol y metano sintético.

mapa h2v

Entre los desarrollos de mayor envergadura destacan los de Horizonte Verano, que lidera dos complejos: uno en Caylloma, con 1,1 GW solares y 1.000 MW de electrólisis, y otro en Casma, con 4,6 GW solares y 4.000 MW de electrólisis. “Es una de las más grandes que se ha anunciado, tiene su estudio de impacto ambiental aprobado y está en proceso de socialización con la población cercana en Arequipa”, aseguró Farge.

Otro actor clave es Pheland Energy, que impulsa en Arequipa una planta de 1,8 GW solares destinada a producir hidrógeno líquido y amoníaco, con inicio previsto hacia 2027-2028. Según el CEO, “ya están iniciando su estudio de impacto ambiental y tienen previsto arrancar a finales de la década”. También figuran proyectos en Moquegua y Piura, liderados por MMEX Resources y Enerside/UNI, respectivamente, ambos orientados a la producción de amoníaco y metanol. A su vez, Perú LNG en Pisco avanza con una planta solar-eólica de 50 MW combinada con captura de CO₂ para producir metano sintético, en un esquema inspirado en el modelo de Haru Oni en Chile.

En el plano industrial, cementeras y ladrilleras comienzan a evaluar aplicaciones concretas. Yura, en Arequipa, desarrolla un proyecto de 31 kW solares vinculados a hornos, mientras que Ladrillera MAXX, en Tacna, trabaja en una planta piloto de 20 kW solares para reducir emisiones. El ámbito académico también suma esfuerzos: la Universidad Nacional de Ingeniería (UNI) ya implementa electrolizadores AEM y PEM de 6 kW y 165 kW, y la UNSA, en Arequipa, prepara un sistema de 1 MW de electrólisis AEM para 2025. “Estas iniciativas son clave para formar capacidades locales y asegurar talento especializado en hidrógeno”, destacó Farge.

El sector minero se perfila como uno de los futuros demandantes. Compañías como Anglo American, Las Bambas, Cerro Verde, Southern y Poderosa analizan la posibilidad de incorporar hidrógeno en sus operaciones, aunque todavía evalúan si producirlo directamente o adquirirlo a proveedores. “El sector mineral está en esa decisión: si el hidrógeno no es su core business, prefieren comprarlo a productores como Repsol, Praxair o Linde”, explicó el directivo.

En paralelo, sobresalen proyectos piloto como el de Fenix Power en Chilca, que utiliza una miniplanta solar de 22 kW con un electrolizador PEM de 8,5 kW para refrigeración de generadores. También el histórico caso de Cachimayo en Cusco, que desde 1965 produce hidrógeno con energía hidroeléctrica para nitrato de amonio y que hoy atraviesa un proceso de modernización. “Están reemplazando siete electrolizadores por modelos nuevos, uno de los cuales ya produce 1.000 m³ por hora”, comentó Farge.

Batech Energy participa activamente en varios de estos desarrollos. La empresa trabaja con electrolizadores de origen chino en alianza con Tianjin Mainland Hydrogen Equipment Co. Ltd., que ofrecen una relación costo-calidad más competitiva que los europeos. Además de promover soluciones de consumo masivo como cocinas, bicicletas y motocicletas a hidrógeno, acompaña tanto a universidades (UNI y UNSA) en proyectos piloto como a iniciativas privadas en industrias intensivas en energía. Uno de sus logros recientes es el suministro de un electrolizador de 1.000 m³/h para la planta de Cachimayo, mientras que a nivel estratégico ha participado en el relevamiento y análisis de proyectos de gran escala como los de Horizonte Verano y Pheland Energy.

El desarrollo del sector, sin embargo, aún depende de avances regulatorios. Aunque en 2023 el Congreso aprobó la Ley de Fomento del Hidrógeno, la reglamentación sigue pendiente.El marco regulatorio no está lista porque hay discrepancias: el Ministerio apunta solo al hidrógeno verde, mientras que nosotros creemos que deben impulsarse todas las tecnologías”, sostuvo el CEO de Batech.

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Centroamérica avanza con licitaciones por más de 4 GW y consolida su mercado de PPAs renovables

Los contratos de compraventa de energía (PPAs) se consolidaron como mecanismo clave en Centroamérica, con Guatemala, El Salvador y Panamá liderando procesos estructurados para incorporar nuevas fuentes de generación renovable. “En sentido general, los procesos que involucraron PPAs en Centroamérica siguieron su curso bastante bien”, expresó Rafael Velazco Espaillat, consultor senior, quien vinculó este desarrollo con las reformas al sector eléctrico implementadas desde comienzos de los años 2000.

Uno de los casos más relevantes fue el de Guatemala. El proceso PEG-5, impulsado por EEGSA, DEOCSA y DEORSA y aprobado por el Ministerio de Energía y Minas (MEM), buscó contratar 1.400 MW de potencia firme durante 15 años, mediante licitación inversa abierta a todas las tecnologías. “Se buscó replicar el esquema de la PEG-4, que permitió a generadores ya instalados acceder a contratos si agregaban al menos un 25% de nueva generación renovable”, explicó el especialista.

En tanto, Honduras, a través de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), estructuró una licitación por 1.500 MW de potencia firme y energía asociada, con bloques de almacenamiento de entre 4 y 10 horas y apertura a soluciones de más de 12 horas. “La estructura definió una composición del 65% de tecnologías renovables y un 35% de fuentes no renovables”, detalló Velazco.

Por su parte, Panamá formalizó su cronograma de licitaciones eléctricas para el periodo 2025-2028. Las proyecciones incluyeron la incorporación de 1.420 megavatios equivalentes (MWEq) de energía firme y 1.335 MW de nueva capacidad instalada. Se destacó además una licitación exclusiva en 2026 para centrales solares fotovoltaicas, con fecha de inicio de suministro en julio de 2028. “Estos tres procesos licitatorios fueron un nicho muy interesante para buenos PPAs sostenibles en el tiempo”, afirmó el consultor.

Precios competitivos, riesgos regulatorios y nuevas oportunidades

La región evidenció una tendencia a la baja en los precios de los PPAs, particularmente en energía solar y eólica. Según Velazco, esto respondió no solo al descenso global de costos de las tecnologías renovables —especialmente fotovoltaica—, sino también a la composición de las matrices energéticas locales. “En países con mayor capacidad de generación hidráulica, como El Salvador y Guatemala, los precios finales mostraron una baja aún más acentuada”, señaló. En el caso salvadoreño, destacó también la participación de energía geotérmica como factor clave.

A pesar del avance, se identificaron riesgos relevantes para el desarrollo de PPAs. Uno de ellos fue la actualización de las normativas del sector en distintos países. “El mayor riesgo estuvo en la actualización de la normativa que varios países vivieron. Lo que incluyeron o no incluyeron fue definitivo para las energías renovables”, advirtió el entrevistado. A eso se sumó la expansión de generación térmica a base de GNL (gas natural licuado), que podría desplazar renovables en el orden de mérito y afectar la rentabilidad de proyectos a largo plazo. “Panamá ya contaba con aproximadamente 600 MW operativos con LNG, y Guatemala lo incluyó en su licitación PEG-5”, remarcó. “Era esperable que otros países centroamericanos se sumaran a esta ola de instalación de ciclos combinados a GNL”, anticipó.

Consultado sobre los mercados más atractivos para PPAs renovables, Velazco apuntó nuevamente a Guatemala, El Salvador y Panamá. “Por un tema de márgenes en los precios, que aunque no eran exagerados como en los sistemas eléctricos insulares del Caribe, no dejaban de ser atractivos”, argumentó. También destacó a Costa Rica como un país con “inmensas posibilidades” para proyectos eólicos, especialmente en la región de Guanacaste, limítrofe con Nicaragua.

Mirando hacia el mediano plazo, identificó oportunidades emergentes vinculadas a nuevas tecnologías. “Las centrales hidroeléctricas reversibles y los proyectos de almacenamiento en baterías (BESS), tanto en modalidad stand alone como para servicios auxiliares o hibridaje, representaron oportunidades de mercado muy prometedoras”, concluyó Velazco.

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CFE construirá dos plantas termosolares con almacenamiento y capacidad total de 100 MW en Baja California Sur

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) anunció el inicio de la construcción de dos centrales termosolares de 50 megawatts cada una, que en conjunto sumarán 100 megawatts de capacidad instalada en el estado de Baja California Sur. Ambas incorporarán almacenamiento térmico con sales fundidas. El proyecto requerirá una inversión aproximada de 800 millones de dólares, y forma parte de la estrategia para descarbonizar el sistema eléctrico en una de las regiones más caras y aisladas del país.

Este desarrollo busca reemplazar generación basada en diésel y combustóleo, en particular en zonas como La Paz y Los Cabos, que hasta ahora han dependido de plantas fósiles costosas y contaminantes. “Vamos a reducir sustantivamente el consumo de combustóleo, que afecta mucho a la ciudad de La Paz, y también el consumo de diésel”, indicó la presidenta de México, Claudia Sheinbaum durante la presentación del proyecto en la Mañanera del Pueblo.

Las plantas estarán ubicadas en sitios estratégicos que minimicen el impacto de fenómenos meteorológicos. “Tienen que estar en lugares donde no les afecten los huracanes”, señaló Sheinbaum. Además, al tratarse de un sistema eléctrico casi aislado, todo lo que se genere con estas plantas se destinará a Baja California Sur, ofreciendo una solución local y sustentable a una región con alta demanda energética y elevadas tarifas.

El objetivo principal de la iniciativa es incorporar tecnología termosolar que permita generación firme con fuentes limpias. Esta tecnología de torre central, con campo de helióstatos móviles, concentra la radiación solar para fundir sales, que luego se almacenan y liberan calor para producir vapor y generar electricidad incluso durante la noche. “Podemos seguir generando electricidad aún yéndose el sol, gracias a la energía térmica almacenada”, explicó el Subsecretario de Planeación y Transición Energética, Jorge Islas.

Cada planta podrá operar hasta 11 horas sin radiación solar, y contará además con bancos de baterías para reforzar su capacidad de generación continua. En total, se espera que estas instalaciones beneficien a entre 100 mil y 200 mil hogares, y su operación comercial se prevé para antes de 2030.

El proyecto es una de las apuestas más innovadoras del país en renovables. “Este proyecto marca un precedente único al ser el primero en su tipo en México”, subrayó la Secretaria de Energía, Luz Elena González. Según la funcionaria, estas centrales contribuirán de forma directa al cumplimiento de la meta de 35% de generación eléctrica con fuentes limpias para 2030, establecida por ley.

Las plantas están incluidas en el Plan de Fortalecimiento y Expansión del Sistema Eléctrico Nacional 2025-2030, que prioriza tecnologías limpias y generación en sitio. “Vamos a atender la demanda del sector turístico, urbano e industrial, y dar mayor confiabilidad al sistema”, señaló la directora de la CFE, Emilia Calleja.

El componente de contenido nacional también será relevante: se espera que hasta 60% de los materiales y equipamientos sean fabricados en México, incluyendo el campo de helióstatos y la torre central, que superará los 100 metros de altura. “Esto podría traer aparejado un contenido nacional muy alto, lo cual permitirá también generar empleos locales”, anticipó Islas.

La CFE ya se encuentra en etapa de evaluación para definir la ubicación exacta, priorizando la cercanía con líneas de transmisión existentes. El cronograma estimado contempla un período de 36 a 48 meses para la construcción de las plantas, una vez adjudicados los contratos de ingeniería y obra.

Para Sheinbaum, este proyecto responde también a una necesidad social. “En Baja California Sur la electricidad es muy cara. Este tipo de inversiones ayudará a aliviar esa presión y a reducir nuestra dependencia del gas natural importado”, afirmó. La apuesta es sustituir plantas fósiles por infraestructura solar, sustentable y firme.

Con esta iniciativa, México se suma a las naciones que ya integran tecnologías termosolares en su matriz energética. Actualmente hay 1.400 megawatts instalados en el mundo con este tipo de soluciones, lo que confirma su madurez y viabilidad técnica. “La innovación tecnológica es también soberanía”, concluyó Islas.

 

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Costa Rica apuesta por más renovables: nuevos proyectos solares, eólicos y BESS en 2025

Costa Rica avanza con decisión hacia una nueva etapa de su transición energética, marcada por la incorporación de nueva capacidad renovable, el impulso a tecnologías de almacenamiento y un marco regulatorio que habilita mayor participación privada. Según detalló Ana Lucía Alfaro Murillo, Projects Director y asesora senior en energía y sostenibilidad en Biomatec, “el país está materializando oportunidades concretas que fortalecen el liderazgo renovable alcanzado en décadas recientes”.

A lo largo de 2024, el país adjudicó cinco plantas solares privadas por 86 MW, cuya ejecución está prevista entre 2025 y 2026. Además, el ICE preparó una convocatoria por 100 MW solares para febrero de 2025. En paralelo, se adjudicaron 80 MW eólicos en Guanacaste y se lanzó la repotenciación del parque Tejona, que sumará 42 MW mediante una licitación abierta durante 2025.

“La Ley 7200 permitió que los actores privados participaran de forma ordenada y complementaria en el desarrollo de nuevas plantas”, destacó Alfaro Murillo. Estos proyectos bajo esquema BOT (Build, Operate, Transfer) fortalecen la diversificación de la matriz y mejoran la competitividad del sistema.

El sistema eléctrico enfrenta una demanda creciente que alcanzó un pico de 1.925 MW en 2024, lo cual obliga a acelerar los tiempos de expansión de capacidad. Alfaro Murillo planteó que “se requería una planificación flexible, que respondiera con rapidez a contextos cambiantes y a eventos climáticos extremos”.

La hidrología adversa generada por el fenómeno de El Niño redujo la participación renovable al 86,8% en 2024, obligando a recurrir a más generación térmica e importaciones. En ese contexto, se consideró también la contratación de unidades térmicas de respaldo a lo largo de 2025, mientras se consolidan las nuevas fuentes renovables y se normaliza la disponibilidad hídrica.

Modernización de activos, almacenamiento y nuevos marcos regulatorios

Además de incorporar nuevos proyectos, el país trabajó en la modernización de plantas hidroeléctricas y geotérmicas de alta criticidad. Instalaciones como Cachí, Arenal, Dengo, Ventanas Garita y Miravalles 1 y 2 están siendo intervenidas para extender su vida útil, mejorar su eficiencia y asegurar potencia firme. “Estas repotenciaciones requerían planificación rigurosa, ya que implicaban salidas prolongadas de unidades clave”, señaló Alfaro Murillo.

También se proyectaron nuevos desarrollos como Borinquen II y la Plazoleta Geotérmica (PLB-01), mientras que el proyecto hidroeléctrico Fourth Cliff reforzará la base de generación renovable a partir de la próxima década.

Una de las innovaciones clave será la incorporación de sistemas de almacenamiento en baterías (BESS), contemplados en el Plan de Expansión de la Generación (PEG) 2024 con dos bloques de 120 MW y autonomía de 4 horas, programados para 2031 y 2034, aunque con discusiones técnicas activas desde 2025. “El almacenamiento permitía desplazar energía hacia los momentos críticos y reducir el uso de térmica”, explicó Alfaro Murillo. También se discutía la implementación de sistemas grid-forming que aportaran inercia y estabilidad a la red.

ARESEP ya introdujo señales regulatorias para servicios auxiliares y abrió espacio al almacenamiento distribuido, en paralelo con el utilitario.

La aprobación de la Ley 10086, junto al Decreto 43879-MINAE y metodologías definidas por ARESEP, habilitó a hogares, comercios e industrias a producir su propia electricidad y compensar excedentes. “La generación distribuida permitió democratizar la transición energética y redujo las pérdidas en transmisión”, afirmó la experta de Biomatec. En este modelo, las cooperativas rurales, empresas privadas y usuarios individuales se convirtieron en actores activos del proceso de descarbonización.

Durante 2025 y 2026, se espera también el avance del marco operativo de esta ley, con ajustes tarifarios y nuevas instalaciones bajo esquemas de autoconsumo y compensación de excedentes.

Innovaciones futuras

Como vector energético emergente, el hidrógeno verde se incorporó a la estrategia nacional impulsada por el MINAE, con respaldo técnico de la cooperación alemana (GIZ). Los sectores foco fueron transporte pesado e industrias difíciles de electrificar. “Hubo condiciones para iniciar pilotos que generaran capacidades locales y, a mediano plazo, escalar a un mercado competitivo”, aseguró Alfaro Murillo. Algunos de estos desarrollos se prevén para 2026.

Además, el país incorporará 20 MW de biomasa en 2026, dentro del paquete de proyectos definidos por el PEG, fortaleciendo aún más la diversificación tecnológica.

Con estos avances en marcha, Costa Rica se posicionó para consolidar su liderazgo renovable, fortaleciendo la seguridad del suministro, impulsando la participación del sector privado y desplegando tecnologías clave como el almacenamiento energético. Todo esto en un contexto de mayor demanda, presión climática e impulso a la descentralización, que exigió planificación inteligente y ejecución efectiva.

“El modelo costarricense no excluyó a los privados: los incorporó de manera complementaria, bajo reglas claras y con el ICE como rector del sistema”, subrayó Alfaro Murillo. La próxima etapa, en desarrollo durante 2025 y 2026, se juega con más actores, más tecnologías y una renovada ambición por descarbonizar sin perder firmeza.

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Anabática Renovables da el salto regional y proyecta su expansión hasta 2026

Anabática Renovables inicia una etapa decisiva en su evolución empresarial, dejando atrás el perfil de proveedor técnico local para convertirse en un actor estratégico regional. Desde su sede en Chile, y con más de una década de experiencia en energía eólica, solar y almacenamiento, la empresa proyecta su consolidación en los principales mercados de América Latina.

“Pasamos de ser un referente técnico en Chile a convertirnos en un socio estratégico para toda América Latina”, destacó Marco Zazzini, gerente general adjunto de la compañía. Esta transformación obedece a una decisión deliberada de escalar su participación más allá de fronteras, en un escenario energético cada vez más desafiante.

“Tras más de 10 años de experiencia, un equipo de más de 35 profesionales y una certificación ISO 9001 que respalda nuestros procesos, hoy operamos de manera regular en Chile, Argentina, Perú, Colombia, México, entre otros”, agregó en diálogo con Energía Estratégica

Por lo que el cambio de estrategia deja atrás la consolidación local para enfocarse en la integración regional, ofreciendo soluciones técnicas, comerciales y financieras en proyectos de generación renovable y almacenamiento, independientemente del ciclo político (NdR: varios países de la región atraviesan un complejo escenario electoral). 

Una de las apuestas más recientes de la compañía es Cuásar BESS, una plataforma desarrollada internamente que permite optimizar el diseño y la gestión de proyectos de almacenamiento. La herramienta posibilita mediciones y simulaciones de corto, mediano y largo plazo, analizando ingresos por potencia y energía en función del comportamiento del mercado.

“Avanzar con herramientas propias y ser rápidos y versátiles según requiera el mercado” es uno de los principios que guía la estrategia actual de Anabática. De ese modo, la empresa ya acumula más de 10 GWh en proyectos de dimensionamiento BESS, lo que la posiciona a la vanguardia del seguimiento de dicha tecnología en la región.

Según Zazzini, el foco está puesto en seguir sumando funcionalidades a las herramientas propias y reforzar su presencia en mercados estratégicos durante 2025 y 2026, considerando que la firma trabaja en todo el ciclo de vida de un proyecto renovable: estimación de energía, ingeniería, due diligence técnica, diseño de layout, inspección de obra y gestión de licitaciones. 

“También impulsaremos más alianzas y actividades técnicas para estar presentes en las mesas donde se defina el futuro energético de la región. Las decisiones que se tomen en este año marcarán la próxima década, y queremos ser el socio técnico que dé certezas en medio de ese cambio”, añadió el entrevistado.

Como parte de ese proceso, los ojos están puestos en los sistemas de baterías, que poco a poco  ganan protagonismo en LATAM, y la compañía busca acelerar su adopción transfiriendo conocimientos y estandarizando soluciones, a fin de que se repliquen buenas prácticas regulatorias, se estandaricen contratos y se multipliquen casos de éxito. 

Flexibilidad frente al cambio político

En un año con procesos electorales clave en los países que operan, la compañía destaca la importancia de entender el entorno antes de definir sus movimientos. Por lo que la estrategia es clara: combinar ingeniería, permisos, supervisión, software, capacitación e inteligencia regulatoria con la flexibilidad para adaptar cada proyecto al ritmo y condiciones de cada país. 

“Las decisiones que se tomen en este año marcarán la próxima década, y queremos ser el socio técnico que dé certezas en medio de ese cambio”, afirmó el gerente general adjunto de Anabática.

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Growatt obtiene el premio EUPD Research Top Brand PV por octavo año consecutivo, ampliando el reconocimiento en seis mercados globales

Growatt, proveedor líder mundial de soluciones solares distribuidas y de almacenamiento de energía (ESS), ha sido nuevamente galardonado con el premio EUPD Research Top Brand PV, marcando así el octavo año consecutivo de reconocimiento para la compañía. En 2025, Growatt recibió distinciones por la fortaleza de su marca de inversores en México, Brasil, Pakistán, Alemania y la región de Medio Oriente y Norte de África, además de ser reconocida por sus soluciones de almacenamiento de energía en Australia.

Este logro constante refuerza la posición de Growatt como uno de los proveedores de inversores solares y sistemas de almacenamiento de baterías más confiables del mundo, una marca en la que millones de hogares y empresas confían para satisfacer sus necesidades de energía limpia.

Un socio global en energía limpia

Con instalaciones en más de 180 países, Growatt ha construido una reputación como socio energético de confianza al ofrecer inversores solares residenciales avanzados, soluciones fotovoltaicas comerciales e industriales, inversores híbridos, sistemas de almacenamiento de energía en baterías, cargadores para vehículos eléctricos y plataformas inteligentes de gestión energética.

Desde sistemas solares residenciales en azoteas hasta plantas solares industriales a gran escala, Growatt capacita a los usuarios para generar, almacenar y optimizar energía renovable, reduciendo costos energéticos y aumentando la independencia energética.

“Nuestro reconocimiento sostenido por parte de EUPD Research en múltiples continentes es un testimonio de nuestro compromiso inquebrantable con la innovación, la confiabilidad y las soluciones solares centradas en el cliente”, afirmó Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt. “Es un honor ser de confianza para millones de clientes y profesionales de la industria en todo el mundo, y seguimos dedicados a impulsar la transición hacia un futuro más limpio, inteligente y sostenible”.

Reconocimiento en seis mercados clave

El premio EUPD Top Brand PV se basa en extensas encuestas realizadas a instaladores y distribuidores en todo el mundo, evaluando el nivel de conocimiento de la marca, satisfacción, preferencia del cliente y grado de recomendación en el mercado.

Inversores Solares: Reconocidos en México, Brasil, Pakistán, Alemania y Medio Oriente & Norte de África, lo que demuestra la influencia global de Growatt y la fuerte percepción de su marca en mercados fotovoltaicos tanto emergentes como consolidados.

Sistemas de Almacenamiento de Energía: Galardonados en Australia, donde la demanda de sistemas residenciales de baterías e inversores solares híbridos continúa creciendo, a medida que los propietarios buscan mayor independencia y resiliencia energética.

Estos premios destacan la capacidad de Growatt para ofrecer soluciones solares y de almacenamiento adaptadas a las necesidades específicas de diversas regiones, desde tejados residenciales en América Latina hasta soluciones avanzadas de energía distribuida en Australia y Europa.

Más allá de los premios regionales, Growatt también alcanzó posiciones destacadas en el ranking global de inversores fotovoltaicos 2024 de S&P Global Commodity Insights, donde fue clasificada como:

  • Proveedor Nº1 de inversores residenciales
  • Top 3 en inversores híbridos
  • Top 5 en inversores comerciales a nivel mundial

Liderando la innovación en inversores solares y almacenamiento de energía

El portafolio galardonado de Growatt incluye una amplia gama de inversores solares conectados a red, inversores híbridos para fotovoltaica y soluciones de almacenamiento diseñadas para maximizar la utilización de la energía solar.

La compañía también ofrece plataformas inteligentes de monitoreo y gestión de energía (ShinePhone, ShineServer, ShineTools, OSS) que permiten a hogares y negocios supervisar, controlar y optimizar su consumo en tiempo real.

Con estas plataformas, tanto usuarios como instaladores se benefician de una configuración WiFi sencilla, visualización de consumo propio y tendencias energéticas, además de diagnósticos inteligentes en línea de curvas I-V. Ya sea mediante aplicación móvil o plataforma web, Growatt ofrece una solución integral en una sola aplicación para inversores, sistemas de almacenamiento y cargadores de vehículos eléctricos, garantizando conectividad fluida y una gestión energética más inteligente.

Al combinar inversores fotovoltaicos, sistemas de almacenamiento en baterías y soluciones de carga para vehículos eléctricos, Growatt está moldeando el futuro de los ecosistemas de energía distribuida y apoyando la rápida adopción de sistemas renovables descentralizados. Estas tecnologías permiten a los usuarios reducir su dependencia de los combustibles fósiles, disminuir costos de electricidad y asegurar respaldo energético durante cortes de red, enfrentando así algunos de los retos más urgentes del panorama energético actual.

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S-5! logra la certificación UL 3741 para su sistema de fijación solar sin rieles PVKIT

S-5! compañía dedicada a soluciones de fijación para techos metálicos, se enorgullece en anunciar que su sistema de fijación solar sin rieles PVKIT® ha obtenido la certificación UL 3741. Esta certificación aplica al sistema completo cuando se utiliza con todos los soportes y abrazaderas de S-5!, clips para MLPE y productos de socios autorizados.

Este logro representa el compromiso continuo de S-5! con la seguridad, el rendimiento y la innovación. Las pruebas y evaluaciones se realizaron conforme a la versión más reciente y rigurosa de esta norma.

“A medida que la seguridad de los bomberos cobra mayor relevancia con el aumento de los sistemas solares en techos, el cumplimiento con UL 3741 se está convirtiendo en un estándar habitual—y cada vez más requerido— tanto en proyectos residenciales como comerciales”, señaló Ricardo Barroso, director de Investigación y Desarrollo de S-5!.

Nuestros clientes lo solicitaron, y nosotros escuchamos. Buscamos esta certificación para respaldar techos metálicos más seguros y una integración solar confiable», agregó.

¿Por qué es importante la UL 3741?

La norma UL 3741 – Estándar de Seguridad para el Control de Riesgos Fotovoltaicos, es uno de los métodos más utilizados para cumplir con los requisitos de rapid shutdow (apagado rápido) del Código Eléctrico Nacional (NEC) de EEUU, enfocado específicamente en reducir los riesgos de descarga eléctrica para el personal del primera respuesta. Evalúa la seguridad del sistema FV completo —incluyendo estructura, cableado y componentes eléctricos— durante situaciones típicas de emergencia como caminar, arrodillarse o golpear accidentalmente el sistema.

A diferencia de otros métodos que dependen de MLPEs con apagado rápido en cada módulo, la UL 3741 permite lograr seguridad a nivel de sistema mediante inversores string con rapid shutdown y un manejo adecuado del cableado. Esto brinda mayor flexibilidad, cumpliendo —o superando— los requisitos de seguridad.

“Nuestro sistema PVKIT superó rigurosas pruebas que validan tanto los componentes de S-5! como los productos de terceros listados con nuestro sistema”, agregó Barroso. “La seguridad de los bomberos es prioritaria, y la UL 3741 garantiza que puedan desempeñar su labor sin riesgos adicionales por sistemas FV en techos.”

El PVKIT de S-5!, ahora con certificación UL 3741, representa una solución ideal para EPCs e instaladores que buscan un sistema de fijación solar para techos metálicos que sea seguro, rentable y conforme al código.

Acerca de S-5!

Fundada por un experto en techos metálicos, S-5! ha sido la autoridad líder en soluciones de fijación para techos metálicos desde 1992. Sus abrazaderas sin perforación y soportes permiten fijar elementos auxiliares en techos metálicos engargolados o de fijación expuesta, sin comprometer la integridad ni la garantía del techo. Fabricadas en EE. UU., las soluciones de S-5! están diseñadas para una amplia gama de aplicaciones sobre techos metálicos y ya se han instalado en más de 3 millones de techos metálicos, incluyendo 9 GW de energía solar a nivel global, ofreciendo resistencia y durabilidad sin precedentes.

Más información en: es.s-5.com

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Perú avanza con 2,7 GW en concesiones renovables y anticipa un pipeline de más de 25 GW

Perú cuenta con 2 GW de proyectos renovables operativos y 15 proyectos eólicos y solares con concesión definitiva que suman 2,7 GW de capacidad, además de un pipeline de 25 GW. La cifra refleja la magnitud del potencial del país en un contexto de transición energética que empieza a acelerarse con la aprobación de la Ley 32249, que habilita contratos privados sin respaldo de potencia y abre la puerta a licitaciones y almacenamiento.

En este marco, Energía Estratégica y Future Energy Summit (FES) presentaron el Informe FES Perú, disponible para descargar de forma gratuita. El reporte ofrece análisis especializado y exclusivo, datos confiables, visión integral del mercado y herramientas para la toma de decisiones estratégicas, consolidándose como guía clave para empresas e inversores.

Los proyectos con concesión incluyen emprendimientos de gran escala que pueden marcar un punto de inflexión para el sistema eléctrico peruano. Del total, 2.012,1 MW corresponden a solar fotovoltaica. Entre ellos destacan la planta solar Illa (396 MW, Arequipa), que se encuentra en construcción; la central Sunny de Kallpa Generación (204 MW), que registra un 80,9% de avance; y el parque Yura (31,1 MW), que ya alcanzó el 100% de avance global y se encuentra en fase de pruebas. Acciona Energía avanza con el parque solar San José (155,7 MW), mientras que Majes Sol de Verano suma otros 45 MW en Arequipa. También resaltan Hanapampa de ENGIE (300 MW, Moquegua), Solimana de Ecorer (250 MW) y Continua Misti (300 MW).

Mientras tanto, la eólica suma 692,2 MW de capacidad provenientes de tres emprendimientos: el parque Guarango (330 MW, Ica) de SL Energy; el parque eólico Caravelí (219,6 MW, Arequipa) de Ibereólica; y Muyu (142,6 MW, Arequipa) de Orygen.

En conjunto, estos proyectos representan inversiones superiores a los USD 1.800 millones, con alto grado de diversificación entre actores internacionales como ENGIE, Acciona, Orygen e Ibereólica, además de jugadores locales como Kallpa Generación. Este volumen de capital comprometido no solo confirma el interés por el mercado peruano, sino que anticipa un fuerte dinamismo en la ejecución de obras y en la demanda de financiamiento especializado.

Cabe recordar que además de los 15 emprendimientos con concesión, hay más de 120 proyectos renovalbes en desarrollo y tramitación en el país. (VER TABLA COMPLETA EN EL INFORME).

A modo de referencia, el país ya ha concretado desarrollos emblemáticos en la última década. Rubí (180 MWp) y el complejo eólico Wayra (310 MW) de Enel Green Power, junto al parque Punta Lomitas (260 MW) de ENGIE y la planta San Martín (300 MWdc) de Zelestra, marcaron hitos en la entrada de capital extranjero y la consolidación de Ica, Arequipa y Moquegua como polos energéticos. Sin embargo, el foco actual está puesto en cómo convertir las concesiones vigentes en operación efectiva bajo un nuevo marco regulatorio.

El potencial técnico es contundente: más de 20.493 MW eólicos aprovechables, con focos en Ica (9.144 MW), Piura (7.554 MW) y Cajamarca (3.450 MW); radiación solar de entre 6,0 y 7,5 kWh/m²/día en la costa sur; y hasta 2.860 MW de capacidad geotérmica explotable en regiones como Arequipa, Moquegua y Puno.

Descargá el reporte de forma gratuita

El almacenamiento con baterías (BESS) complementa este escenario. Proyectos ya en operación como CT Kallpa (31,32 MW / 35,78 MWh), Chilca 1 de ENGIE (26,5 MW / 13,25 MWh) y la instalación pionera de CT Ventanilla de Enel (14,6 MW) marcan tendencia. En minería, Poderosa impulsa el primer BESS corporativo (4-8 MWh). La caída global de costos —US$ 115/kWh en 2023, según BloombergNEF— y la creación del Proveedor de Servicios Complementarios en 2026 auguran un mercado competitivo desde el inicio. El despliegue de BESS será clave para garantizar seguridad de suministro en un sistema con alta penetración renovable. 

Frente a este contexto de expectativas de crecimiento del sector, se llevará a cabo el Future Energy Summit (FES) Perú el próximo 29 de septiembre en Lima, reuniendo a más de 400 líderes del sector energético. La agenda incluirá a Marco Fragale (Orygen), Walter Sciutto (Pluz Energía Perú), ISA Energía, COES, EDF Perú, Acciona Energía y referentes tecnológicos como Huawei, Trina Solar, Jinko Solar, CATL, Sungrow  y JA Solar.

Con recursos de clase mundial, costos decrecientes y un pipeline robusto, Perú se proyecta como uno de los polos renovables y de almacenamiento más dinámicos de Sudamérica. FES se presenta como la plataforma de referencia para acceder a información estratégica, anticipar tendencias y conectar con quienes lideran la transición energética.

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Honduras logra respaldo internacional: BID Invest financiará la licitación energética de 1.500 MW

La próxima licitación nacional de energía en Honduras sumó un respaldo internacional clave con la participación de BID Invest como potencial financiador de los proyectos adjudicados. La iniciativa, impulsada por el Gobierno de la República y la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), contempla una potencia firme de 1500 MW y busca reforzar la estabilidad del Sistema Interconectado Nacional hasta el año 2030.

“La participación de BID Invest es importante porque ofrece buenas condiciones de financiamiento a las empresas y además demuestra que confía en la transparencia del proceso hondureño de licitación”, manifestó el Ministro de Energía, Erick Tejada.

El anuncio se formalizó tras la visita al país del presidente de BID Invest, James Scriven, quien sostuvo reuniones con representantes del sector público e inversionistas privados en Tegucigalpa y San Pedro Sula. En ese marco, la Corporación Interamericana de Inversiones —brazo para el sector privado del Grupo BID— envió un oficio al Gobierno de Honduras expresando su interés en evaluar potenciales esquemas financieros para los proyectos de generación que surgieran de este llamado público.

El proceso de licitación se basó en un modelo de rondas sucesivas y subasta inversa, lo que permitió seleccionar las mejores propuestas tanto en términos técnicos como económicos. Este esquema fue complementado por una instancia clave de auditoría.

“La metodología de rondas sucesivas y subasta inversa, aunado al apoyo de organismos multilaterales, es importante ya que certifica la transparencia”, remarcó Tejada. Además, la ENEE contrató a un experto internacional que auditó los resultados finales de la licitación y validó a las empresas adjudicadas, agregando una capa adicional de verificación y confianza.

Con esta estructura, el Gobierno buscó garantizar que las empresas privadas seleccionadas accedieran a condiciones competitivas y cumplieran con criterios rigurosos. Según el comunicado oficial, los proyectos ganadores debieron superar los filtros de elegibilidad y crédito de BID Invest, así como el proceso de diligencia debida y aprobación. Esta ventana de financiamiento fortaleció la sostenibilidad del sector energético nacional con una visión de planificación de largo plazo.

Además del componente financiero, el proceso licitatorio tuvo un impacto estructural en el sistema eléctrico de Honduras. “Con este proceso se tiene modelado que se cubriría el crecimiento vegetativo de la demanda de energía en Honduras en cinco años”, aseguró Tejada.

Este incremento de capacidad permitió que la oferta energética se ampliara de forma ordenada y técnica. “Nos garantiza obtener precios más bajos y además ordenar el ingreso de energía al parque nacional de generación”, indicó el funcionario. La coordinación con el Centro Nacional de Despacho, que validó previamente los nodos de inyección de los proyectos, aseguró una simbiosis entre el desarrollo del sistema de transmisión y la expansión de la generación.

Con este paso, Honduras avanzó hacia una matriz energética más robusta, limpia y planificada, integrando financiamiento internacional, estándares técnicos de nivel global y una visión de Estado orientada a la estabilidad a largo plazo.

“Esta nueva ventana financiera reafirma la visión del Gobierno: confianza, transparencia y sostenibilidad para el futuro energético del país”, concluyó el Ministro de Energía.

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El sector pide elevar los requisitos de CELs del 13.9% a más del 20% en México

La política energética mexicana mantiene desde 2021 el mismo nivel de exigencia para el cumplimiento de los certificados de energía limpia (CELs): 13.9%. Aunque el instrumento sigue vigente y activo, el especialista Alberto Campos, Manager Energy Supply en Trio Advisory México, advierte que este porcentaje ya es insuficiente para acompañar la demanda y las oportunidades del país en materia renovable.

“El 13.9% ya se quedó muy corto. Definitivamente necesitamos incrementarlo”, afirmó Campos en contacto con Energía Estratégica. Según sus estimaciones, el nuevo porcentaje debería ubicarse entre el 17% y el 25%, dependiendo de las condiciones del sistema y de quiénes tengan derecho a recibir CELs.

Campos explicó que, tras la reforma de marzo de 2025, se eliminó la diferenciación de proyectos por fecha de operación, lo que permite que todos —sin importar cuándo iniciaron— puedan acceder al beneficio. Esto aumenta el volumen de certificados disponibles, y exige elevar la obligación para que el instrumento mantenga su capacidad de incentivar nuevas inversiones.

“Si cualquiera puede recibir certificados, tenemos que incrementar el requisito, porque hay una mayor cantidad de CELs y si lo que queremos es promover nuevas tecnologías, sí tenemos que subirlo”, planteó.

En la actualidad, el sistema de CELs sigue operando, con transacciones activas y presencia habitual en los contratos de suministro calificado. Sin embargo, Campos señaló que “el mercado es opaco y con poca trazabilidad”, lo cual representa una barrera tanto para compradores como para inversores.

“La trazabilidad dentro de los certificados solamente se puede ver dentro del sistema, y solo la Comisión Nacional de Energía puede acceder a ella. Sería adecuado que el sistema permitiera ver qué tecnología estás cancelando y en qué año se generó”, propuso, ya que esa información resulta clave para las empresas que buscan reportar sus avances en reducción de emisiones.

A pesar de esa limitación, los CELs siguen circulando activamente, aunque con gran variabilidad en los precios. “Los veo en 8 dólares, a veces en 6, otras en 12 o 15. Hay un rango demasiado amplio”, aseguró Campos. Según el ejecutivo, falta transparencia en los valores de mercado, lo que dificulta la planificación de los proyectos.

“Cuando se diseñó el sistema, se pensaba que uno pudiera ver a qué precios se estaban vendiendo los certificados para tener una mayor referencia. Eso todavía no sucede”, señaló, al tiempo que subrayó que una mayor apertura de datos generaría señales claras para la inversión privada.

En ese sentido, Campos considera que el sistema podría volverse una herramienta más poderosa si se mejora su trazabilidad y si se incrementa el requisito mínimo. “Soy un fiel creyente de los CELs. Es un buen instrumento para atraer nuevos proyectos de generación”, destacó.

Actualmente, los CELs incluyen tecnologías como nuclear o cogeneración, que no siempre son útiles para los compromisos de neutralidad de carbono de las empresas. Aun así, Campos visualiza una oportunidad: “Si se les da trazabilidad, podrían funcionar como instrumento para comprobar neutralidad de carbono, si provienen de energía solar, eólica o incluso maremotriz”, proyectó.

De hecho, varias compañías globales instalan operaciones en el país con la condición de poder consumir energía renovable local. Por eso, fortalecer el sistema nacional de CELs evitaría recurrir a certificados internacionales como los IRECs. “Si el país ofrece un instrumento viable, envía señales al exterior de que se puede cumplir con esos objetivos desde México”, remarcó.

El camino para reforzar el sistema, sin embargo, depende de nuevas definiciones normativas. Según Campos, el Gobierno está enfocado en publicar los reglamentos de la reforma energética aprobada en marzo, pero se espera que en 2026 ya estén listos los nuevos requisitos.

En paralelo, el Ejecutivo federal ha dado señales de mayor apertura al sector privado, especialmente tras habilitar solicitudes de permisos entre 0.7 y 20 MW. Para Campos, esto marca una proyección favorable para las renovables, siempre que se mantenga la claridad regulatoria.

“Uno de los objetivos de los CELs era modificar la matriz energética e incluir nuevas tecnologías. No se puede eliminar el gas natural, pero sí tener opciones alternativas”, concluyó.

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AABI proyectó un alza del 45% en la demanda energética y llamó a una mayor planificación con almacenamiento

República Dominicana marcó un doble hito al alcanzar los 1554 MW de generación renovable en paralelo con una demanda máxima que superó los 3923 MW. Esta coincidencia de picos energéticos representó un paso significativo hacia la transición energética, pero también encendió alertas sobre la necesidad de acelerar las decisiones estructurales que requiere el sistema. Desde A&A Business Intelligence Group (AABI Group), su gerente general, Augusto Bello, remarcó a Energía Estratégica que la actual licitación de 600 MW, aunque valorable, no será suficiente para alcanzar los objetivos renovables al 2030.

“La licitación de 600 MW fue un gran paso, pero resultó insuficiente”, planteó el ejecutivo, al tiempo que señaló que más de 2000 MW ya contaban con concesiones definitivas, por lo que el sistema debería estar habilitando más capacidad de manera inmediata. En su análisis, el récord simultáneo de demanda y generación renovable demostró que el SENI tiene capacidad técnica para integrar más energías limpias, pero también expuso cuán vulnerable sigue siendo su estructura frente a los desafíos operativos de un sistema moderno.

AABI proyectó que la demanda energética del país aumentará más de un 45% en los próximos cinco años. Esta aceleración respondería al crecimiento económico sostenido, la expansión del turismo que ya supera los 11 millones de visitantes al año, el aumento de la población, el desarrollo de zonas francas y el incremento sostenido de la temperatura media.

“La tasa de crecimiento de la demanda de energía en los últimos 10 años fue de un 5,97% en promedio”, detalló Bello.

Este contexto, explicó, exige una planificación energética que combine mayor participación renovable con respaldo flexible y soluciones de almacenamiento que aseguren la estabilidad operativa.

El crecimiento acelerado de la demanda no es el único factor que presiona al sistema. La falta de almacenamiento adecuado está provocando pérdidas crecientes de energía renovable. Entre enero y junio de 2025, se vertieron más de 77 GWh de generación limpia que no pudieron ser utilizados ni almacenados.

“El almacenamiento habría evitado ese vertimiento y también habría disminuido drásticamente los cortes de suministro”, afirmó Bello.

Estos cortes se debieron en parte a la activación del sistema de Desconexión Automática de Carga (EDAC), disparado por caídas abruptas en la generación fotovoltaica ante condiciones atmosféricas adversas.

Frente a esto, AABI propuso la incorporación de tecnologías avanzadas como baterías grid forming, que permitan almacenar energía solar durante el día y liberarla en horarios de mayor consumo, además de regular la frecuencia del sistema. Bello sostuvo que estas herramientas no solo aportarían eficiencia operativa, sino que también reducirían la necesidad de activar generación térmica costosa para cubrir picos.

El ejecutivo también consideró necesario que las próximas licitaciones se enfoquen desde un punto de vista técnico, promoviendo una matriz energética diversificada entre fuentes solares y eólicas, que incluya soluciones de respaldo como almacenamiento y generación térmica flexible.

Las licitaciones futuras debían garantizar diversidad tecnológica, complementariedad operativa y soluciones de respaldo que permitan absorber picos de demanda”, sostuvo.

Bajo esta visión, el mix energético dominicano no podrá avanzar sin una transformación profunda que combine renovables, tecnología y planificación.

“El mix debía evolucionar hacia una mayor participación de renovables, complementada con térmica moderna y almacenamiento”, concluyó Bello. Para el gerente general de AABI, solo así se podrá cumplir con los compromisos de participación renovable al 2030 sin poner en riesgo la seguridad energética ni el dinamismo económico del país.

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Diputados de Argentina piden prorrogar la ley de renovables por 20 años

Un conjunto de diputadas y diputados de Argentina presentaron el proyecto de ley para prorrogar el régimen de fomento a las energías renovables destinadas a la producción de energía eléctrica (Ley N° 27191).

Tal como adelantó Energía Estratégica días atrás (ver nota), los legisladores proponen extender por 20 años la estabilidad fiscal para las renovables en el país, a fin que la continuidad de la normativa vigente permita la transición energética local por parte de diversos sectores de la economía.  

“El acceso y la utilización de las fuentes renovables de energía incluidas en el artículo 4º de la ley 26.190, modificado por la ley 27.191, no estarán gravados o alcanzados por ningún tipo de tributo específico, canon o regalía, sean nacionales, provinciales, municipales o de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, hasta el 31 de diciembre de 2045”, detalla la iniciativa. 

“Resulta imprescindible asegurar la continuidad de las condiciones que, en los últimos años, han favorecido el desarrollo de proyectos de inversión de largo plazo. Ello permitirá no solo sostener el dinamismo alcanzado, sino también incentivar el desarrollo futuro de nuevos proyectos y reducir a la mínima expresión el impacto de tributos que afecten el costo de un bien con tutela federal como lo es la energía eléctrica”, agrega. 

Sin embargo, un punto que no está presente en el proyecto de ley es la ampliación de los objetivos de participación renovable en la cobertura de demanda eléctrica (actualmente la meta está fijada en 20% al 31 de diciembre de 2025).

¿Por qué? Según explicó previamente Martín Maquieyra, diputado nacional por La Pampa y vicepresidente de la Comisión de Energía de la Cámara de Diputados, “el sector no pide otros beneficios o metas más ambiciosas”, sino que  solo que no se impongan más impuestos que los actuales”.

Además, el documento elimina que los grandes usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista y grandes demandas clientes de las distribuidoras contraten la compra de energía renovable a través de CAMMESA, conforme a la decisión del Poder Ejecutivo.

“Se trata de una propuesta de modificación coherente con los lineamientos de desregulación y modernización del mercado eléctrico reseñados previamente”, agrega el documento el documento lleva la firma de 20 diputadas y diputados (casi un 8% de la Cámara Baja del Congreso) de distintas provincias de Argentina, aunque en su mayoría del bloque político del PRO (Propuesta Republicana). 

¿Qué opina el sector? 

Para la Cámara de Generadores y Cadena de Valor de la Industria Renovable (CEA) resulta muy importante que se brinde señal de estabilidad fiscal y jurídica a largo plazo, que proteja las inversiones ya realizadas y las venideras. 

“El sector tiene un potencial enorme y espera este tipo de señales para seguir creciendo, con apoyo de financiamiento externo genuino, que está listo para venir a Argentina. Gran parte de la infraestructura que necesita el país depende de este tipo de gestos. El nuestro es un sector que no necesita subsidios ni beneficios fiscales, solo estabilidad. No queremos más impuestos al viento ni al sol”, sostuvo Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la CEA. 

Por el lado de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), también celebraron que un artículo defienda la intangibilidad fiscal de los contratos hasta el 2045, a lo que consideraron como “necesario para el mercado”. 

Sin embargo, lamentaron la falta de política sectorial y señales de desarrollo, principalmente por la eliminación de los objetivos de participación renovable, sumado a los nuevos lineamientos energéticos que “deja a las ERNC libradas a una lucha por precio en cada nodo cuando corresponda, sin política que compense e impulse la diferencia de tasa de interés entre proyectos de capital intensivo como las renovables versus térmicas y centrales gasíferas”. 

“Es una iniciativa que pierde la oportunidad de marcar la cancha para que las renovables sigan creciendo, producto de la falta de mecanismos de incentivos, regulación y financiamiento que le dé certidumbre al sector renovable”, apuntó Marcelo Álvarez, miembro de la Comisión Directiva y coordinador del Comité de Energía Solar FV de CADER

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Afirman que Colombia debería declarar una emergencia energética y priorizar reformas significativas para sumar renovables no convencionales

La urgencia de una reforma estructural del mercado eléctrico colombiano y de acelerar la entrada en operación de nuevos proyectos de energías renovables no convencionales se ha convertido en una prioridad inaplazable. El CEO de Óptima Consultores, Alejandro Lucio sostiene que el país debería declarar una emergencia energética, con el objetivo de implementar medidas de manera ágil y sin politización, “sin connotaciones políticas».

Reconoce que la próxima gestión del ministro de Minas y Energía —sin importar el cuadro político— tendrá que enfrentar un escenario “muy complejo que requerirá agilidad, compromiso del sector y foco”.

En diálogo con Energía Estratégica, el consultor explicó que Colombia enfrenta un déficit de energía firme desde este mismo año y que las proyecciones indican que hacia 2026/27 faltarán 2 TWh anuales.

Este volumen exige sumar de forma prioritaria 3.000 MW solares si se pretendiera cubrir exclusivamente con esta tecnología, ya que los retrasos históricos en la eólica onshore, particularmente en La Guajira, varios parques adjudicados hace años siguen sin entrar en operación por problemas de conexión, licenciamiento ambiental y aceptación social, factores que también comprometen la viabilidad de la eólica marina.

“Eso es lo que se necesita garantizar, y ahí está la prioridad”, enfatizó. Sin embargo, Lucio adviertió que la probabilidad de que esa capacidad se instale a tiempo es baja, dadas las dificultades actuales para que los proyectos avancen.

Entre prioridades y anuncios

Lucio considera que medidas como la reciente Circular 073 de 2025 de la UPME —que amplía la lista de bienes y servicios con beneficios tributarios para proyectos de energías renovables, gestión eficiente e hidrógeno— tienen un efecto limitado en la viabilidad inmediata del sistema.

“Es racionalizar procesos y ampliar la base de productos y servicios sujetos a beneficios, algo conveniente, pero no creo que su impacto sea significativo”, afirmó.

En cuanto al lanzamiento de la convocatoria para eólica marina, reconoce que puede generar interés de empresas europeas y chinas, pero advierte que la viabilidad económica es remota y que antes deben resolverse los problemas en proyectos onshore.

“No hemos sido capaces de sacar adelante los eólicos en La Guajira, que debieron entrar en operación hace 3 o 4 años, y ya estamos pensando en offshore sin haber hecho tampoco las reformas sectoriales”, cuestionó.

Para Lucio, distraer recursos y atención en iniciativas con retorno incierto a corto o mediano plazo implica perder de vista la urgencia real: garantizar suministro firme ante el próximo fenómeno de El Niño. “Primero lo primero”, sentenció.

Reformas pendientes desde 2018

El especialista subrayó que el marco regulatorio vigente data de 2006, diseñado para una matriz hidro/térmica que ya no responde a la realidad del sector.

“Hay necesidades identificadas y diagnosticadas desde 2018, de ajustar las reglas del mercado en un obsoleto y que además pierde concentración: más actores, más generación distribuida y autogeneración”, concluyó.

Entre los cambios pendientes, menciona la modernización de los mercados de corto plazo, la actualización de los mecanismos de contratación a largo plazo y la revisión del esquema de confiabilidad, con el fin de facilitar la integración de nueva capacidad renovable.

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Brasil rompe récords de contratación de proyectos hidroeléctricos en su nueva subasta de nueva

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil adjudicó 65 proyectos hidroeléctricos, por 815,6 MW de capacidad total, en la subasta de nueva energía A-5, con la con la negociación de contratos por valor de R$4.260 millones en lo que fue el volumen de emprendimientos y potencia más alto jamás registrado en licitaciones hidroeléctricas.

Nueve distribuidoras firmaron contratos PPA de compraventa de energía, de las cuales dos de ellas adquirieron más de la mitad de los 384,5 MWm promedio negociados: Amazonas Energía, que contrató 148,8 MWm, y Neoenergia Bahia, que adquirió 87,0 MWm. 

La mayor parte de la adjudicación proviene de pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH – de 5 MW a 30 MW) ya que hubo 55 proyectos ganadores que suman 738,16 MW de potencia a un precio medio de R$ 392,14 MWh (cerca de USD 72,40 MWh al tipo de cambio oficial). 

Mientras que el resto de las asignaciones se dio en 8 hidráulicas de potencia instalada reducida (CGH – <5 MW) que totalizan 21,57 MW a un valor de R$ 396,70 MWh (aprox. USD 73,27 MWh) y dos centrales hidroeléctricas (UHE – superiores a 50 MW o de 5 a 30 MW que no califican como PCH por el tamaño del embalse) que añadirán 55,86 MW a un precio de R$ 400,46 MWh (alrededor de USD 73,96 MWh). 

Bajo este contexto, la diferencia entre el precio máximo de la subasta y el precio resultante, un descuento del 3,16%, supondrá un ahorro de R$864,8 millones para los consumidores brasileños, según estimaciones del gobierno. 

“Los volúmenes contratados están en línea con las necesidades de expansión identificadas en los estudios de planificación de EPE, que indicaron la demanda de nuevos proyectos hidroeléctricos para abastecer a partir de 2030. Esta alineación refuerza el papel de las subastas como instrumento de política energética, garantizando la seguridad de suministro con base en criterios técnicos”, indicaron desde la Empresa de Pesquisa Energética (EPE).

Además, se espera que las centrales adjudicadas estén terminadas y comiencen a generar la energía contratada a partir del 1 de enero de 2030, con un contrato de suministro de energía por un período de 20 años.

Y cabe recordar que la convocatoria era esperada por el sector energético ya que llegó tras tres años desde la última subasta de nueva energía (la primera desde la vuelta de Luiz Inácio Lula da Silva a la presidencia), a pesar que no contempló ni parques solares ni eólicos. 

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Nuevo webinar: Above revelará cómo maximizar eficiencia y reducir costes en parques solares con drones y software

La innovación ya no es una opción en el desarrollo de parques solares e infraestructura: es una necesidad clave para reducir costes, aumentar la precisión operativa y asegurar la trazabilidad de los activos. En ese contexto, Above celebrará su evento “Above’s Day” el próximo 10 de septiembre, una jornada virtual y gratuita donde mostrará cómo está redefiniendo los estándares del sector mediante drones, digitalización avanzada y su plataforma exclusiva SolarGain.

Este webinar está diseñado específicamente para profesionales, ejecutivos y empresas del sector energético que buscan optimizar tiempos y recursos en construcción y operación, aplicar soluciones tecnológicas de vanguardia en solar e infraestructura, y conocer herramientas prácticas que ya están marcando la diferencia en la región.

“Queremos mostrar cómo se puede digitalizar un proyecto desde la etapa inicial hasta la operación, con soluciones que combinan precisión aérea, análisis termográfico y trazabilidad digital”, manifiesta Alejandro Cebrián, Sales Manager LATAM & Sur de Europa.

📌 La participación es gratuita, con inscripción previa en el siguiente enlace:
https://docs.google.com/forms/d/e/1FAIpQLSfjX8uMeNqOrxnodwIQKAdEmsd8CXpCPKs_n5gjcLeLbBJbrQ/viewform

Durante el evento, los asistentes descubrirán cómo la tecnología de Above permite abordar con éxito los grandes retos del sector. Su servicio de mapeo topográfico aéreo entrega modelos digitales de terreno y superficie, ortomosaicos y archivos CAD listos para usar en plataformas como PVsyst o PVcase, incluyendo objetos de sombreado personalizados.

“Nuestro enfoque es reducir los imprevistos desde el diseño, y garantizar que cada decisión se tome con datos reales del sitio”, señala Adrián Cruz, Senior Technical Account Manager LATAM & Sur de Europa.

El webinar también presentará su solución para el monitoreo de avance de obra, que incluye entregables como Final As-Built, control de calidad automatizado y documentación precisa, sin necesidad de visitas presenciales.

Pero el eje central del evento será SolarGain, la plataforma de Above que permite construir una réplica digital y georreferenciada de la planta fotovoltaica, integrando módulos, inversores, cableado, transformadores, cercos y más. Esta herramienta potencia la trazabilidad desde el día uno y mejora significativamente los procesos de commissioning y operación. Además, maximiza la eficiencia y reduce los costes.

“SolarGain centraliza todo el ciclo de vida del activo en una réplica digital dinámica, con trazabilidad completa desde la instalación”, explica Cebrián.

Entre sus principales funciones se destacan el mapeo topográfico y modelado digital del terreno, el monitoreo preciso del avance de obra, las inspecciones termográficas y HD para operación y mantenimiento, y la gestión digital con trazabilidad de activos desde una misma plataforma.

“Podemos detectar hotspots, módulos desconectados o defectuosos con precisión milimétrica, sin interrumpir la operación de la planta”, remarca Cruz.

La cita es el 10 de septiembre, a las 8 h (México), 9 h (Perú y Colombia), 10 h (Chile) y 11 h (Argentina). El evento está dirigido a desarrolladores, EPCs, asset managers y operadores de portfolios solares que buscan implementar innovación real en sus proyectos.

“Lo que ofrecemos no es solo inspección aérea, sino una transformación digital completa que permite tomar decisiones más inteligentes y ágiles”, resume Cebrián.

Above’s Day promete ser una oportunidad única para conocer en detalle cómo las soluciones de la compañía están impactando proyectos reales en la región.

La inscripción ya está abierta: 👉 https://docs.google.com/forms/d/e/1FAIpQLSfjX8uMeNqOrxnodwIQKAdEmsd8CXpCPKs_n5gjcLeLbBJbrQ/viewform

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Cambios estructurales en Argentina: nuevos lineamientos redefinen reglas para el mercado a término y la generación

El gobierno argentino avanza con la transformación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), incorporando nuevos lineamientos que buscan asegurar la continuidad operativa del sistema, habilitar la libre contratación y promover señales de precios que reflejen los costos reales de la energía.

Energía Estratégica accedió al borrador de los nuevos lineamientos que se publicarán en los próximos días, donde se detallan reformas estructurales orientadas a redefinir las reglas de juego para generadores, distribuidores y grandes usuarios. 

El documento propone un esquema de abastecimiento flexible y competitivo, acompañado por mecanismos de remuneración ajustados a la realidad operativa del sistema, y que se presenta como una continuidad de la Resolución SE 21/2025, mediante la cual la Secretaría de Energía rehabilitó a centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares a participar del Mercado a Término (MAT).

DESCARGA EL BORRADOR DE LOS NUEVOS LINEAMIENTOS ENERGÉTICOS DE ARGENTINA

El nuevo esquema impulsa un modelo en el que la demanda —distribuidores y grandes usuarios— tenga la capacidad de gestionar su propio abastecimiento mediante contratos bilaterales.

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

En este contexto, el sector renovable mantiene su habilitación para participar en el MAT bajo el esquema del MATER, aunque continuará excluido de ofrecer contratos de potencia (se mantiene el criterio del descuento de potencia conforme lo establece la Resolución MEyM N° 281/17).

Además, se redefinirá la Demanda Estacionalizada de Distribuidores del MEM, que incluirá a los usuarios residenciales y comerciales, excluyendo a los Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDI). Esta demanda será abastecida mediante la denominada “Generación Asignada”, que incluye contratos vigentes —renovables y térmicos— con combustible asociado, generación hidroeléctrica y nuclear del Estado Nacional, centrales térmicas operadas por ENARSA hasta su privatización, e importaciones gestionadas por CAMMESA.

La prioridad de abastecimiento será la demanda residencial, cuyos costos reflejarán los costos medios totales de la Generación Asignada. Y a su vez, se establecerá como obligación que al menos el 75% de esta demanda esté cubierta mediante contratos, complementando la generación asignada con acuerdos en el MAT.

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Rol del almacenamiento energético

Los nuevos lineamientos incluyen por primera vez un marco detallado de remuneración para centrales de almacenamiento. Estas podrán actuar como demanda —al cargar energía— y como generadores —al descargar—, y recibirán pagos por ambos servicios en función de los costos marginales horarios ajustados por nodo.

El modelo contempla una remuneración específica por Potencia Puesta a Disposición (PPAD), reconociendo la potencia neta real efectivamente disponible para descarga. Este pago será válido siempre que la central tenga al menos cuatro horas de almacenamiento validado. Si la disponibilidad horaria es inferior, la remuneración será proporcional, y en caso de no alcanzar una hora completa, será nula.

Además, las centrales de almacenamiento podrán participar del Mercado a Término, tanto como compradores (durante la carga) como vendedores (durante la descarga), integrando así un nuevo actor flexible en el sistema. Mientras que el despacho será coordinado operativamente con CAMMESA y quedará sujeto al despacho económico.

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Avance hacia la apertura de fronteras energéticas

El esquema propuesto también habilita, por primera vez, la importación y exportación de energía mediante acuerdos bilaterales entre privados, sin necesidad de que las operaciones sean centralizadas. 

Esta medida promueve una mayor integración energética regional, abriendo la puerta a oportunidades comerciales para generadores privados y grandes consumidores, bajo reglas de competencia.

Por otro lado, para garantizar el abastecimiento de mediano plazo, CAMMESA evaluará anualmente la necesidad de incorporar nueva capacidad de generación y, si corresponde, lanzará licitaciones centralizadas por cuenta de los distribuidores o la Secretaría de Energía. Estos contratos podrán incluir energía, potencia o ambas, según la necesidad. 

Y durante la etapa de transición, CAMMESA actuará como garante de pago, siempre y cuando los agentes distribuidores no registren deudas con el Mercado Eléctrico Mayorista al momento de la firma.

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Siete proyectos podrían ser los ganadores de la licitación de baterías de Argentina: ¿Cuáles son y a qué precio?

El mercado energético argentino se mantiene expectante ante la inminente adjudicación de 500 MW en sistemas de baterías correspondientes a la licitación AlmaGBA, la primera convocatoria pública e internacional enfocada en proyectos de almacenamiento stand-alone en el país.

Luego de conocerse las propuestas económicas de los 27 proyectos participantes, serán la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) y la Secretaría de Energía de la Nación las encargadas de definir a los adjudicatarios, en un fallo previsto para el próximo 29 de agosto.

En la antesala de esa resolución, Energía Estratégica llevó adelante una simulación de pre-asignación de los proyectos BESS postulados en la licitación. El ejercicio consideró los valores ofertados ajustados tras la aplicación del factor de minoración, así como el impacto nodal y otros parámetros técnicos, utilizando el Modelo de simulación Asignación Convocatoria AlmaGBA, proporcionado por CAMMESA. 

De acuerdo a dicho proceso, la licitación tendría 7 proyectos ganadores por 516,25 MW de capacidad, a un precio promedio ponderado de USD 11336 MWmes (el precio más alto sería de USD 12400 MWmes y el más bajo de USD 10161 MWmes). 

¿Cómo se reparten los sistemas BESS posibles ganadores?

Las compañías adjudicadas serían Central Puerto, Coral Energía, MSU Green Energy, Genneia y Rowing, ya que, tal como anticipó este portal de noticias, fueron las que mejor se posicionaron el mismo día de la apertura de sobres B, debido a los dado los nodos donde participan y ofertas correspondientes. 

Central Puerto se consolidaría como la gran ganadora dado que lograría la asignación de 205 MW con sus proyectos Costanera (55 MW) y PA Nuevo Puerto (150 MW ); siendo la firma con los precios más competitivos de todo AlmaGBA, por USD 10161 MWmes y USD 11147 MWmes, respectivamente. 

MSU Green Energy también tendría un sistema de almacenamiento de 150 MW asignado, puntualmente con el nombre “BESS Matheu” en la red de Edenor y a un valor ofertado efectivo de USD 11290 MWmes.

Por el lado de Coral Energía, volvería a ser protagonista en una licitación pública tras lo hecho en RenMDI y Generfe en 2023, ya que se adjudicaría 100 MW capacidad de storage con sus proyectos “BESS Parque” (USD 11461 MWmes) y “BESS Pilar” (USD 11979 MWmes), ambos de 50 MW y en el ámbito de Edenor. 

Genneia, la empresa con más capacidad renovable en Argentina, haría lo propio gracias a su propuesta para el sistemas “BESS Maschwitz” de 40 MW en la zona norte del Área Metropolitana de Buenos Aires, a un valor ofertado de USD 12303 MWmes. 

Mientras que Rowing, compañía de ingeniería y servicios industriales que trabaja como contratista de Edesur, completaría el listado ganador con el “BESS AlmaGBA Glew” por 21,25 MW de potencia, a un precio efectivo de USD 12400 MWmes. 

Se abren las puertas a futuras adjudicaciones

La definición oficial de la adjudicación se conocerá el 29 de agosto y, tanto desde el ámbito público como desde el privado, prevalece un clima de optimismo respecto de los resultados de la licitación, por lo que se da por hecho que la totalidad de la capacidad será asignada.

Asimismo, se analiza la posibilidad de que se convoque a un nuevo proceso similar a AlmaGBA, con el objetivo de habilitar más megavatios de almacenamiento en baterías, tomando como referencia el precio promedio obtenido en esta ronda y evaluando la fijación de un valor máximo en una futura licitación BESS.

“Con el doble de potencia ofrecida en relación a la prevista, queda por ver si la Secretaría de Energía se limitará a adjudicar 500 MW o si decidirá avanzar luego con una ronda adicional para proyectos que queden fuera”, adelantaron fuentes consultadas por Energía Estratégica.

En conclusión, si bien aún no existe confirmación oficial sobre una convocatoria complementaria, se considera como una alternativa viable en función de las condiciones de mercado y la competitividad de las propuestas presentadas.

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Avanzan los PPAs en Perú: ¿Está la infraestructura lista para acompañar la expansión renovable?

La firma de contratos de compraventa de energía a largo plazo (PPAs) en Perú atraviesa un momento de consolidación. Impulsados por la volatilidad del mercado spot y por la necesidad de certificar consumos verdes, cada vez más actores privados, en especial, mineras y agroindustria, están apostando por este modelo. Sin embargo, el crecimiento de estos acuerdos enfrenta desafíos como la falta de infraestructura eléctrica y de claridad regulatoria.

Luis Stefano Roncal Ballena, especialista en PPAs y jefe zonal en La Libertad y Piura de CVC Energía, detalló que en los últimos años los precios de los PPAs han mostrado una importante evolución. “Hace ocho años se veían precios de 25 dólares, pero hace poco se firmaban contratos a 65 o 70. Hoy el promedio ronda los 42 o 45 dólares por megavatio hora”, precisó el ejecutivo en diálogo con Energía Estratégica.

Esta transformación respondió, en parte, a las contingencias que sufrió el país por falta de agua en los embalses, lo que disparó los precios en el mercado spot y obligó a activar reservas térmicas de alto costo. “Tuvimos picos de hasta 200 dólares por MWh en el mercado spot”, recordó.

En ese contexto, los PPAs renovables se presentaron como un refugio para empresas que buscan previsibilidad y competitividad. Roncal destacó el caso de ENGIE y una empresa minera con la central eólica de Punta Lomitas, ejemplo de contrato directo entre generador y gran consumidor. “Este tipo de proyectos son fuente de motivación. Las mineras son clientes muy interesados en este modelo”, afirmó.

A pesar del dinamismo que muestra el mercado, la regulación aún presenta puntos de mejora para nuevos proyectos. Si bien se aprobó una modificación legal que permite a los generadores solares vender energía a distribuidores mediante licitaciones basadas en perfiles horarios, los procedimientos técnicos aún no han sido publicados

“La ley ya está hecha, pero hasta que no se publiquen los procedimientos no hay nada”, remarcó Roncal. Esta indefinición, explicó, dificulta el acceso a financiamiento y retrasa decisiones clave de inversión. “No sabemos cómo se va a facturar ni cómo se van a calcular los indicadores. Con un marco regulatorio claro, ejecutado y publicado se dinamizará la firma de PPAs”, señaló. 

Para CVC Energía, esta situación impacta en toda la cadena. “El principal actor es el Estado. Sin reglas claras no se puede avanzar”, subrayó Roncal. Según el ejecutivo, en otros países de la región, como Colombia, se aplican cuotas obligatorias a las distribuidoras que impulsan la participación de renovables, pero en Perú aún falta definir incentivos claros.

Más allá de los desafíos regulatorios, el obstáculo más urgente para el desarrollo renovable en Perú es de carácter físico: la infraestructura eléctrica existente no alcanza para acompañar el crecimiento de la generación. Las zonas con mayor potencial, como el norte para la eólica y el sur para la solar, enfrentan serias limitaciones de red

“Entre el norte y el sur, la infraestructura está muy congestionada. Hay mayores pérdidas de energía y eso afecta la competitividad de los precios”, explicó Roncal. En ese sentido, advirtió: “Puede haber demasiadas propuestas de generación en el país, pero si el principal conductor para que esa energía llegue a los clientes es deficiente, de nada sirve tener más plantas”.

Desde su rol en CVC Energía, el ejecutivo destacó que la empresa busca brindar soluciones integrales de generación, transmisión y comercialización. “Nosotros buscamos electrificar zonas para desarrollar actividad agrícola”, sostuvo. A través de Coenergy, firma del grupo, están ejecutando proyectos solares en Piura, Viacurí, Olmos y Tacna, enfocados en territorios con alto potencial agroexportador. “Actualmente atendemos muchas solicitudes de conexión en nuevas concesiones como Tacna”, señaló.

El impacto de estas iniciativas, afirmó, trasciende lo energético. “Donde antes había desiertos, hoy hay agroexportadoras. Creo que hemos puesto nuestro granito de arena en ese desarrollo”, reflexionó. Por eso, insistió en que el respaldo estatal será clave para acelerar los procesos. “Te garantizamos la calidad por la infraestructura. Por eso pedimos al Gobierno que active los proyectos que tenemos en cartera”, enfatizó.

Frente a un mercado cada vez más demandante y competitivo, la firma de PPAs se presenta como una vía efectiva para garantizar suministro renovable, trazabilidad y estabilidad de precios. Pero su expansión dependerá, en gran medida, de la capacidad del Estado y del sector privado para acompañar esa dinámica con redes, normas y visión estratégica.

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CREG abre consulta pública dos proyectos de resolución que redefinirán la integración de renovables en Colombia

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicó para consulta pública los proyectos de resolución 701 098 y 701 099. Ambos buscan responder al crecimiento acelerado de la generación renovable en Colombia.

El proyecto 701 098 actualiza resoluciones previas para elevar los estándares de conexión y operación de plantas solares y eólicas. Incluye la exigencia de modelos de simulación certificados (RMS y EMT), pruebas de fábrica y de sitio antes de la operación comercial, nuevos requisitos de inyección rápida de corriente activa y reactiva, así como soportabilidad ante sobretensiones transitorias. Varias de estas obligaciones comenzarán a aplicarse a partir de 2028, lo que otorga un margen de adaptación.

El proyecto 701 099, por su parte, introduce cambios en el Código de Redes con el objetivo de reforzar la fortaleza del Sistema Interconectado Nacional. Entre las medidas se destacan la prohibición de conexiones en “T”, salvo casos excepcionales, la incorporación de nuevos parámetros de tensión y cortocircuito, y la activación progresiva de la regulación primaria de frecuencia en plantas renovables. Ambos textos se complementan: uno regula a las plantas y el otro al sistema que las recibe.

Para Hemberth Suárez Lozano, abogado especializado en energía y socio de OGE Energy, estas resoluciones representan un salto importante en materia de seguridad eléctrica, aunque también plantean retos para los desarrolladores.

A nivel económico, los cambios supondrán incrementos en CAPEX y OPEX vinculados a la compra de equipos y software especializado, la contratación de consultores y la realización de pruebas periódicas. “Son costos adicionales, pero necesarios para garantizar una menor incidencia eléctrica en el sistema”, explicó en diálogo con Energía Estratégica.

El especialista diferencia entre medidas de implementación inmediata, como el ajuste de relés de frecuencia en plantas en operación comercial, y otras de mayor complejidad como la inyección rápida de corriente o la soportabilidad ante sobrevoltajes transitorios, que demandarán más tiempo y adaptación tecnológica.

Respecto a la fecha de entrada en vigor, considera que los agentes valorarán la ventana hasta 2028, pero advierte que jurídicamente se insistirá en la irretroactividad y en la protección de derechos adquiridos, para evitar litigios sobre proyectos ya en marcha.

La prohibición de conexiones en “T” aparece como uno de los puntos más sensibles. Suárez Lozano advierte que podría aumentar los costos de conexión, al obligar a construir nuevas infraestructuras, aunque plantea que un periodo de transición para proyectos en trámite avanzado podría suavizar la medida.

Sobre los nuevos criterios de tensión y cortocircuito, aclara que están en línea con estándares internacionales recientes y que, si bien no son más exigentes que en otros países líderes, sí suponen un cambio profundo para Colombia.

En paralelo, la activación de la regulación primaria de frecuencia para renovables introduce un debate económico y técnico: aunque podría representar un ingreso adicional si se habilitan esquemas de compensación con almacenamiento, también exige inversiones en baterías y una coordinación estrecha con los operadores del sistema.

El impacto contractual tampoco es menor: cambios regulatorios de este calibre pueden obligar a revisar los términos de los PPAs y contratos de conexión, especialmente en lo relacionado con precios y obligaciones técnicas, lo que abre la puerta a renegociaciones complejas.

Con todo, el abogado subraya que la clave está en el presente. “Participar en la consulta pública es la vía más efectiva para solicitar compensaciones o plazos adicionales y reducir riesgos futuros”.

Los interesados tendrán hasta el 11 y el 18 de septiembre para enviar sus observaciones, en un proceso que definirá cómo Colombia afianza la integración de renovables en su matriz eléctrica.

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HyperStrong impulsa 30GWh de almacenamiento energético en Latinoamérica

Con una cartera global que supera los 40GWh de almacenamiento energético desplegados y otros 20GWh en proceso de envío, HyperStrong, proveedor de soluciones, intensifica su presencia en Latinoamérica con un pipeline regional que ya supera los 30GWh, apuntalado por proyectos utility-scale y soluciones específicas para el segmento comercial e industrial. 

“La compañía se está expandiendo por Latinoamérica con especial atención a México, Brasil, Chile y Argentina”, aseguró el director de Desarrollo de Negocios para LATAM, Tristan Wallbank. La estrategia contempla la formación de un equipo sólido, alianzas estratégicas y, según anticipó el ejecutivo, planean futuras inversiones directas, como la posiblidad de instalar fábricas o centros de ensamblaje.

“Priorizamos los mercados mexicano, chileno y brasilero, donde la demanda a escala de servicios públicos es la más fuerte. La empresa adapta soluciones como la serie HyperBlock a las necesidades locales”, agregó.

En México destaca su participación en el proyecto Puerto Peñasco (24MWh) y la reciente alianza con BioEsol, que eleva la capacidad total desplegada a 44MWh. En Chile, ya operan soluciones como Punta (6MWh), participan activamente en licitaciones públicas y tienen colaboraciones con empresas de servicios públicos, mientras que en Brasil mantienen conversaciones avanzadas con productores independientes de energía (IPPs). En Argentina, en tanto, avanzan negociaciones para proyectos a gran escala, en línea con los objetivos de descarbonización que promueve el país.

“HyperStrong se encuentra en una posición privilegiada para respaldar proyectos locales de almacenamiento de energía y busca fortalecer su presencia con soluciones optimizadas con IA como MagicBlock y análisis predictivo para alcanzar el máximo retorno de la inversión (ROI)”, manifestó Wallbank.

La propuesta tecnológica de la empresa se adapta a los distintos niveles de madurez del mercado y a las exigencias del entorno latinoamericano, caracterizado por climas extremos, redes eléctricas heterogéneas y marcos regulatorios en evolución. Entre sus soluciones más relevantes para la región se encuentra el HyperBlock M, un sistema modular con inteligencia artificial, eficiencia de ciclo ≥93% y vida útil de 20 años, especialmente diseñado para estabilizar redes y maximizar la integración de fuentes renovables.

 A ello se suma el HyperBlock III, un sistema de 5MWh con refrigeración líquida, gestión térmica avanzada y una densidad energética 34.5% superior a configuraciones convencionales, lo que permite optimizar costos y reducir el espacio físico requerido. Para aplicaciones comerciales e industriales, HyperStrong ofrece la serie HyperCubeC&I, basada en baterías semi-sólidas, implementación plug-and-play y funciones inteligentes de gestión de picos de demanda

“Todas nuestras soluciones están respaldadas por una plataforma de inteligencia artificial que permite un monitoreo constante y adaptabilidad en condiciones extremas”, enfatizó y aseguró que sus tecnologías tienen una eficiencia de ciclo completo superior al 93%.

La compañía, fundada en 2011 y con sede en Beijing, se posiciona como uno de los principales integradores globales de sistemas de almacenamiento de energía (BESS) y soluciones inteligentes para redes eléctricas.  Reconocida por S&P Global como uno de los tres principales integradores de BESS a nivel mundial, refuerza su compromiso con el continente americano a través de una expansión sostenida.

La compañía proyecta una expansión agresiva en un mercado que se encuentra en plena aceleración. Según Bloomberg, el almacenamiento energético en Chile pasará de 3.8GWh en 2024 a 41GWh en 2027, impulsado por la hibridación de renovables y la demanda creciente del sector minero. Brasil proyecta alcanzar 16GWh en el mismo período, aunque aún enfrenta desafíos regulatorios.

Este posicionamiento regional se apoya no solo en la escala global de la empresa, sino también en el desarrollo de productos que apuntan a reducir el LCOEs (Levelized Cost of Storage), garantizar eficiencia y ofrecer seguridad operativa en zonas de difícil acceso o con redes inestables.

“La combinación de escala, rendimiento y conocimiento regional convierte a HyperStrong en un socio ideal para la transición energética de América Latina”, concluyó el ejecutivo, quien confirma que el próximo ciclo de crecimiento vendrá acompañado de estructuras locales más robustas, servicios posventa integrales y un abanico de productos diseñados específicamente para los desafíos latinoamericanos.

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Rodríguez define el rumbo energético de Panamá con foco en inversión, electrificación e integración regional

En una reunión celebrada el 21 de agosto de 2025 en el Salón Paz del Palacio de Las Garzas, el Gobierno panameño presentó oficialmente los lineamientos de su nueva política energética. Convocados por la Secretaría Nacional de Energía, los representantes de las 62 empresas que operan las 110 plantas de generación del país conocieron de primera mano las prioridades del quinquenio en materia eléctrica.

El encuentro fue aperturado por el Ministro de la Presidencia, Juan Carlos Orillac, quien destacó la necesidad de atraer capital al sistema energético panameño.

“El país está ávido de las inversiones que se puedan realizar en este sector”, sostuvo, al remarcar la importancia que la infraestructura energética tiene para el crecimiento económico y el bienestar social.

A continuación, el Secretario Nacional de Energía, Rodrigo Rodríguez J., expuso la hoja de ruta del Gobierno de José Raúl Mulino para el sector.

“Nuestro compromiso fue asegurar la contratación de la energía que Panamá necesita bajo las mejores condiciones, actualizar la planificación energética nacional y consolidar la interconexión como un proyecto de Estado”, expresó Rodríguez ante los representantes del sector privado.

Uno de los puntos centrales de la exposición fue la revisión del cronograma de licitaciones, un aspecto clave para modernizar el esquema de contratación. Rodríguez indicó que el objetivo fue trabajar en una mejora de estos procesos, con el fin de generar condiciones que beneficien directamente a los usuarios.

En ese sentido, el funcionario anunció la actualización del Plan Energético Nacional, cuya revisión periódica es un mandato legal. Esta hoja de ruta definirá los lineamientos estratégicos de la política energética del presente quinquenio. Rodríguez explicó que el documento servirá para integrar sostenibilidad, confiabilidad y eficiencia, orientando el desarrollo del sistema energético panameño.

En paralelo, se anunció el inicio de un proceso de reforma de la Ley 6, con el foco puesto en las concesiones de distribución eléctrica.

“La tarea inmediata fue preparar una reforma que permita asegurar la mejor licitación de las concesiones de las distribuidoras eléctricas”, señaló Rodríguez, quien subrayó que mejorar el servicio es una obligación pendiente con la ciudadanía.

Otro eje fundamental de la política energética será la electrificación masiva de zonas aún no atendidas. El Secretario manifestó que la meta es llevar energía a más de 80 mil hogares panameños que aún no cuentan con este servicio básico, lo que calificó como un paso necesario para el desarrollo económico y social del país.

Además de ampliar el acceso residencial, la estrategia incluye la electrificación de la economía en su conjunto. Rodríguez resaltó la necesidad de acelerar la incorporación de la movilidad eléctrica y la electrificación de procesos industriales, sectores que consideró determinantes para aumentar la competitividad nacional y modernizar la matriz productiva.

Durante la reunión, también se reafirmó el impulso al proyecto de Interconexión Eléctrica con Colombia, como parte de una visión regional más integrada.

“Panamá continuará impulsando este proyecto por la importancia que tiene en la integración regional y los beneficios que representa para el país”, afirmó el Secretario.

El encuentro cerró con un mensaje institucional enfocado en la transparencia y el trabajo conjunto. Rodríguez aseguró que todas estas acciones se llevarán adelante respetando la autonomía institucional y fortaleciendo la relación con las entidades competentes, para garantizar un proceso sostenible que responda a las necesidades de la población.

Actualmente, el sistema eléctrico panameño cuenta con 110 plantas de generación operadas por 62 empresas. La capacidad instalada es de 4.105 megavatios, y la generación eléctrica neta acumulada al mes de agosto de 2024 fue de 8.587 gigavatios-hora. La matriz está compuesta por fuentes hidráulicas (45%), gas (17,2%), búnker (13,1%), solar (12,1%) y eólica (8,2%).

Con una estrategia centrada en la planificación, las inversiones y la equidad energética, el Gobierno de Panamá abre una nueva etapa para el sector eléctrico, buscando consolidar una matriz más robusta, moderna y sostenible.

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La reforma energética redefine la generación distribuida en México: sin net metering y con mayor umbral sin permisos

México avanza hacia una nueva etapa en la política energética nacional con la implementación de una reforma que impacta en la generación distribuida. Entre los cambios más significativos se encuentra la eliminación del net metering y la elevación del umbral sin permisos de generación de 500 a 700 kilowatts.

La eliminación del net metering implica un rediseño integral de los sistemas fotovoltaicos, sobre todo para aquellos actores que apostaban por modelos de compensación energética basados en excedentes.“Lo que se elimina es el método uno a uno, en el que un megawatt inyectado equivalía a uno consumido posteriormente”, explicó Sofía Díaz Plascencia, especialista en energías renovables en diálogo con Energía Estratégica.

Y advirtió: “A partir de ahora, los excedentes serán valorizados bajo un precio regulado que aún no ha sido publicado oficialmente. Todavía no se conocen ni la metodología ni las tarifas”.

Si bien no se conocen las tarifas,  apuntó que el valor proyectado será inferior al precio que pagan los usuarios por su consumo, lo que reduce considerablemente la rentabilidad de los sistemas. Este nuevo esquema obliga a dimensionar los proyectos fotovoltaicos de forma mucho más precisa. “Ya no vas a dimensionar para cubrir toda tu demanda, sino para evitar inyectar energía que no vas a consumir”, planteó Díaz Plascencia. 

De esta manera, el diseño de los proyectos pasará a estar estrictamente ligado al perfil de consumo, con el objetivo de minimizar inyecciones no aprovechadas. “Eso genera una estabilidad al sistema, que es lo que se está buscando”, agregó.

En paralelo, la elevación del umbral de generación distribuida sin permiso, de 500 a 700 kilowatts, representa una buena señal para el sector, que venía solicitando esta actualización desde hace años. Sin embargo, Díaz Plascencia manifestó que, en base a conversaciones recientes que mantuvo con actores del mercado, aún no se está implementando y regresan las solicitudes a 500 kW.

El nuevo modelo también se vincula con un aspecto técnico clave: la capacidad de las redes. Según la especialista, la eliminación del net metering responde, en parte, al riesgo de saturación de las infraestructuras eléctricas, particularmente en zonas con alta concentración de sistemas solares. “Proyectos de hasta 700 kW, sin control ni almacenamiento, ya representan una carga considerable para la red”, advirtió Díaz Plascencia. Por eso, las autoridades imponen nuevas obligaciones para proyectos de más de 20 MW, que deberán contar con sistemas de respaldo —como baterías— o pagar a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) por garantizar su estabilidad operativa.

La insuficiencia de líneas de transmisión es uno de los principales problemas que enfrenta el país ya que genera congestión, dispara los precios de la energía y limita el desarrollo de nuevos proyectos renovables. Según el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2024-2038, se estima que para poder incorporar entre 15 y 20 GW de renovables al sistema eléctrico al año 2030, el país necesita construir por lo menos 15.000 kilómetros de nuevas líneas de transmisión, además de revisar y modernizar muchas de las existentes, incluyendo las subestaciones de servicio.

Pese a este panorama complejo, la especialista asegura que la generación distribuida seguirá creciendo, aunque con nuevas reglas de juego. “No se trata de instalar más, sino de instalar mejor”, resumió. En 2024 México sumó más de 1 GW en nuevas instalaciones de hasta 0,5 MW alcanzando los 4,4 GW, de acuerdo a cifras oficiales. Según Gilberto Sánchez, vicepresidente de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), el país se encuentra frente a la “antesala de la generación distribuida 2.0”. El vicepresidente de la asociación asegura que, a pesar de que las cifras no se publicaro, el país ya contaría con 5.000 MW instalados hasta el primer semestre del 2025. Esa cifra equviale al 8,15% de la demanda máxima registrada en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

Bajo este nuevo marco normativo, los proyectos deberán estar diseñados con una lógica de eficiencia y estabilidad. De cara al segundo semestre de 2025, el sector aguarda definiciones clave sobre las tarifas de inyección, la habilitación efectiva del umbral de 700 kW y la aplicación concreta de las leyes secundarias.

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Risen presentará innovaciones tecnológicas en Intersolar South America 2025

RISEN presenta innovaciones tecnológicas en Módulos Fotovoltaicos, Inversores y Almacenamiento de Energía con Baterías (BESS) a través de RISEN STORAGE en el evento Intersolar South America 2025, que se realizará del 26 al 28 de agosto en Expo Center Norte, São Paulo, Brasil. 

El destaque entre los lanzamientos de RISEN para el mercado latinoamericano es la línea de microinversores LUVIT, con una potencia de 2400W, 4 entradas totalmente independientes y compatibles con módulos de alta potencia, lo que los hace versátiles para aplicaciones residenciales o proyectos C&I de pequeño porte.

Como proveedora de soluciones energéticas, en esta edición de Intersolar 2025, RISEN resalta su portafolio completo de soluciones para generación y almacenamiento de energía, con los módulos HJT de 740W y una eficiencia del 23,5%, la línea Stack1 con baterías modulares de 48 a 120kWh, ideales para residencias, pequeños comercios e industrias, además de la línea iCon, compuesta por gabinetes all-in-one, plug & play, con capacidades que varían entre 215kWh y 261kWh.

La empresa también presentará soluciones BESS para aplicaciones en proyectos a gran escala, como la línea eFlex, con capacidad de almacenamiento de 836kWh por gabinete, y la línea eTron, con capacidad de almacenamiento de hasta 6,5MWh por contenedor de 20HQ.

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AME Chile realiza gira centroamericana junto a OLADE para impulsar redes de mujeres en energía

Entre el 12 y el 16 de agosto de 2025, la Asociación de Mujeres en Energía de Chile (AME Chile), en alianza con la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), realizó una gira regional que dio inicio a un proceso histórico: la instalación de los cimientos de la RedLACME. La iniciativa busca fortalecer el liderazgo transformador de las mujeres en energía y construir, desde los territorios, una plataforma de integración regional. 

“Desde AME Chile asumimos con gran responsabilidad la confianza que OLADE ha depositado en nosotras al invitarnos a contar nuestra historia y demostrar que esto es posible. En poco más de dos años hemos reunido a más de 780 integrantes y nos hemos consolidado como una red reconocida. Cada paso nació de una convicción: cuando las mujeres colaboramos, ocurren transformaciones reales. Y aún más: cuando colaboramos todos los sectores —privado, público y sociedad civil—, llegamos aún más lejos”, señaló Pía Suárez, presidenta de AME Chile. 

Guatemala: iniciar con propósito 

El 12 de agosto, en el Ministerio de Energía y Minas de Guatemala, se realizó el Primer Taller Nacional de Construcción de Redes de Mujeres en Energía, con la participación de más de 20 profesionales de los sectores público, privado y académico. 

La jornada permitió consensuar una declaración de propósito, identificar puntos focales y dar inicio al proceso de articulación de una futura red nacional. 

Costa Rica: visión compartida desde el territorio 

El 14 de agosto, en la sede regional del Instituto Nacional de las Mujeres (INAMU) en Puntarenas, más de 12 participantes reflexionaron sobre los desafíos estructurales del sector energético costarricense. 

El encuentro avanzó en la definición de una hoja de ruta que conjuga identidad territorial y visión regional.

Honduras: acuerdos para la sostenibilidad 

La gira culminó el 16 de agosto en Tegucigalpa, con un desayuno de trabajo organizado por la Secretaría de Energía de Honduras y el Colegio de Ingenieros Mecánicos, Electricistas y Químicos de Honduras (CIMEQH). Más de 30 mujeres reafirmaron su intención y compromiso para avanzar en la creación de una red nacional. 

“Lo vivido en esta gira es profundamente valioso. Estamos convencidos de que las redes de mujeres en energía son vitales para lograr la articulación necesaria y asegurar que la voz de las mujeres forme parte integral del futuro energético de la región”, destacó Gloria Alvarenga, directora de Integración, Acceso y Seguridad Energética de OLADE. 

De esta forma, y con tres procesos nacionales ya en marcha, la RedLACME comienza a gestarse como una plataforma regional viva y estratégica, que reconoce el valor del trabajo colaborativo y el liderazgo transformador de las mujeres en el sector energético de América Latina y el Caribe. 

RedLACME: una red con identidad y sentido 

La conformación de la RedLACME tiene como antecedente el Memorando de Entendimiento firmado en la Semana de la Energía de OLADE en 2024, en Asunción, Paraguay, entre AME Chile y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), representada por su Director Ejecutivo, Andrés Rebolledo Smitmans. Este acuerdo estableció las bases para promover y fortalecer la participación y los roles de las mujeres en el sector energético en América Latina y el Caribe. En ese marco: 

  • OLADE se comprometió a actuar como organismo técnico de apoyo, facilitando vínculos con sus países miembros. 
  • AME Chile asumió el rol de acompañar a cada país en la creación y desarrollo de asociaciones nacionales de mujeres en energía, y de articular la RedLACME como plataforma regional. 

La metodología aplicada en la gira de 2025 fue diseñada conjuntamente por AME Chile y OLADE, y adaptada a cada contexto nacional. En todas las jornadas se abordaron ejes clave para garantizar la sostenibilidad de las redes emergentes y su conexión con un ecosistema regional más amplio.

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Líderes tecnológicos globales proyectan el futuro de las renovables y el almacenamiento en FES Perú

El próximo 29 de septiembre, Lima será sede de la primera edición del Future Energy Summit (FES) Perú, evento que reunirá a más de 500 stakeholders del sector energético, incluyendo CEOs, directores y responsables técnicos de las principales empresas de energías renovables de la región.

Con una combinación de visión estratégica, experiencia internacional y soluciones de vanguardia, FES Perú será el espacio donde se debatirán temas clave para el mercado energético peruano, como la modificación de la Ley 32249, que busca habilitar mecanismos similares a las licitaciones “a la chilena”, incluyendo baterías y contratos PPA de largo plazo, así como también el avance del almacenamiento energético y la integración de energías renovables en los sectores minero, industrial y comercial. Cabe recordar que recientemente Energía Estratégica y Future Energy Summit publicaron un reporte técnico gratuito que reúne las principales claves para el desarrollo del mercado energético peruano. 

Otro de los ejes destacados será la innovación tecnológica aplicada a proyectos solares de gran escala y almacenamiento de energía. En ese marco, empresas como Solar Steel, Sungrow, Solax Power, Canadian Solar, Luz del Sur y Yingli Solar compartirán su visión y experiencia sobre el avance del sector.

Entradas FES Perú

En ese contexto, uno de los casos más emblemáticos que se presentarán es el del proyecto CSF Illa, ubicado en La Joya, Arequipa, que se convertirá en el más grande del país y uno de los mayores de Latinoamérica. En él, Solar Steel —representada por Christopher Atassi, CEO de la compañía, quien participará del panel “Innovación tecnológica, eficiencia y almacenamiento para maximizar la competitividad del sector solar en la región andina”— está suministrando más de 6.800 seguidores solares 1P, para una capacidad total de 472 MW, soportando más de 740.000 módulos de alta potencia.

Sungrow también será protagonista en FES Perú por su papel en proyectos emblemáticos como la Central Solar Fotovoltaica San Joaquín, de 104,3 MWac, equipada con sus inversores SG1100UD, además de haber desarrollado junto a Migiva Group la primera planta solar flotante del país, en el departamento de Ica. Con presencia regional, la empresa se posiciona en Perú con soluciones para almacenamiento modular, eficiencia energética y sustentabilidad.

Por su parte, Luis Castillo, General Manager Latam de Solax Power, brindará un keynote enfocado en soluciones integradas de almacenamiento para el segmento de generación distribuida. La empresa ha desarrollado productos como los gabinetes ESS-AELIO y ESS-TRENE, con capacidades escalables de entre 100 kWh y varios megavatios, y lanzará en 2025 su nuevo inversor X3-GRAND, de 300 kW a 350 kW, diseñado para responder a las necesidades de minigranjas solares y entornos comerciales en regiones como los Andes.

El evento también contará con la participación de Yingli Solar en el panel 7 “Soluciones tecnológicas y constructivas para el despegue de los proyectos solares de diferentes escalas en Perú”.  Su Managing Director, Luis Contreras, detallará el avance de la empresa en tecnologías n-type TopCon, que ofrecen mejor rendimiento en condiciones de altas temperaturas y bajas irradiancias.  La compañía sigue una hoja de ruta tecnológica que incluye el desarrollo de células de contactos posteriores y células tándem, con el objetivo de incidir directamente en la competitividad del costo por vatio pico (USD/Wp).

Canadian Solar también estará presente, representada por Franco Postigo, Sales Manager, en el panel sobre nuevas tendencias del sector energético peruano. La compañía está liderando un enfoque estratégico que busca transformar la percepción de los paneles solares como commodities y posicionarlos como herramientas para optimizar el retorno sobre la inversión y reducir el LCOE. 

La empresa ofrece soluciones de alta eficiencia como sus paneles TopCon de 720W y prepara la incorporación a Latinoamérica, para fines de 2025, de tecnologías de almacenamiento avanzadas desarrolladas en Estados Unidos, vinculadas al reciclaje de paneles solares con tasas de recuperación de hasta el 95%.

Uno de los principales debates del mercado peruano es sobre infraestructura energética. En ese contexto, Mario González del Carpio, CEO de Luz del Sur, participará del panel dedicado a la visión de los grandes actores para el impulso de la transición energética en Perú, junto con los CEOS de Orygen y Pluz Energía Perú. 

En línea con su apuesta por reforzar su portafolio renovable, recientemente Luz del Sur concretó la adquisición del parque eólico San Juan de Marcona, de 135,7 MW, uno de los más relevantes del país, por un monto de 253 millones de dólares, ampliando así su presencia en la generación limpia y fortaleciendo su rol en el sistema de transmisión eléctrica.

Con esta combinación de visión estratégica, experiencia internacional y soluciones de vanguardia, FES Perú se proyecta como el escenario clave donde se definirán las próximas etapas de crecimiento del mercado solar fotovoltaico y de almacenamiento en el país. Además, los espacios de networking reunirán a más de 500 representantes de empresas con el objetivo de consolidar alianzas, avanzar en nuevos contratos y fomentar un ecosistema que acelere la transición energética en Perú y la región andina.

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¿Quiénes son los líderes energéticos ya confirmados para FES Colombia y Chile?

Future Energy Summit (FES) se ha convertido en la gira internacional más influyente de Hispanoamérica en materia de transición energética. En cada edición convoca a CEOs, autoridades, inversores y asociaciones para debatir sobre la hoja de ruta de las energías limpias, combinando networking de alto nivel y análisis de coyuntura.

Este 2025, la gira llega a Colombia y Chile con dos ediciones que pondrán en agenda los principales retos y oportunidades de cada mercado.

El 21 y 22 de octubre celebrará su quinta edición en la ciudad Bogotá, Colombia, donde más de 500 ejecutivos, inversores y autoridades se reunirán para debatir sobre el futuro de las renovables en un mercado en expansión.

La coyuntura del país es decisiva: Colombia alcanzó en junio de 2025 los 2030 MW de capacidad solar instalada, un 59 % más que el año anterior. Sin embargo, solo 1299 MW cuentan con reconocimiento en la Capacidad Efectiva Neta (CEN), debido a las exigencias técnicas del sistema. Para este año, el Ministerio de Minas y Energía prevé sumar 697 MW adicionales mediante 22 proyectos renovables, con inversiones por encima de los USD 500 millones.

En este escenario, el evento contará con la presencia de Francesco Bertoli (CEO de Enel Colombia), Rubén Borja (Country Manager de Atlas Renewable Energy en Colombia), Luis Castillo (General Manager Latam de Solax Power) y Julián Lemos (Vicepresidente Corporativo de Estrategia y Nuevos Negocios de Ecopetrol).

También participarán líderes gremiales como Kathrine Simancas (Directora de Energía & Gas de ANDESCO), Natalia Gutiérrez Jaramillo (Presidenta Ejecutiva de ACOLGEN), Ángela Patricia Álvarez Gutiérrez (Directora Ejecutiva de FENOGE) y Ricardo Garro (Director Comercial Latinoamérica de CATL).

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FES Chile 2025

Santiago será la sede de la cuarta edición del Future Energy Summit en Chile y el cierre de la gira de este año, los días 26 y 27 de noviembre. 

Un mercado que se mantiene como líder regional con más del 70% renovable de 36 GW de capacidad instalada pero enfrenta temas estratégicos: el auge de más de 14 GW en proyectos BESS en calificación, los avances en permisos sectoriales y las licitaciones de suministro 2025/01 por 1.680 GWh, prevista para adjudicarse en octubre, y la ya iniciada convocatoria excepcional de corto plazo para el suministro 2026 de clientes regulados (ver nota).

A esto se suman que el país tendrá elecciones presidenciales en noviembre y que, a nivel legislativo, se mantienen los debates sobre los proyectos de ley que amplían subsidios eléctricos, metas de ERNC y un anteproyecto para acelerar la descarbonización hacia 2035, junto con la tramitación de reglamentos clave para la operación del sistema.

En este marco, FES contará con la participación de Ana Lía Rojas (Directora Ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento – ACERA-), Juan Villavicencio (CEO de ENGIE Chile), Jaime Toledo (CEO Sudamérica de Acciona Energía) y José Ignacio Escobar (CEO de Colbún).

A ellos se sumarán Fernanda Varela (Directora Ejecutiva de Agencia Polux Comunicaciones), Daniela González (Socia Directora de Domo Legal), Luis Contreras (Managing Director de Yingli Solar), Pedro Correa Álvarez (CTO de Suncast), Katherine Hoelck (Presidenta de Cigré Chile), Ángela Castillo (Business Development Director de Black and Veatch) y Carlos Cabrera (Managing Partner de Sphera Energy).

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Gira FES 2025

Perú esel  destino presencial en Latinoamérica más próximo de la gira FES 2025, y la primera vez que Future Energy Summit llegará al país. El lunes 29 de septiembre, el encuentro promete una importante convocatoria de stakeholders locales e internacionales, tal como lo viene haciendo en otras latitudes. Dicho evento se desarrollará en un contexto donde el parque de infraestructura de generación y transmisión está en plena expansión y la implementación de modificaciones legislativas y reglamentos motivaría nuevas licitaciones.

Es decir que, con espacios exclusivos de debate y networking, el encuentro en Perú se dará en un momento cúlmine para las renovables, a raíz de las altas expectativas por la aprobación del nuevo reglamento de contrataciones de electricidad para el suministro de los Usuarios Regulados (leer), basado en criterios de licitaciones.

📌Más información: https://futurenergysummit.com/summits-fes/ 

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